8 просмотров
Рейтинг статьи
1 звезда2 звезды3 звезды4 звезды5 звезд
Загрузка...

Большая энциклопедия нефти и газа

Большая энциклопедия нефти и газа

Плавкие предохранители широко применяют в электротехнических установках для защиты электрооборудования от токов перегрузки и коротких замыканий. Это аппараты однократного действия, требующие замены плавкого элемента после каждого срабатывания. При токах, несущественно превышающих номинальное значение, нагрев вставки имеет установившийся характер, при котором все выделяемое в ней тепло отдается в окружающую среду. При этом, кроме вставки, приблизительно до этой же температуры нагреваются все элементы предохранителя. Температура нагрева при этом такова, что плавкая вставка не расплавляется.

В аварийном режиме при быстром и значительном увеличении тока, проходящего через плавкий элемент, последний плавится, разрывая электрическую цепь.

Плавление вставки и разрыв тока должны произойти за возможно более короткое время и при небольших кратностях аварийного тока относительно номинального значения. Резкое сокращение времени плавления достигается применением специальной формы плавкой вставки либо использованием металлургического эффекта.

Плавкую вставку выполняют в виде пластины с вырезами, уменьшающими площадь ее сечения (рис. 319) на отдельных участках. На этих суженных перешейках выделяется больше тепла, чем на широких частях, из-за повышения сопротивления. В нормальном режиме работы избыточное тепло вследствие теплопроводности материала вставки успевает распространиться к более широким частям и вся вставка имеет практически одну температуру. При перегрузках нагрев суженных участков идет быстрее и тепло не успевает отводиться к широким участкам. В результате температура перешейков быстро достигает значения температуры плавления, что приводит к разрыву цепи.

Быстродействующие плавкие предохранители имеют несколько перешейков, чередующихся с широкими частями, а вставка состоит из нескольких лент фольги, включенных параллельно. При коротких замыканиях нагрев перешейков происходит настолько интенсивно, что практически отводом тепла от них можно пренебречь, и одновременно перегорают все или несколько перешейков.

Металлургический эффект заключается в том, что многие легкоплавкие металлы (олово, свинец и др.) способны в расплавленном состоянии растворять некоторые тугоплавкие металлы (медь, серебро и др.). Указанное явление используется в предохранителях на небольшие токи со вставками из ряда параллельных проволок, на которые напаяны небольшие оловянные шарики. При токах перегрузки, когда температура проволок вставки достигает температуры плавления олова, шарик расплавляется и растворяет часть металла, на который он напаян. Вставка перегорает в этом месте, причем температура всей вставки оказывается намного ниже температуры плавления металла, из которого она выполнена. В нормальном режиме шарик практически не влияет на температуру нагрева вставки. Такой способ применяют при тонких проводниках вставки и малых диаметрах шариков.

При возрастании диаметра вставки влияние металлургического эффекта резко снижается.

Работа предохранителя характеризуется его время-токовой характеристикой и уровнем ограничения тока i огр.

Время-токовая характеристика (рис. 320,а) показывает, за какое время отключит ток плавкий предохранитель при данной кратности проходящего через него тока по отношению к номинальному значению, т. е. характеризует его быстродействие в определенных условиях. Так, при номинальных значениях тока (I/I ном = 1) предохранитель не срабатывает, а при больших кратностях тока К/K ном отключает цепь за малое время t откл.

Действие плавкого предохранителя поясняется рис. 320,б. Ток в защищаемой цепи ограничивается значительно меньшим значением i oгр, чем без предохранителя (показано на рисунке штриховой линией).

Отключение аварийного тока плавким предохранителем характеризуется двумя зонами: плавления и гашения дуги. Зона плавления представляет собой отрезок времени от начала нарастания аварийного тока до образования электрической дуги (интервал времени 0 — t дг). Образование электрической дуги определяет начало ограничения аварийного тока.

По мере горения электрической дуги и увеличения напряжения на ней аварийный ток ограничивается, а затем и снижается до нуля. Время горения дуги зависит от параметров аварийного контура таких, как напряжение, ток, cos ?, а также от конструкции предохранителя.

Предохранители выбирают в зависимости от напряжения установки, где они должны эксплуатироваться. Номинальный ток плавкой вставки выбирают по наибольшему току нагрузки с учетом перегрузок, которые допускает предохранитель без плавления.

