Монтаж блока нагнетателя и турбины на фундамент

Монтажные работы блока нагнетателя и турбины выполняются спе­циализированными монтажными организациями по специально разра­ботанным проектам производства работ и инструкциям заводов-изгото­вителей или фирм поставщиков оборудования. Организация монтаж­ных работ должна базироваться на принципах комплектно-блочного и крупноблочного монтажа на основе полной заводской готовности обо­рудования, изготовляемого в заводских условиях, поставке оборудова­ния укрупненными узлами и блоками с заводов и производственных баз монтажных организаций.

Для монтажа основного тяжелого и крупногабаритного оборудова­ния используют краны типов КС-8161, LT-1080 «LIEBHERR», СКГ 63, АС 155 «DEMAG», СКГ 40, РДК-250.

Перед началом производства монтажных работ фундаментные стяж­ки (анкерные болты) и гайки необходимо очистить от масла, грязи, ржав­чины; промыть в керосине, вытереть хлопчатобумажной чистой вето-

шью. Небольшие забоины, заусенцы заправить надфилем. Болты с гл бокими поперечными рисками или подрезами, вырывами и смятиями ] бы следует браковать. Проверить отсутствие заедания при наворачива| нии на резьбу гайки. Резьбу анкерных стяжек необходимо смазать ма<Ц лографитовой смазкой.

Перед установкой рам нагнетателя, турбогруппы и другого обор| дования на фундамент необходимо очистить все нижние их опорные lie верхности от краски, консервации, ржавчины, удалить имеющиеся за| боины пришабровкой.

При монтаже газоперекачивающего агрегата, как правило, сначщ!

ла на фундаменте устанавливают нагнетатель, а затем монтируют тур-богруппу и вспомогательное оборудование. Монтируемое оборудова­ние сначала устанавливают на деревянные бруски, а затем при помо­щи домкратов помещают на постоянные площадки: клиновые или плос­кие.

В последнее время всё большее применение находят сферические площадки. Их применение резко снижает объем подготовительных ра­бот, связанных с подготовкой площадок как клиновых, так и плоских.

Монтаж нагнетателя выполняют кранами соответствующей грузо­подъемности. Корпус нагнетателя устанавливают по оси фундамента на клиновые прокладки, расположенные на закладных деталях фунда­мента (рис.7.6 и 7.7). Клиновые прокладки устанавливают по обе сто­роны каждого фундаментного болта согласно чертежу. Клиновые или плоские прокладки должны быть попарно и чисто обработаны, не иметь забоин и плотно прилегать одна к другой. К опорной поверхности зак­ладной плиты (установочной подкладки) и опорной поверхности рамы нагнетателя прокладки должны прилегать не менее чем на 80 % своей площади. Пригонку клиньев во время установки под агрегат проверя-

Рис. 7.6.Установка нагнетателя на фундамент: 1 - нагнетатель; 2 - фундамент?! 3 - анкерная стяжка; 4 - закладная плита; 5 • клиновые прокладки

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

23. А. Н. Козаченко

ют щупом толщиной 0,03 мм, а плотность их посадки - ударом молотка?! по звуку.

Далее в отверстия рамы устанавливают фундаментные стяжки (ан­керные болты). Анкерные болты должны занимать отвесное положениёЦ 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 гори4| зонтальности допускается не более 0,1 мм на 1 м. При предварительной;! установке нагнетателя проверяют нивелиром расстояние от разъеме корпуса подшипника до высотной отметки, нанесенной на фундаменте^! отклонение положения разъема от проектной высотной отметки не дол-| жно превышать ± 3 мм. Выверку нагнетателя проводят при помощи спе циальных отжимных болтов. Регулировка положения нагнетателя отно-1 сительно проектной высотной отметки осуществляется подбивкой юш| ньев. Далее проверяют положение осей всасывающего и нагнетатель-! ного патрубков относительно осей фундамента и относительно осей фунЦ даментов разгрузочных опор.

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

После предварительной установки нагнетателя приступают к mohjj тажу турбогруппы. Монтаж турбоблока выполняется аналогично мон| тажу нагнетателя. Турбоблок в конечном итоге устанавливают на кли! нья по продольной и поперечной осям фундамента, ориентируясь на метЦ ки, нанесенные на фундаменте, после чего в колодцы закладьп анкерные болты.

