ЭКСПЛУАТАЦИЯ КОМПРЕССОРНЫХ СТАНЦИЙ МАГИСТРАЛЬНЫХ ГАЗОПРОВОДОВ

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

Рис. 7.7. Прокладки установочные (опорные):

1 - фундамент; 2 - болт анкерный; 3 - рама ГПА; 4 - прокладки плоские; 5 - прокладки плоские сферические; 6 - клиновые прокладки; 7 - подливка бетонная

Далее, в отверстия рамы устанавливают фундаментные стяжки (анкерные болты). Анкерные болты должны занимать отвесное положение и не касаться стенок анкерных колодцев.

При установке нагнетателя проверяют горизонтальность установки корпуса в двух взаимно перпендикулярных направлениях по уровню, укладываемому на разъем корпуса подшипника. Отклонение от горизонтальности допускается не более 0,1 мм на 1 м. При предварительной установке нагнетателя проверяют нивелиром расстояние от разъема корпуса подшипника до высотной отметки, нанесенной на фундаменте; отклонение положения разъема от проектной высотной отметки не должно превышать ± 3 мм. Выверку нагнетателя проводят при помощи специальных отжимных болтов. Регулировка положения нагнетателя относительно проектной высотной отметки осуществляется подбивкой клиньев. Далее проверяют положение осей всасывающего и нагнетательного патрубков относительно осей фундамента и относительно осей фундаментов разгрузочных опор.

После выполнения указанных проверок, производится подготовка к заливке анкерных болтов, при этом обращают внимание на чистоту колодцев, а при отрицательных температурах наружного воздуха - и на обеспечение температурного режима подливки.

После предварительной установки нагнетателя приступают к монтажу турбогруппы. Монтаж турбоблока выполняется аналогично монтажу нагнетателя. Турбоблок в конечном итоге устанавливают на клинья по продольной и поперечной осям фундамента, ориентируясь на метки, нанесенные на фундаменте, после чего в колодцы закладываются анкерные болты.

После установки рамы турбоблока на клинья необходимо: проверить предварительную центровку между нагнетателем и турбиной (1-й этап); удостовериться, что расстояние от нагнетателя до турбогруппы соответствует чертежам, что обеспечит необходимый разбег промвала; убедиться, что при монтаже турбины не произошло перемещения нагнетателя и сохранены расстояния от патрубков нагнетателя до опор, а также не произошло смещения и разворота нагнетателя вокруг его оси; проверить уклоны нагнетателя и турбины.

Убедившись, что нагнетатель сохранил свое положение, необходимые подрегулировки производят корпусом турбины.

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

После обеспечения необходимых требований по центровке, высотным отметкам, расстоянию между оборудованием, производят заливку анкерных болтов. При наборе необходимой прочности производят предварительную затяжку анкерных болтов. В процессе затяжки анкерных болтов в обязательном порядке необходимо убедиться, что обеспечена необходимая прочность заливки, для чего необходимо установить индикатор и проверить вытяжку анкерного болта.

Выверку рамы с турбоблоком по высотным отметкам проводят при помощи домкратов и клиньев. Окончательно пространственное положение рамы в горизонтальной плоскости выверяют гидростатическим уровнем (рис. 7.8). (Замеры производят до присоединения трубопроводов к ГТУ при необтянутых фундаментных болтах). Замеры высотных отметок выполняют при помощи двух головок гидроуровня: одну устанавливают на репер, а другую - поочередно на замеряемые реперные площадки рамы. Результаты измерения сравнивают с данными заводского паспорта или формуляра. При выверке положения рамы в горизонтальной плоскости используют требование обеспечения повторяемости результатов сборки в заводских условиях и на монтаже. При этом обеспечивается в допускаемых пределах необходимое положение корпусов и уклона роторов и обеспечение зазоров в проточных частях турбогруппы в пределах, указанных в заводских формулярах. При помощи клиньев и обтяжки фундаментных болтов необходимо добиться, чтобы результаты замеров не отличались от заводских более чем на ± 0,03 мм. После проведения предварительной затяжки проводят вторично проверку центровки турбины и нагнетателя и, если они остались без изменений, проводят ещё раз выверку рамы и приступают к окончательному затягиванию фундаментных болтов, обеспечивая при этом плотность посадки в узлах - рама, клинья, закладные пластины. После окончательной затяжки фундаментных болтов и стабильности показателей гидроуровня и центровки производят прихватку клиньев между собой электросваркой с обеих сторон сварным швом длиной не менее 25 мм. При окончательной затяжке анкерных болтов положение цилиндров турбогруппы и показания гидроуровня и центровки не должны изменяться. Момент затяжки обеспечивается специальными динамометрическими ключами. Последовательность и значение момента затяжки указываются в заводских инструкциях и рабочих чертежах фундамента.