Предохранители — это электрические аппараты, предназначенные для защиты электрических цепей от токовых перегрузок и токов КЗ. Основными элементами предохранителя являются плавкая вставка, включаемая последовательно с защищаемой цепью, и дугогасительное устройство

К предохранителям предъявляются следующие требования.

Времятоковая характеристика предохранителя должна проходить ниже, но возможно ближе к времятоковой характеристике защищаемого объекта.

Время срабатывания предохранителя при КЗ должно быть минимально возможным, особенно при защите полупроводниковых приборов. Предохранители должны работать с токоограничением (§ 4.3).

При КЗ в защищаемой цепи предохранители должны обеспечивать селективность защиты.

4. Характеристики предохранителя должны быть стабильными, а технологический разброс их параметров не должен нарушать надежность защиты.

В связи с возросшей мощностью установок предохранители должны иметь высокую отключающую способность.

Конструкция предохранителя должна обеспечивать возможность быстрой и удобной замены плавкой вставки при ее перегорании.

Нагрев плавкой вставки при длительной нагрузке

Основной характеристикой предохранителя является времятоковая характеристика, представляющая собой зависимость времени плавления вставки от протекающего тока. Для совершенной защиты желательно, чтобы времятоковая характеристика предохранителя (кривая 1 на рисунке 5.1) во всех точках шла немного ниже характеристики защищаемой цепи или объекта (кривая 2 на рисунке 5.1). Однако реальная характеристика предохранителя (кривая 3) пересекает кривую 2. Поясним это. Если характеристика предохранителя соответствует кривой 1, то он будет перегорать из-за старения или при пуске двигателя. Цепь будет отключаться при отсутствии недопустимых перегрузок. Поэтому ток плавления вставки выбирается бо льше номинального тока нагрузки. При этом кривые 2 и 3 пересекаются. В области больших перегрузок (область Б) предохранитель защищает объект. В области А предохранитель объект не защищает.

При небольших перегрузках (1,5 — 2) I Н 0М нагрев предохранителя протекает медленно. Большая часть тепла отдается окружающей среде. Сложные условия теплоотдачи затрудняют расчет плавкой вставки.

Ток, при котором плавкая вставка сгорает при достижении ею установившейся температуры, называется пограничным током I по гр..

Рисунок 5.1. Согласование характеристик предохранителя и защищаемого объекта

Для того чтобы предохранитель не срабатывал при номинальном токе I но м, необходимо I пог р Iном, н. С другой стороны, для лучшей защиты значение I пог р должно быть возможно ближе к номинальному. При токах, близких к пограничному, температура плавкой вставки должна приближаться к температуре плавления.

В связи с тем, что время плавления вставки при пограничном токе велико (более 1 ч) и температура плавления ее материала составляет много сотен градусов Цельсия, все детали предохранителя нагреваются до высоких температур. Происходит тепловое старение плавкой вставки.

Для снижения температуры плавления вставки при ее изготовлении применяются легкоплавкие металлы и сплавы. Материалы плавких вставок и их свойства даны в таблице 5.1.