После установки рамы турбоблока на клинья необходимо: пров рить предварительную центровку между нагнетателем и турбино! (1-й этап ); удостовериться, что расстояние от нагнетателя до турбс группы соответствует чертежам, что обеспечит необходимый разС промвала; убедиться, что при монтаже турбины не произошло переме! щения нагнетателя и сохранены расстояния от патрубков нагнета! до опор, а также не произошло смещения и разворота нагнетателя BOK-fl руг его оси; проверить уклоны нагнетателя и турбины.

Убедившись, что нагнетатель сохранил свое положение, необходим! мые подрегулировки производят корпусом турбины.

После обеспечения необходимых требований по центровке, высотзЦ ным отметкам, расстоянию между оборудованием, производят заливк) анкерных болтов. При наборенеобходимой прочности производят пред*!

Рис. 7.8. Схема проверки отметок реперных площадок гидростатическим

уровнем: 1 - рама турбоблока; 2 - реперная площадка; 3 -уровень

гидростатический; 4 - репер; 5 - фундамент

динения 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 фор-1 муляра. При выверке положения рамы в горизонтальной плоско­сти используют требование обеспечения повторяемости результат тов сборки в заводских условиях и на монтаже. При этом обеспе-f чивается в допускаемых пределах необходимое положение кор-Ш пусов и уклона роторов и обеспечение зазоров в проточных тях турбогруппы в пределах, указанных в заводских формулярах.1 При помощи клиньев и обтяжки фундаментных болтов необходи-1 мо добиться, чтобы результаты замеров не отличались от заводс-sj ких более чем на ± 0,03 мм. После проведения предварительно затяжки проводят вторично проверку центровки турбины и нагнёт тателя и, если они остались без изменений, проводят ещё раз вы*| верку рамы и приступают к окончательному затягиванию фунда^| ментных болтов, обеспечивая при этом плотность посадки в уздая - рама, клинья, закладные пластины. После окончательной затяж-| ки фундаментных болтов и стабильности показателей гидроуровня и центровки производят прихватку клиньев между собой электро-сваркой с обеих сторон сварным швом длиной не менее 25 мм. Пр! окончательной затяжке анкерных болтов положение цилиндрой турбогруппы и показания гидроуровня и центровки не должны из* меняться. Момент затяжки обеспечивается специальными динамоч метрическими ключами. Последовательность и значение момента! затяжки указываются в заводских инструкциях и рабочих чертеЦ жах фундамента.

Проверку центровки во всех случаях выполняют с помощью специ8 ального приспособления. Центровка принимается, если несоосность ( роторов не превышает 0,1 мм и перекос осей роторов не более 0,03 мм на диаметре тарелки приспособления.

Окончательно центровку проверяют после присоединения технолс гических трубопроводов. Приспособление для центровки снимают тол ко после завершения сварки замыкающих стыков.

Результаты центровки заносят в ремонтный формуляр ГПА. По окон­
чании центровки устанавливают зубчатую муфту (промвал) между сиЧ
ловой турбиной и нагнетателем. 0

После окончания монтажа нагнетателя и тур1х>блока (рис.7.£ и 7.10) приступают к монтажу вспомогательного оборудование ГПА.

кое оборудование. Монтаж», СНиП 3-05.05-84 «Технологическс оборудование технологических трубопроводов».

До начала монтажа обвязки нагнетателей, подземные цеховы контуры (всасывающий, нагнетающий, цеховой и импульсный) дол! жны быть сварены, заизолированы и уложены на проектные отмет| ки. Подземные коллекторы на всем протяжении должны опиратьщ на нетронутый или плотно утрамбованный грунт. К тройникам вей сывающего, нагнетательного и пускового подземных коллектора должны быть приварены вертикальные участки трубопроводов пой ключения нагнетателей ГПА. После выполнения 100%-го радиогрЩ фического и дублирующего ультразвукового контроля сварный. швов подземных цеховых коллекторов в соответствии с ВСН 167-и ВСН 2-120-80 и проверки качества изоляции этих коллекторе»! выполняются засыпка, в том числе подбивка пазух под коллектора ми, частичная засыпка с полной трамбовкой и окончательная зЦ сыпка траншеи.