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

Рис. 7.8. Схема проверки отметок реперных площадок гидростатическим уровнем:

1 - рама турбоблока; 2 - реперная площадка; 3 - уровень гидростатический; 4 - репер; 5 - фундамент

Проверку центровки во всех случаях выполняют с помощью специального приспособления. Центровка принимается, если несоосность осей роторов не превышает 0,1 мм и перекос осей роторов не более 0,03 мм на диаметре тарелки приспособления.

Окончательно центровку проверяют после присоединения технологических трубопроводов. Приспособление для центровки снимают только после завершения сварки замыкающих стыков.

Результаты центровки заносят в ремонтный формуляр ГПА. По окончании центровки устанавливают зубчатую муфту (промвал) между силовой турбиной и нагнетателем.

После окончания монтажа нагнетателя и турбоблока (рис. 7.9 и 7.10) приступают к монтажу вспомогательного оборудования ГПА.

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

Рис. 7.9. Установка ГПА на фундаменте:

1 - проектная отметка закладной детали; 2 - сферическая прокладка; 3 - подливка бетоном; 4 - анкерный болт; 5 - линия основания рамы агрегата; 6 - набор прокладок; 7 - закладная плита (подкладка); 8 - фундамент; 9 - установочные болты; 10 - закладные детали

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

Рис. 7.10. Установка ГПА в компресорном цехе на сборно-монолитном фундаменте:

1 - сборно-монолитный фундамент; 2 - турбоблок; 3 - нагнетатель; 4 - анкерная стяжка; 5 - клиновые подкладки; 6 - плита оголовка

7.4. Обвязка ГПА технологическими трубопроводами

Трубопроводы, предназначенные для подачи компремированного газа на компрессорной станции, а также для обеспечения ГПА топливным и пусковым газом, проектируются в соответствии со СНиП 2.05.06-85. Остальные трубопроводы для масла, воздуха и воды проектируют в соответствии со СНиП 527-80. Технологическая обвязка выполняется по рабочим чертежам конкретной компрессорной станции. При проектировании трубопроводных систем обвязки компрессорной станции учитывают влияние нагрузок на трубопровод при эксплуатации СНиП II-6-74, проводят расчет газопроводов и их опор на прочность и устойчивость СНиП 2.05.06-85. Строительные нормы и правила определяют все требования при прокладке газопроводов на территории компрессорной станции.

Межцеховые трубопроводы технологической обвязки компрессорной станции следует прокладывать подземно. Положение уложенного в грунт трубопровода в техническом отношении является оптимальным, так как окружающий грунт воспринимает все нагрузки и фиксирует положение самого газопровода. Наземная прокладка используется только непосредственно в газовой обвязке нагнетателей ГПА. При наземной прокладке трубопроводов с целью уменьшения продольных перемещений трубопровода предусматривают наличие компенсаторов П-образной, Z- образной или другой формы.

Перед монтажом трубопроводов необходимо осуществить приемку и контроль качества труб и

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

соединительных деталей (тройников, отводов, переходников, заглушек). Все трубы и узлы должны удовлетворять требованиям стандартов и иметь сертификаты качества или паспорта заводовизготовителей. Газовая обвязка нагнетателей "гитара" также поставляется на строительную площадку компрессорной станции в виде труб, соединительных деталей и монтажных заготовок (элементов трубопроводов, блоков кранов, опор), изготовленных в заводских условиях или на специальных базах и монтажных площадках в соответствии с рабочей документацией компрессорной станции.

Узлы трубопроводов должны быть максимально комплектными и готовыми к монтажу. Внутренние полости элементов трубопровода и арматуры должны быть тщательно очищены от грязи, следов коррозии, посторонних предметов. В объем подготовительных работ входят разметка и резка труб, подготовка кромок под сварку.