Читать еще:  Воздухообмен в теплом чердачном помещении

НЕФТЬ И ГАЗ

НЕФТЬ И ГАЗ
См. также
ХИМИЯ И МЕТОДЫ ПЕРЕРАБОТКИ НЕФТИ;
НЕФТЕХИМИЧЕСКИЕ ПРОДУКТЫ.
НЕФТЬ
Сырая нефть — природная легко воспламеняющаяся жидкость, которая находится в глубоких осадочных отложениях и хорошо известна благодаря ее использованию в качестве топлива и сырья для химического производства. Химически нефть — это сложная смесь углеводородов с различным числом атомов углерода в молекулах; в их составе могут присутствовать сера, азот, кислород и незначительные количества некоторых металлов. Природные углеводороды чрезвычайно разнообразны. Они охватывают широкий круг минералов от черных битумных асфальтов, таких, какие находятся в асфальтовом озере Пич-Лейк на о.Тринидад и битуминозных песчаниках Атабаски в Канаде, до светлых летучих нефтей (последние обнаружены, например, в районе Кетлмен-Хиллс в Калифорнии), которые могут быть непосредственно использованы как бензин в качестве моторного топлива. Между этими крайними случаями нефти имеют различный цвет и запах и значительно различаются по своим химическим и физическим свойствам. По цвету они могут быть желтыми, зелеными, янтарными, вишнево-красными, красно-коричневыми, темнокоричневыми или черными, некоторые нефти в отраженном свете флуоресцируют в зеленых или пурпурных цветах. Одни имеют приятный эфирный запах, другие — свежий, душистый; запах прочих напоминает скипидарный или камфорный, но многие имеют очень неприятный запах обычно из-за наличия сернистых соединений. По составу некоторые нефти приближаются к почти чистому бензину, другие вовсе не содержат бензиновых фракций. Аналогичным образом масляные фракции в некоторых нефтях составляют значительный процент, тогда как в других они отсутствуют. Встречаются залежи парафинового воска, и для таких твердых битумов как минерала имеется собственное название — горный воск (озокерит). Поиски нефти идут непрерывно во всех частях света. Геологические исследования показали, что нефть обычно находится в пористых осадочных породах (таких, как известняки и глины) невулканического происхождения, хотя обнаружены исключения из этого общего правила: известны промышленные месторождения и в магматических породах (месторождение Белый Тигр во Вьетнаме, где нефть добывается из гранитов) и ряд месторождений Якутии, где газоносны вулканические и вулкано-осадочные породы. Среди осадочных нефте- и газоносных пород ведущее место — порядка 50-60% — занимают песчаники, 40-45% — известняки и доломиты, а залежи в глинах скорее исключение. Важные нефтегазоносные области окружают Мексиканский залив и продолжаются в его подводную часть. Они включают богатые месторождения Техаса и Луизианы, Мексики, о.Тринидад, побережья и внутренних районов Венесуэлы. Крупные нефтегазоносные области располагаются в обрамлении Черного, Каспийского и Красного морей и Персидского залива. Эти районы включают богатые месторождения Саудовской Аравии, Ирана, Ирака, Кувейта, Катара и Объединенных Арабских Эмиратов, а также Баку, Туркмении и западного Казахстана. Нефтяные месторождения о-вов Борнео, Суматра и Ява составляют основные зоны полезных ископаемых Индонезии. Открытие в 1947 нефтяных месторождений в Западной Канаде и в 1951 в Северной Дакоте положило начало новым важным нефтегазоносным провинциям Северной Америки. В 1968 были открыты крупнейшие месторождения у северного побережья Аляски. В начале 1970-х годов крупные нефтяные месторождения были обнаружены в Северном море у берегов Шотландии, Нидерландов и Норвегии. Небольшие нефтяные месторождения имеются на побережьях большинства морей и в отложениях древних озер. Из сырой нефти различными физико-химическими методами производится более 3 тыс. продуктов. Эти продукты включают горючие газы, бензин, лигроин, растворители, керосин, газойль, бытовое топливо, широкий состав смазочных масел, мазут, дорожный битум и асфальт; сюда относятся также парафин, вазелин, медицинские и различные инсектицидные масла. Масла из нефти используются как мази и кремы, а также в производстве взрывчатых веществ, медикаментов, чистящих средств, пластмасс, все возрастающего числа различных химикатов. Многие нефтеперерабатывающие предприятия производят не только индивидуальные углеводороды, но и многие химические производные этих углеводородов.
