Задвижки клиновые для газа

Задвижки клиновые для газовых сред: конструкция, применение, стандарты и выбор

Клиновая задвижка – это тип трубопроводной арматуры с запирающим элементом в форме клина, перемещаемым перпендикулярно оси потока рабочей среды. При эксплуатации на газовых средах, включая природный, сжиженный, попутный нефтяной и другие технологические газы, к данным устройствам предъявляются повышенные требования по герметичности, безопасности, материалу исполнения и условиям эксплуатации. Основная функция – полное перекрытие потока (запорная арматура), регулирование не допускается.

Конструктивные особенности и принцип действия

Конструкция клиновой задвижки для газа базируется на корпусе, внутри которого расположены два седла, находящиеся под углом друг к другу, образующие посадочные поверхности. Между ними перемещается затвор – клин. При вращении шпинделя (приводного вала) клин опускается в межседельное пространство, плотно прижимаясь к уплотнительным поверхностям седел и перекрывая проход. Для обеспечения требуемой герметичности на газе используются различные типы клина и уплотнений.

Типы клиньев в задвижках для газовых сред

• Жесткий клин: Цельная металлическая конструкция с высокой точностью обработки. Обеспечивает надежное уплотнение, но требует точной подгонки угла клина к углу между седлами. Чувствителен к перепадам температур и механическим нагрузкам, что может привести к заклиниванию или потере герметичности.
• Двухдисковый (упругий) клин: Состоит из двух дисков, соединенных между собой разъемным или упругим элементом. Диски могут самоустанавливаться относительно седел, компенсируя незначительные перекосы, температурные деформации и износ. Наиболее распространенный тип для газовых трубопроводов, так как обеспечивает более высокий класс герметичности и меньший риск заклинивания.
• Распорный (шариковый) клин: Разновидность двухдискового клина, где диски раздвигаются под действием распорного механизма (шайбы, грибка) при закрытии, обеспечивая плотный прижим к седлам. Позволяет достигать высоких показателей герметичности даже при низком давлении среды.

Критически важные элементы конструкции для газовых применений

• Система уплотнения шпинделя (сальниковый узел): Для предотвращения утечки газа по штоку применяются многорядные сальниковые набивки из графита, армированного тефлона (PTFE) или комбинированных материалов. Современные конструкции включают сильфонный узел, обеспечивающий абсолютную герметичность, что критически важно для токсичных или взрывоопасных газов.
• Материалы уплотнительных поверхностей: Для обеспечения класса герметичности «А» по ГОСТ 9544 (нулевая утечка) применяются наплавленные уплотнительные поверхности из коррозионно-стойких и износостойких сплавов: стеллит (сплав на основе кобальта), никелевые сплавы (например, Inconel), или твердые покрытия на основе карбида хрома. В ряде случаев используются мягкие уплотнения из фторопласта или резины, но их применение ограничено температурным и давностным режимом.
• Конструкция корпуса: Выполняется цельнолитой, сварной или штампосварной. Предпочтение отдается конструкциям с минимальным количеством сварных швов. Фланцевое соединение – наиболее распространенное, должно соответствовать стандартам по давлению и типу уплотнения (шип-паз, выступ-впадина для газов).

Классификация и основные параметры выбора

Параметр	Варианты исполнения и пояснения
Условное давление (PN, Ру)	PN16, PN25, PN40, PN63, PN100, PN160, PN250. Для магистральных газопроводов высокого давления применяются задвижки на PN100 и выше.
Условный проход (DN, Ду)	От DN50 (Ду50) до DN1400 (Ду1400) и более. Наиболее распространенный диапазон для распределительных сетей: DN50-DN300.
Тип присоединения к трубопроводу	Фланцевое (по ГОСТ 33259, ГОСТ 12815, ASME B16.5), муфтовое (резьбовое) для малых диаметров, приварное (стыковой сваркой).
Тип привода	Ручной (маховик), редукторный (для больших усилий), электропривод (для АСУ ТП и удаленного управления), пневмо- или гидропривод (во взрывозащищенном исполнении).
Климатическое исполнение и рабочая температура	Исполнение для умеренного (У), холодного (ХЛ) климата. Материалы корпуса и уплотнений должны сохранять свойства в диапазоне температур транспортируемого газа (от -60°C для северных месторождений до +120°C на технологических линиях).
Класс герметичности	По ГОСТ 9544: классы «А», «В», «С», «D». Для газовых сред обязателен класс «А» (допустимая утечка – 0). По ISO 5208: Class A (самый строгий).
Материал корпуса	Углеродистая сталь (25Л, 35Л), легированная сталь (09Г2С, 12Х18Н9Т, 20Х13), нержавеющая сталь (AISI 304, 316). Выбор зависит от давления, агрессивности среды (наличие сероводорода, СО2, влаги) и температуры.

Применение в газовой отрасли

• Магистральные газопроводы: На линейной части, в узлах запуска и приема очистных устройств, на отводах. Используются полнопроходные задвижки с электроприводом, часто с системой аварийного закрытия.
• Газораспределительные станции (ГРС) и пункты (ГРП): В качестве основного отключающего устройства на входе и выходе, на байпасных линиях. Требования по безопасности и надежности максимальны.
• Подземные хранилища газа (ПХГ): На скважинах и технологических линиях закачки/отбора.
• Объекты газопотребления: На вводе в промышленные предприятия, котельные, ТЭЦ.
• Технологические установки: На линиях технологического газа в нефтегазопереработке.