Монтаж технологической обвязки компрессорной станции выполняют в соответствии со СНиП III- 31-78 "Промышленное и технологическое оборудование. Монтаж", СНиП 3-05.05-84 "Технологическое оборудование технологических трубопроводов".

До начала монтажа обвязки нагнетателей, подземные цеховые контуры (всасывающий, нагнетающий, цеховой и импульсный) должны быть сварены, заизолированы и уложены на проектные отметки. Подземные коллекторы на всем протяжении должны опираться на нетронутый или плотно утрамбованный грунт. К тройникам всасывающего, нагнетательного и пускового подземных коллекторов должны быть приварены вертикальные участки трубопроводов подключения нагнетателей ГПА. После выполнения 100%-го радиографического и дублирующего ультразвукового контроля сварных швов подземных цеховых коллекторов в соответствии с ВСН 167-84 и ВСН 2-120- 80 и проверки качества изоляции этих коллекторов выполняются засыпка, в том числе подбивка пазух под коллекторами, частичная засыпка с полной трамбовкой и окончательная засыпка траншеи.

Надземная часть трубопроводов обвязки нагнетателей монтируется на опорах. Опоры технологических трубопроводов на компрессорной станции служат для восприятия нагрузок от массы обвязки, внутреннего давления, температурных деформаций газопровода. Опоры под наземными газопроводами рассчитывают на передаваемые трубопроводом вертикальные и горизонтальные усилия и изгибающие моменты. Нагрузки на опоры от воздействия ветра, изменения длины трубопроводов под влиянием внутреннего давления и изменения температуры стенок труб, определяют в зависимости от принятой системы прокладки и компенсации деформаций газопроводов. Установку (сборку), центровку и сварку трубопроводов обвязки нагнетателя до замыкающих стыков производят после монтажа упорных и скользящих опор. Расстановка и конструкция опор, а также конфигурация газовой обвязки нагнетателей - "гитары" - исключают чрезмерные нагрузки на патрубки нагнетателей ГПА. Усилия от трубопроводов, действующие на патрубки нагнетателя, не должны превышать 500 МПа в любом направлении, а момент относительно вертикальной и горизонтальной осей, лежащих в торцевой плоскости патрубков, должен быть не 1000 МПа·м.

Монтируются рамы на фундаменты. На эти рамы устанавливаются опоры и блоки кранов. Все трущиеся поверхности разгрузочных опор зачищаются от ржавчины, забоин и покрываются смазкой ЦИАТИМ-221.

На фундаменты монтируют блоки кранов № 1 и 2. Затем производят сборку и приварку обратных клапанов, кранов № 4, 5, 6, люк-лазов и трубопроводов до замыкающих стыков.

После монтажа цеховое оборудование подготавливают к гидроиспытаниям. Заполняют водой подземные межцеховые коллекторы, а также трубопроводы обвязки нагнетателей до замыкающих стыков. Заполнение водой трубопроводов обвязки нагнетателей производится после достижения бетоном фундамента опор прочности не менее 100% от проектной. При заливке водой трубопроводов обвязки нагнетателя контролируется величина осадки фундаментов опор. После выдержки обвязки с водой - обычно 2-3 дня - выполняют центровку трубопроводов при помощи разгрузочных опор, при этом проверяется наличие касания трубопроводов на все скользящие и разгрузочные опоры.

Сварку замыкающих стыков выполняют одновременно на всасывающем и нагнетательном трубопроводах при соблюдении непрерывного контроля положения корпуса нагнетателя и центровки роторов нагнетателя и силовой турбины по торцу и окружности.

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

Контроль ведется специальным приспособлением - индикатором часового типа с ценой деления не более 0,01 мм.

При подгонке и сварке замыкающих стыков температура должна быть не ниже 0 °С - для районов с умеренным климатом и не ниже минус 10 °С - для северных районов.

Приспособление для контроля положения корпуса нагнетателя и центровки нагнетатель-турбина устанавливается в начале работ при подсоединении трубопроводов к нагнетателю и снимается только после проведения гидравлических испытаний.

В целях уменьшения тепловых деформаций трубопроводов при сварке, предотвращения появления дополнительных усилий на патрубки нагнетателя и нарушения центровки, сварку замыкающих стыков ведут обратно-ступенчатым швом в несколько слоев.

При отклонении положения корпуса нагнетателя или его центровке с турбиной более чем на ± 0,02 мм, сварку продолжают с противоположной точки окружности стыка.