Надземная часть трубопроводов обвязки нагнетателей монтируе,, ся на опорах. Опоры технологических трубопроводов на компрессо| ной станции служат для восприятия нагрузок от массы обвязки, bi реннего давления, температурных деформаций газопровода. One под наземными газопроводами рассчитывают на передаваемые тр> _.„ проводом вертикальные и горизонтальные усилия и изгибающие м< менты. Нагрузки на опоры от воздействия ветра, изменения длины трЩ бопроводов под влиянием внутреннего давления и изменения темпер^ туры стенок труб, определяют в зависимости от принятой системы пр| кладки и компенсации деформаций газопроводов. Установку (сбо| ку), центровку и сварку трубопроводов обвязки нагнетателя до замй,,, кающих стыков производят после монтажа упорных и скользящих опо Расстановка и конструкция опор, а также конфигурация газовой oil вязки нагнетателей -«гитары»- исключают чрезмерные нагрузки н! патрубки нагнетателей ГПА. Усилия от трубопроводов, действую! щие на патрубки'нагнетателя, не должны превышать 500 МПа в лК бом направлении, а момент относительно вертикальной и горизо тальной осей, лежащих в торцевой плоскости патрубков, должен бь не 1000 МПа-м.

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

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

После монтажа цеховое оборудование подготавливают к гидроис­пытаниям. Заполняют водой подземные межцеховые коллектораы, 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.

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 за­шиты стальных газопроводов от подземной и атмосферной коррозии пре­дусматриваются в соответствии с требованиями ГОСТ9.015-74 и ГОСТ25812-83. Подземную часть трубопроводов защищают от корро-

рименением разного рода защитных покрытий и средств электре химической защиты (ЭХЗ). Трубопроводы при надземной прокладке г щищают от атмосферной коррозии металлическими или неметаллич кими защитными покрытиями. В качестве защитных покрытий тру проводов применяют: мастики (битумные, камнеутольно-пеньковые), i лимерные (из полиэтиленовых, полихлорвиниловых, полиамидных лен покрытия на основе эпоксидных смол или лаков, силикатные, эмалевв и другие. Из битумных покрытий чаще всего используют битумно-р новые мастики заводского изготовления. Для лучшего сцепления ( тумных мастик с изолируемой поверхностью трубы применяют спей альную грунтовку (праймер). В последние годы разработана и вне также технология безпраймерной изоляции газопроводов с использоВЗ нием нагрева изолируемой поверхности. Из полимерных изолируюи покрытий чаще применяют полиэтиленовые или поливинилхлор* изоляционные ленты. На газопроводах и компрессорных станциях ча то используют и импортные изолирующие липкие ленты типа: Полюсе Нитто, Плайкофлекс. При строительстве газопроводов также испол зуют трубы с заводской изоляцией, а после выполнения монтажной рочных работ изолируют лишь места стыков труб.

При эксплуатации оборудования компрессорной станции в связй| пульсацией потоков газа в трубопроводах, вибрацией от работаю!] ГПА в обвязке возникают недопустимые шумы. Длительное воздейс шума, особенно высокочастотного, вредно для здоровья обслужива щего технического персонала КС. Для снижения уровня и звуковощ давления до санитарных норм, надземные участки всасывающих и ни гнетательных трубопроводов газовой обвязки центробежных на телей, пусковых контурных и обводных линий должны изолироват противошумной изоляцией (рис.7.11). В основном применяют две! пы акустических материалов: звукоизоляционная (изолирующая от i никновения шума) и звукопоглощающая (обладающая преимуще ным свойством поглощать звук ).

К первой группе относятся материалы пористо-волокнистой стру туры на основе минеральной или стеклянной ваты, асбестового и друй го вида волокон, пористо-зубчатой на основе пластмасс и различно* вида резины. Для гашения вибрации служат вибропоглощающие мал риалы, поливинилхлоридные, полиэтиленовые и резиновые материалы^ битумные и полимерные пластики (каучуковые, эпоксидные и другие^!

Ко второй группе (звукопоглощающих) материалов относятся минвЯ раловатные и акустические материалы на синтетическом связующе81|1 базальтовые материалы и прочие - на беззащитной оболочке, а также. й| защитными оболочками: минероловатные маты прошивные на металли!!