ПРИРОДНЫЙ ГАЗ
Природный (нефтяной) газ, состоящий из метана и других легких насыщенных углеводородов, — весьма дешевое и удобное топливо. В 1987 в США было добыто почти 566 млрд. м3 и было установлено 5,3 трлн. м3 подтвержденных промышленных извлекаемых запасов, которые были бы исчерпаны к 1998, если бы сохранился уровень добычи 1987. В 1997 в США было более 50 млн. индивидуальных и много тысяч промышленных и торговых потребителей газа. Природный газ называется «сухим», если почти не содержит бензина (менее 1 л на 25 м3 газа). «Жирный» газ может содержать бензина в 10 раз больше. Смесь жидких углеродов может быть получена как путем сжатия и охлаждения газа, так и путем его абсорбции нефтью. Полученные жидкости называются сжиженным нефтяным газом (газоконденсатом) и имеют разнообразное применение. Главные составные части природного газа — метан, этан, пропан и бутан (в порядке уменьшения их содержания). Природный газ не содержит свободного водорода, монооксида углерода, кислорода, олефинов или ацетилена, хотя во многих залежах имеются диоксид углерода (углекислый газ), азот и сероводород. Ряд месторождений природного газа, большинство из которых располагается в США, содержит промышленные концентрации гелия. Природный газ широко распространен в мире, главным образом как попутный нефтяной газ. Ведущими странами-производителями газа являются США, Россия и Канада, но большие перспективы открытия потенциально значительных месторождений дают поисково-разведочные работы в море, особенно у побережья Африки, Азии, Южной Америки, в Северном и Каспийском морях. Главное использование природного газа — в качестве топлива в промышленности и быту. В промышленности он применяется при выплавке металлов и стекла, производстве извести и цемента, приготовлении хлеба и другой пищи и во многих других случаях. Он используется также в производстве бензина, сажи и некоторых важных химических продуктов, таких, как метиловый спирт, формальдегид, синтетический аммиак. В домашнем хозяйстве газ служит горючим в печах, нагревательных приборах, газовых плитах и т.п.
КРАТКАЯ ИСТОРИЯ ДОБЫЧИ И ПОТРЕБЛЕНИЯ НЕФТИ
Нефть и газ известны человечеству уже несколько тыс. лет. Задолго до н.э. выходы нефти и газа были обнаружены в бассейнах Черного и Каспийского морей и использовались для отопления, приготовления пищи, смазки, как цементирующий материал и дорожное покрытие, для заделывания щелей и смоления судов. За несколько столетий до н.э. в Китае производилось ударное бурение с использованием бамбуковых труб. Однако систематическая добыча нефти в мире началась лишь спустя 2000 лет. С 1954 по 1974 мировое производство сырой нефти увеличилось более чем в 4 раза — с примерно 700 млн. т до 2,9 млрд. т. После 1974 мировой экономический спад и сокращение добычи государствами-членами ОПЕК (Организации стран — экспортеров нефти) обусловили колебания добычи, которая достигла максимума в 3,2 млрд. т в 1979 и минимума 2,8 млрд. т в 1983. Крупнейшими производителями нефти в 1987 были СССР, США, Саудовская Аравия и Мексика. Оценка мировых доказанных извлекаемых запасов жидких углеводородов составила в 1990 125 млрд. т. Около 63% этих запасов сосредоточено на Среднем и Ближнем Востоке. Саудовская Аравия, Кувейт, Ирак, Объединенные Арабские Эмираты и Иран являются странами, где находятся крупнейшие доказанные извлекаемые запасы. В течение второй половины 1960-х и начала 1970-х годов потребление нефти возрастало примерно на 8% в год. В связи с мировым экономическим спадом и увеличивающимся использованием более распространенных горючих ископаемых, таких, как уголь, темп возрастания потребления нефти снизился к концу 1970-х годов до НЕФТЬ И ГАЗ6%. Резкое снижение мировых цен на нефть вследствие разработки альтернативных источников энергии к середине 1990-х годов вновь вызвало увеличение потребления нефти до 3 млрд. т; ведущими потребителями нефти являются США, Япония и Западная Европа. Данные о запасах и добыче углеводородов по отдельным странам приведены в табл. 1-4.