На импортных газоперекачивающих агрегатах типов ГТК-25И, "Коберра-182" и др., где нагнетатели газа присоединяются к всасывающему и нагнетательному коллекторам фланцами, замыкающие сварочные стыки не выполняются, но последовательность сборки обвязки нагнетателей остается прежней.

Все трубопроводы независимо от способа прокладки (подземной, наземной или надземной на опорах) в процессе эксплуатации подвержены коррозионному износу от воздействия окружающей среды. Средства защиты стальных газопроводов от подземной и атмосферной коррозии предусматриваются в соответствии с требованиями ГОСТ 9.015-74 и ГОСТ 25812-83. Подземную часть трубопроводов защищают от коррозии применением разного рода защитных покрытий и средств электрохимической защиты (ЭХЗ). Трубопроводы при надземной прокладке защищают от атмосферной коррозии металлическими или неметаллическими защитными покрытиями. В качестве защитных покрытий трубопроводов применяют: мастики (битумные, камнеугольно-пеньковые), полимерные (из полиэтиленовых, полихлорвиниловых, полиамидных лент), покрытия на основе эпоксидных смол или лаков, силикатные, эмалевые и другие. Из битумных покрытий чаще всего используют битумно-резиновые мастики заводского изготовления. Для лучшего сцепления битумных мастик с изолируемой поверхностью трубы применяют специальную грунтовку (праймер). В последние годы разработана и внедрена также технология безпраймерной изоляции газопроводов с использованием нагрева изолируемой поверхности. Из полимерных изолирующих покрытий чаще применяют полиэтиленовые или поливинилхлоридные изоляционные ленты. На газопроводах и компрессорных станциях часто используют и импортные изолирующие липкие ленты типа: Поликен, Нитто, Плайкофлекс. При строительстве газопроводов также используют трубы с заводской изоляцией, а после выполнения монтажно-сварочных работ изолируют лишь места стыков труб.

При эксплуатации оборудования компрессорной станции в связи с пульсацией потоков газа в трубопроводах, вибрацией от работающих ГПА в обвязке возникают недопустимые шумы. Длительное воздействие шума, особенно высокочастотного, вредно для здоровья обслуживающего технического персонала КС. Для снижения уровня и звукового давления до санитарных норм, надземные участки всасывающих и нагнетательных трубопроводов газовой обвязки центробежных нагнетателей, пусковых контурных и обводных линий должны изолироваться противошумной изоляцией (рис. 7.11). В основном применяют две группы акустических материалов: звукоизоляционная (изолирующая от проникновения шума) и звукопоглощающая (обладающая преимущественным свойством поглощать звук).

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

Рис. 7.11. Противошумная изоляция газовой обвязки нагнетателя:

1 - трубопровод; 2 - мастика; 3 - стекловолокно; 4 - звукоизолирующий мат; 5 - сетка металлическая; 6

-лист облицовочнцовочный; 7 - саморез

Кпервой группе относятся материалы пористо-волокнистой структуры на основе минеральной или стеклянной ваты, асбестового и другого вида волокон, пористо-зубчатой на основе пластмасс и различного вида резины. Для гашения вибрации служат вибропоглощающие материалы, поливинилхлоридные, полиэтиленовые и резиновые материалы, битумные и полимерные пластики

(каучуковые, эпоксидные и другие).

Ко второй группе (звукопоглощающих) материалов относятся минераловатные и акустические материалы на синтетическом связующем, базальтовые материалы и прочие - на беззащитной оболочке, а также с защитными оболочками минераловатные маты прошивные на металлической сетке, рулоны из штапельного стекловолокна на синтетическом связующем, а также холсты и маты из перепутанных супертонких базальтовых волокон. Например, в качестве акустических материалов для звукоизоляции наземного газопровода обвязки ЦБН используются (в последовательности изоляции): мастика АПМ (слой 10 мм); стекловолокно Т13, затем слой мастики АПМ и снова стекловолокно Т13; базальтовые маты МБПА (60 мм); сетка рабица, стекловолокно Т13; алюминевая (0,8 мм) окожушка или окожушка из оцинкованной стали толщиной 0,5 мм.

Надземные трубопроводы защищают от атмосферной коррозии лакокрасочными покрытиями.