Нормативная и стандартизирующая база

Проектирование, производство и поставка задвижек для газа регламентируются строгими стандартами.

• ГОСТ 28338-2016: Проходы условные (Ду).
• ГОСТ 33259-2015 (ISO 7005-2): Фланцы стальные для трубопроводов.
• ГОСТ 9544-2015: Нормы герметичности затворов арматуры.
• ГОСТ 9697-87 (и более новые ТР ТС 032): Задвижки на Ру от 1,6 до 25 МПа. Технические условия.
• Технический регламент ТР ТС 032/2013: О безопасности оборудования, работающего под избыточным давлением.
• Стандарты API: API 600, API 602, API 6D – для нефтегазовой промышленности.
• Стандарты ISO: ISO 14313 (API 6D), ISO 10434.

Особенности монтажа и эксплуатации на газовых трубопроводах

Монтаж должен производиться с учетом направления потока газа (обычно указано на корпусе). Перед установкой обязательна очистка полости корпуса и проверка на отсутствие посторонних предметов. Задвижка устанавливается в любом положении, но предпочтительно – маховиком вверх. При монтаже на подземный (заглубленный) газопровод необходимо использование удлинительных колонок для доступа к шпинделю и приводу. Эксплуатация требует регулярного технического обслуживания: проверка герметичности сальникового узла, смазка резьбовых пар, проверка легкости хода. Задвижка не предназначена для использования в качестве регулирующей – частично открытое положение приводит к вибрации, эрозии уплотнительных поверхностей и быстрому износу.

Ответы на часто задаваемые вопросы (FAQ)

Чем клиновая задвижка для газа принципиально отличается от задвижки для воды или пара?

Отличия заключаются в классе герметичности («А» для газа), материалах уплотнительных поверхностей (чаще твердые сплавы), конструкции сальникового узла (часто с сильфоном или усиленной набивкой) и типе испытаний (испытания на герметичность проводятся на воздухе или инертном газе под давлением, а не на воде). Фланцы могут иметь исполнение под уплотнительные поверхности для газовых сред.

Почему для газа часто выбирают двухдисковый клин, а не жесткий?

Двухдисковый клин менее подвержен риску заклинивания при температурных колебаниях и механических нагрузках на трубопровод. Его самоустанавливающаяся способность обеспечивает более равномерный прижим дисков к седлам и, как следствие, более высокую и стабильную герметичность в условиях переменных температур, что характерно для наружных газопроводов.

Каковы основные причины негерметичности клиновой задвижки на газе?

• Износ или повреждение уплотнительных поверхностей клина и седел (эрозия, коррозия, задиры).
• Износ или недостаточное поджатие сальниковой набивки.
• Попадание механических частиц (окалина, песок) на посадочные поверхности.
• Деформация корпуса или шпинделя вследствие превышения допустимых нагрузок.
• Неправильный монтаж (перекос, напряжения в трубопроводе).

Что такое «сильфонная задвижка» и когда ее применяют для газа?

Это задвижка, в которой для герметизации подвижного соединения шпинделя с крышкой вместо сальника используется металлический сильфон – гофрированная оболочка. Она применяется на особо опасных, токсичных или дорогостоящих газах, где недопустимы даже минимальные утечки в атмосферу. Сильфон обеспечивает абсолютную герметичность штока на весь срок службы.

Как правильно выбрать тип привода для задвижки на газопроводе?

Выбор зависит от диаметра, давления, места установки и степени автоматизации. Ручной привод (маховик) – для DN до 150-200 мм и ручного управления. Редукторный – для DN свыше 200 мм для снижения усилия оператора. Электропривод – для систем АСУ ТП, дистанционного и аварийного управления. Пневмопривод – на объектах со своей пневмосетью или во взрывоопасных зонах, где применение электропривода требует дорогостоящей взрывозащиты.

Какие существуют альтернативы клиновым задвижкам для газа?

Основными альтернативами являются шаровые краны и шиберные (ножевые) задвижки. Шаровые краны обеспечивают высокую герметичность, быстрое перекрытие и компактность, но на крупных диаметрах высокого давления могут проигрывать в стоимости и требуемом моменте для управления. Шиберные задвижки эффективны для сред с возможными механическими включениями, но, как правило, имеют более низкий класс герметичности и применяются на подготовленном газе или в качестве запорных устройств на линиях сброса.

Как часто требуется техническое обслуживание и какие операции в него входят?

Периодичность ТО устанавливается производителем и регламентом предприятия, обычно 1 раз в 6-12 месяцев или согласно графику ППР. Включает: визуальный осмотр на наличие коррозии и повреждений, проверку легкости хода и полноты открытия/закрытия, диагностику герметичности сальникового узла и затвора (при возможности), подтяжку сальниковой набивки (если конструкция позволяет), проверку состояния и смазку привода, контроль болтовых соединений фланцев.