Читать еще:  Теплое поздравление с днем рождения женщине коллеге

Энциклопедия Кольера. — Открытое общество . 2000 .

Большая Энциклопедия Нефти и Газа

В качестве тензодиодов обычно применяют туннельные диоды, у которых отдельные участки вольт-амперной характеристики существенно зависят от деформации рабочего тела диода. [16]

Принцип действия тензодиода основан на изменении высоты потенциального барьера в р-и-переходе при деформации полупроводника. В качестве тензодиодов могут быть использованы туннельные диоды, динамическое сопротивление которых зависит от степени деформации и мало зависит от температурных изменений. При шунтировании туннельного диода сопротивлением, величина которого соизмерима с отрицательным сопротивлением диода, можно получить величину К. [18]

Этих недостатков нет у туннельных тензодиодов . Крутизна вольт-амперной характеристики туннельного диода на отдельных участках сильно зависит от деформации, что связано с изменением ширины запрещенной зоны. [19]

На рис. 11.5 приведены вольт-амперные характеристики тензодиода . Параметром является механическая сила, приложенная к диоду. [20]

На рис. 11.4 показан общий вид универсального тензодиода . Затем проводится глубокая диффузия примесей. Полученная таким образом / j — область состоит из узких пересекающихся каналов, образующих структуру сетки. [21]

Для тензочувствительных полупроводниковых приборов — тензорезисторов и тензодиодов — нужны материалы, характеризующиеся многодолинными энергетическими зонами с возможно большей анизотропией эффективных масс или под-вижностей носителей заряда по различным кристаллографическим осям. Так как свойства энергетических зон в одном и том же полупроводнике могут существенно отличаться, то характер и значение тензочувствителыюсти в полупроводнике с п — и р-типом электропроводности могут быть различны. Поэтому малая тензочувствительность в — полупроводнике еще не означает, что она не может быть большой в р-полупроводнике того же самого материала. [22]

Представляет интерес создание тензочувствительных приборов, состоящих из тензодиода и транзистора, причем транзистор служит лишь для усиления сигнала с тензодиода. Током базы является здесь ток через барьер Шоттки, который при постоянном напряжении на базе зависит от давления. [24]

При малых значениях деформаций и давлений чувствительность тензорезисторов оказывается недостаточной и применение находят тензодиоды , имеющие более высокий коэффициент тензочувствительности. [25]

Представляет интерес создание тензочувствительных приборов, состоящих из тензодиода и транзистора, причем транзистор служит лишь для усиления сигнала с тензодиода . Током базы является здесь ток через барьер Шоттки, который при постоянном напряжении на базе зависит от давления. [26]

В тензодиодах используется изменение величины потенциального барьера р-п-перехода, обусловленное изменением ширины запрещенной зоны при механической деформации. Чувствительность тензодиода к всестороннему давлению достигает нескольких сотен, а при одноосной деформации она значительно выше. [27]

В тензодиодах используется изменение величины потенциального барьера р — / г-перехода, обусловленное изменением ширины запрещенной зоны при механической деформации. Коэффициент тензочувствительности тензодиода к всестороннему давлению достигает нескольких сотен, а при одноосной деформации он значительно выше. [28]

Принцип действия тензодиода основан на изменении высоты потенциального барьера в р-и-переходе при деформации полупроводника. В качестве тензодиодов могут быть использованы туннельные диоды, динамическое сопротивление которых зависит от степени деформации и мало зависит от температурных изменений. При шунтировании туннельного диода сопротивлением, величина которого соизмерима с отрицательным сопротивлением диода, можно получить величину К. [29]

Тензометрами называют приборы, чувствительные к механическим деформациям. Полупроводниковые тензометры могут представлять собой сопротивления, меняющиеся при деформации, — тензорезисторы, и приборы с электронно-дырочными переходами — тензодиоды . [30]

Большая энциклопедия нефти и газа

Пневматическое испытание трубопроводов осуществляют для проверки их на прочность и плотность или только на плотность. В последнем случае трубопровод должен быть предварительно испытан на прочность гидравлическим способом. Аммиачные и фреоновые трубопроводы на прочность гидравлическим способом не испытывают.

Пневматическое испытание полагается производить воздухом или инертным газом, для чего используют передвижные компрессоры или заводскую сеть сжатого воздуха. Испытательное давление на прочность и длина испытываемого участка трубопровода надземной прокладки не должны превышать величин, указанных в табл. 20.

В исключительных случаях, вытекающих из требований проекта, разрешается проводить пневматическое испытание трубопроводов на прочность с отступлением от приведенных в таблице данных. При этом испытание необходимо проводить в строгом соответствии со специально разработанной (для каждого случая) инструкцией, обеспечивающей надлежащую безопасность работ.

Пневматическое испытание на прочность надземных чугунных, а также фаолитовых и стеклянных трубопроводов запрещается. В случае установки на стальных трубопроводах чугунной арматуры (кроме арматуры из ковкого чугуна) пневматическое испытание на прочность допускается при давлении не выше 4 кгс/см 2 , при этом вся чугунная арматура должна пройти предварительное гидравлическое испытание на прочность в соответствии с ГОСТ 356-59.