Для уменьшения потерь теплоты и снижения уровня шума на воздуховодах и газоходах выполняется тепловая и звуковая изоляция. Изоляцию покрывают алюминиевым листом (рис. 7.12).

Рис. 7.12. Теплоизоляция трубопровода:

1 - трубопровод; 2 - материал теплоизоляционный; 3 - сетка металлическая; 4 - проволока; 5 - лист облицовочный; 6 - саморезы

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

7.5. Монтаж вспомогательного оборудования ГПА

После завершения сборки ГТУ и нагнетателей газоперекачивающих агрегатов приступают к монтажу вспомогательного технологического оборудования: воздухоподогревателей, дымовых труб, воздухозаборной камеры, АВО масла, маслобаков, других систем и обвязке их трубопроводами. Следует заметить, что наиболее оптимальным вариантом монтажа газоперекачивающих агрегатов на компрессорных станциях является тот, при котором полностью собранное в заводских условиях оборудование поставляется к месту монтажа единым блоком, не требующим после установки на фундамент дальнейшей разборки и предмонтажной ревизии.

Рассмотрим порядок монтажа вспомогательных устройств на примере компрессорной станции с газотурбинным компрессорным цехом и агрегатами типов ГТ-750-6, ГТК-10.

Все крупные сборочные узлы (рекуператоры, дымовые трубы, ВЗК, АВО и пр.) монтируют для каждой ГТУ на отдельных фундаментных площадках или постаментах - решетчатых металлических рамах, опирающихся на фундаментные опоры. Рамы - постаменты собирают на монтажной площадке и устанавливают краном на опоры. Рамы выверяют по осям, высоте и вертикали и закрепляют на опорах болтами.

Монтаж вспомогательного оборудования ведут в соответствии с проектом производства работ автомобильными или гусеничными кранами соответствующей грузоподъемности. Внутри цеха используют мостовой кран. Монтаж выполняют в определенной последовательности, при нарушении которой работы усложняются. Сначала монтируют всасывающий тракт с воздухозаборной камерой (ВЗК), затем воздухоподогреватели (с обвязкой по воздуху, выхлопным газам), утилизаторы и выхлопные трубы. Монтаж остального оборудования выполняют в любой последовательности.

Перед монтажом ВЗК производят поузловую сборку и установку на опорах и подвесках всасывающего воздуховода. Воздуховод соединяют с входным патрубком компрессора упругим компенсатором. Монтируют систему подогрева циклового воздуха. Монтаж воздухоочистительного устройства производится из маркированных узлов и деталей. Сборка ВЗК, монтаж конфузора, фильтров, устройств отсоса пыли, шумоглушителей, осуществляются на монтажной площадке. ВЗК в собранном виде монтируют на фундамент с помощью крана. На всасе перед осевым компрессором устанавливают защитную решетку.

Далее, до установки дымовых труб, на опоры устанавливают секции воздухоподогревателей (рекуператоров) трубчатого или пластинчатого типа. Монтаж выполняют при помощи передвижных кранов соответствующей грузоподъемности. Транспортировку, такелаж и установку воздухоподогревателей следует производить с особой осторожностью, чтобы не нарушать их герметичность. После установки рекуператоров на фундамент производят испытания их воздухом на плотность. После осмотра и очистки монтируют участки воздуховодов от рекуператоров к камере сгорания и воздуховодов - от компрессора к рекуператорам. Монтаж воздуховодов производят по частям - узлами, которые собирают на монтажной площадке. Узлы монтируют с помощью автокранов или мостовых кранов. После установки заглушек производят опрессовку трубопроводов воздухом с

избыточным давлением 1,25

Pр аб.

Перед окончательным подсоединением фланцев воздуховодов

проверяют натяг, регулируют зазоры в стяжных устройствах линзовых компенсаторов, контролируют, чтобы присоединение фланцев не вызывало перекоса корпуса компрессора турбоагрегата, через специальные отверстия на корпусе осевого компрессора проверяют зазоры в проточной части. Для компенсации линейных расширений на трубопроводах ГТУ предусмотрены пружинные компенсаторы и скользящие опоры.

Монтаж газоходов между рекуператорами и выхлопными патрубками агрегата также производится узлами, собираемыми на монтажной площадке. При монтаже газовоздуховодов ГТУ регулируют натяги пружин в опорах и подвесках. Окончательную сварку стыков газоходов производят после проверки холодных натягов.