Давление в испытываемом трубопроводе следует поднимать постепенно, проводя его осмотр при достижении: 0,6 от испытательного давления — для трубопроводов с рабочим давлением до 2 кгс/см 2 ; 0,3 и 0,6 от испытательного давления — для трубопроводов с рабочим давлением выше 2 кгс/см 2 . При осмотре трубопровода увеличение давления не допускается. Окончательный осмотр производят при рабочем давлении и совмещают с испытанием трубопровода на плотность. При этом герметичность сварных стыков, фланцевых соединений и сальников проверяют путем обмазки их мыльным Или другим раствором. Обстукивание золотком трубопровода, находящегося под давлением , не допускается. Результаты пневматического испытания признают удовлетворительными, если за время испытания на прочность не произошло падения давления по манометру и при последующем испытании на плотность в сварных швах, фланцевых соединениях и сальниках не обнаружено утечек, пропусков.

Читать еще:  Оптимальное подключение радиаторов отопления в квартире

Трубопроводы, транспортирующие сильнодействующие ядовитые вещества и другие продукты с токсическими свойствами, сжиженные нефтяные газы, горючие и- активные газы, а также легковоспламеняющиеся и горючие жидкости, транспортируемые при температурах, превышающих температуру их кипения, подвергают дополнительному испытанию на плотность. В этом случае испытание проводят с определением падения давления. Цеховые трубопроводы, транспортирующие перечисленные выше продукты, проходят дополнительные испытания на плотность совместно с оборудованием, к которому их присоединяют.

Испытание на плотность с определением падения давления можно производить только после выравнивания температур внутри трубопровода, для чего в начале и конце испытываемого участка следует установить термометры. Длительность испытаний межцеховых трубопроводов на плотность с определением падения давления установлена проектом; она должна быть не менее 12 ч. Падение давления в трубопроводе за время испытания его на плотность определяют по формуле:

где ∆Р — величина падения давления, %;

Р кон и Р нач — сумма манометрического и барометрического давлений соответственно в конце и начале испытания, кгс/см 2 ;

Т кон и Т нач -абсолютная температура воздуха или газа соответственно в конце и начале испытания град.

Давление и температуру воздуха или газа в трубопроводе определяют как среднее арифметическое показаний всех манометров и термометров, установленных на трубопроводе.

где D BH — внутренний диаметр испытываемого трубопровода, мм. Если трубопровод состоит из участков различных диаметров, средний внутренний его диаметр определяют по формуле:

Межцеховой трубопровод с условным проходом 250 мм признают выдержавшим дополнительное испытание на. плотность, если падение давления в нем за 1 ч в процентах от испытательного давления составляет не более: 0,1 — при транспортировании токсичных продуктов; 0,2 — при транспортировании взрывоопасных, легковоспламеняющихся, горючих и активных газов (в том числе и сжиженных). При испытании трубопроводов других диаметров нормы падения в них определяют, умножая приведенные выше цифры на поправочный коэффициент, подсчитываемый по формуле:

L 1 , L 2 , . L n — длины соответствующих участков трубопровода, мм;

где D 1 , D 2 , . D n — внутренние диаметры участков трубопроводов, м.

На время проведения пневматических испытаний как внутри помещений, так и снаружи необходимо устанавливать охраняемую зону и отмечать ее флажками. Минимальное расстояние в любом направлении от испытываемого трубопровода до границы зоны: при надземной прокладке — 25 м, а при подземной- 10 м. Для наблюдения за охраняемой зоной устанавливают контрольные посты. Во время подъема давления в трубопроводе и при испытании его на прочность не допускается пребывание людей в охраняемой зоне, кроме лиц, специально выделенных для этой цели и проинструктированных.

На результаты пневматических испытаний трубопровода составляют акт.

1. В каком порядке проводят пневматические испытания на прочность?

2. Как проводят пневматическое испытание трубопроводов на плотность?

3. Как проводят пневматическое испытание трубопроводов на прочность с определением падения давления?

Страница 12 из 16

8.10. Выполнение пневматических испытаний следует производить для стальных трубопроводов с рабочим давлением не выше 1,6 МПа (16 кгс/см 2) и температурой до 250° С, монтируемых из труб и деталей, испытанных на прочность и герметичность (плотность) заводами-изготови-телями в соответствии с ГОСТ 3845-75 (при этом заводское испытатель-ное давление для труб, арматуры, оборудования и других изделий и дета-лей трубопровода должно быть на 20% выше испытательного давления, принятого для смонтированного трубопровода).

Установка чугунной арматуры (кроме вентилей из ковкого чугуна) на время испытаний не допускается.

8.11. Заполнение трубопровода воздухом и подъем давления следует производить плавно со скоростью не более 0,3 МПа (3 кгс/см 2) в 1 ч. Визуальный осмотр трассы (вход в охранную [опасную) зону, но без спуска в траншею] допускается при величине давления, равной 0,3 испы-тательного, но не более 0,3 МПа (3 кгс/см 2).

На период осмотра трассы подъем давления должен быть прекращен.

При достижении величины испытательного давления трубопровод дол-жен быть выдержан для выравнивания температуры воздуха по длине тру-бопровода. После выравнивания температуры воздуха испытательное дав-ление выдерживается 30 мин и затем плавно снижается до 0,3 МПа (3 кгс/см 2), но не выше величины рабочего давления теплоносителя; при этом давлении производится осмотр трубопроводов с отметкой дефект-ных мест.

Места утечки определяются по звуку просачивающегося воздуха, по пу-зырям при покрытии сварных стыков и других мест мыльной эмульсией и применением других методов.

Дефекты устраняются только при снижении избыточного давления до нуля и отключении компрессора.

8.12. Результаты предварительных пневматических испытаний счита-ются удовлетворительными, если во время их проведения не произошло падения давления по манометру, не обнаружены дефекты в сварных швах, фланцевых соединениях, трубах, оборудовании и других элементах и из-делиях трубопровода, отсутствуют признаки сдвига или деформации тру-бопровода и неподвижных опор.

8.13. Трубопроводы водяных сетей в закрытых системах теплоснабже-ния и конденсатопроводы должны быть, как правило, подвергнуты гидропневматической промывке.

Допускается гидравлическая промывка с повторным использованием промывочной воды путем пропуска ее через временные грязевики, устанавливаемые по ходу движения воды на концах подающего и обратного трубопроводов.

Промывка, как правило, должна производиться технической водой. Допускается промывка хозяйственно-питьевой водой с обоснованием в проекте производства работ.

8.14. Трубопроводы водяных сетей открытых систем теплоснабжения и сетей горячего водоснабжения необходимо промывать гидропневматическим способом водой питьевого качества до полного осветления промы-вочной воды. По окончании промывки трубопроводы должны быть про-дезинфицированы путем их заполнения водой с содержанием активного хлора в дозе 75-100 мг/л при времени контакта не менее 6 ч. Трубопро-воды диаметром до 200 мм и протяженностью до 1 км разрешается, по со-гласованию с местными органами санитарно-эпидемиологической службы, хлорированию не подвергать и ограничиться промывкой водой, соответст-вующей требованиям ГОСТ 2874-82.

После промывки результаты лабораторного анализа проб промывной воды должны соответствовать требованиям ГОСТ 2874-82. О результатах промывки (дезинфекции) санитарно-эпидемиологической службой состав-ляется заключение.

8.15. Давление в трубопроводе при промывке должно быть не выше ра-бочего. Давление воздуха при гидропневматической промывке не должно превышать рабочее давление теплоносителя и быть не выше 0,6 МПа (6 кгс/см 2).

Скорости воды при гидравлической промывке должны быть не ниже расчетных скоростей теплоносителя, указанных в рабочих чертежах, а при гидропневматической — превышать расчетные не менее чем на 0,5 м/с.

8.16. Паропроводы должны быть продуты паром со сбросом в атмосфе-ру через специально установленные продувочные патрубки с запорной ар-матурой. Для прогрева паропровода перед продувкой должны быть открыты все пусковые дренажи. Скорость прогрева должна обеспечивать отсутст-вие гидравлических ударов в трубопроводе.

Скорости пара при продувке каждого участка должны быть не менее рабочих скоростей при расчетных параметрах теплоносителя.

Ссылка на основную публикацию
ВсеИнструменты
Adblock
detector