По окончании монтажа и обвязки воздухоподогревателей за ними по ходу выхлопных газов устанавливают блок секции утилизаторов для использования теплоты отходящих газов ГТУ.

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

Систему выхлопа продуктов сгорания замыкают дымовые трубы. Дымовые трубы поступают на монтаж в виде секций. Перед монтажом секции соединяют болтами, а изнутри места соединений дополнительно приваривают электросваркой. Подъем трубы и вывод ее в вертикальное положение осуществляют одним или двумя кранами за верхние монтажные петли. После подъема дымовую трубу выверяют по вертикали и закрепляют на фундаменте анкерными болтами.

В отличие от стационарных агрегатов оборудование газоперекачивающих агрегатов с авиаприводом поставляется на монтажную площадку компрессорной станции в виде отдельных транспортировочных блоков и модулей полной заводской готовности. Так, на агрегатах блочноконтейнерного типов: ГПА-Ц-16, ГПА-Ц-6,3, УРАЛ-12 после монтажа рамы турбоагрегата с нагнетателем выполняют монтаж других блоков и вспомогательных систем:

-устанавливают блок камеры всасывания и соединяют его через переходник с блоком турбоагрегата;

-на блоке камеры всасывания устанавливают шумоглушитель, воздухоочистительное устройство

(ВОУ);

-устанавливают блоки маслоохладителей, маслоагрегатов, пожаротушения, вентиляции, КИП и

др.;

-устанавливают на блоке турбоагрегата или опоре выхлопное устройство с шумоглушителем;

-производят внутриблочные и межблочные соединения всех трубопроводов, а также подсоединения трубопроводов станционных систем.

На компрессорной станции для охлаждения масла в маслосистемах агрегата обычно используют аппараты воздушного охлаждения. Охладительные секции, состоящие из теплообменных элементов, воздушных коробов с жалюзями и вентиляторов, поставляются на монтажную площадку в собранном виде. Охлаждающие секции с прикрепленными к охладителям подставками устанавливают с помощью крана на закладные части фундаментной плиты. После выверки положения, подставки охлаждающих секций приваривают к закладным деталям фундаментной плиты. Затем производят монтаж боковых покрытий, дверей и закрывающих листов АВО. Смонтированную группу маслоохладителей опрессовывают.

Агрегаты маслосистемы обычно поставляются в виде отдельных блоков, собранных на заводеизготовителе. В состав блока маслоагрегатов входят: фильтры, винтовые масляные насосы уплотнения, резервный масляный насос, регуляторы давления, запорная арматура и трубопроводы обвязки. Все агрегаты собраны на общей раме. Маслобак устанавливают мостовым краном на фундаменте с нулевой отметкой. Рядом на отдельном фундаменте устанавливают блок фильтров тонкой очистки. В непосредственной близости от нагнетателя монтируют блок системы уплотнения, в состав которого входят поплавковая камера, регулятор перепада давления и газоотделитель.

После монтажа основных узлов маслосистемы ГПА приступают к монтажу обвязки и сборке маслопроводов. При монтаже узлов маслоснабжения, а также системы регулирования и уплотнения нагнетателя особое внимание уделяют правильности сборки узлов, чистоте деталей и маслопроводов, плотности всех соединений. Трубопроводы, изготовленные заводом - поставщиком ГПА, поступают на площадку заглушенными, испытанными и очищенными. При блочной поставке ГТУ трубопроводы в пределах агрегата поступают собранными на раме и подготовленными к работе. Маслопроводы, которые устанавливают и собирают на монтажной площадке из стальных труб, предварительно очищают путем травления 25 %-м раствором ортофосфорной кислоты с последующей продувкой и сушкой. При сварке трубопроводов необходимо контролировать отсутствие перекосов и натягов у фланцев. Для исключения попадания сварного гратта сварку трубопроводов лучше вести с подкладными кольцами. После сборки трубопроводы опрессовывают воздухом и маслом. Пневматические испытания преследуют цель обнаружить дефекты монтажа (недоваренные стыки, отсутствие или разрыв прокладок) и тем самым избежать разлива масла. В процессе опрессовки маслом обнаруживают мелкие дефекты (поры, трещины и пр.) Гидравлические испытания проводят нагретым до 50 °С маслом при рабочем давлении.

7.6. Гидравлические испытания технологических коммуникаций