Рис. 7.11. Противошумная изоляция газовой обвязки нагнетателя:

1 - трубопровод; 2 - мастика; 3 - стекловолокно; 4 - звукоизолирующий мат;

5 - сетка металлическая; 6 - лист облицовочный; 7 - саморез

Рис.7.12. Теплоизоляция трубопровода: 1 - трубопровод; 2 - материал

теплоизоляционный; 3 - сетка металлическая; 4 - проволока; 5 - лист

облицовочный; 6 - саморезы

ческой 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 сталк толщиной 0,5 мм.

Надземные трубопроводы защищают от атмосферной коррозии j кокрасочными покрытиями.

Для уменьшения потерь теплоты и снижения уровня шума на воз ховодах и газоходах выполняется тепловая и звуковая изоляция. Изол цию покрывают алюминиевым листом (рис. 7.12).

7.5. Монтаж вспомогательного оборудования ГПА

После завершения сборки ГТУ и нагнетателей газоперекачиваюи агрегатов приступают к монтажу вспомогательного технологическс оборудования: воздухоподогревателей, дымовых труб, воздухозаб ной камеры, АВО масла, маслобаков, других систем и обвязке их тру проводами. Следует заметить, что наиболее оптимальным вариаЕ монтажа газоперекачивающих агрегатов на компрессорных crai является тот, при котором полностью собранное в заводских условк оборудование поставляется к месту монтажа единым блоком, не т ющим после установки на фундамент дальнейшей разборки и пред] тажной ревизии.

Рассмотрим порядок монтажа вспомогательных устройств на при ре компрессорной станции с газотурбинным компрессорным цехо^ агрегатами типов ГТ-750-6, ГТК-10.

Все крупные сборочные узлы ( рекуператоры, дымовые тру! ВЗК, АВО и пр. ) монтируют для каждой ГТУ на отдельных ф) ментных площадках или постаментах - решетчатых металличес рамах, опирающихся на фундаментные опоры. Рамы - постамен собирают на монтажной площадке и устанавливают краном на оЯ ры. Рамы выверяют по осям, высоте и вертикали и закрепляют 3 опорах болтами.

Монтаж вспомогательного оборудования ведут в соответстви проектом производства работ автомобильными или гусеничными ] нами соответствующей грузоподъемности. Внутри цеха использз) мостовой кран. Монтаж выполняют в определенной последователь ти, при нарушении которой работы усложняются. Сначала монтиру всасывающий тракт с воздухозаборной камерой (ВЗК), затем воз подогреватели (с обвязкой по воздуху, выхлопным газам), утилиза! ры и выхлопные трубы. Монтаж остального оборудования выполн 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 Р _а6. 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.

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 вертикал!

ное положение осуществляют одним или двумя кранами за верхние мс тажные петли. После подъема дымовую трубу выверяют по вертика и закрепляют на фундаменте анкерными болтами.

В отличии от стационарных агрегатов, оборудование газоперекач^ вающих агрегатов с авиаприводом поставляется на монтажную плё щадку компрессорной станции в виде отдельных транспортировок_ блоков и модулей полной заводской готовности. Так, на агрегатах блс но-контейнерного типов: ГПА-Ц-16, ГПА-Ц-6,3, УРАЛ-12 после мок тажа рамы турбоагрегата с нагнетателем выполняют монтаж др> блоков и вспомогательных систем:

• устанавливают блок камеры всасывания и соединяют его через п| реходник с блоком турбоагрегата;

• на блоке камеры всасывания устанавливают шумоглушитель, i духоочистительное устройство (ВОУ);

• устанавливают блоки маслоохладителей, маслоагрегатов, пожарЙ тушения, вентиляции, КИП и др.;

• устанавливают на блоке турбоагрегата или опоре выхлопное ус ройство с шумоглушителем;

• производят внутриблочные и межблочные соединения всех трубой водов, а также подсоединения трубопроводов станционных систем;й|

На компрессорной станции для охлаждения масла в маслосистемй агрегата обычно используют аппараты воздушного охлаждения. дательные секции, состоящие из теплообменных элементов, воздушь коробов с жалюзями и вентиляторов, поставляются на монтажную пл<| щадку в собранном виде. Охлаждающие секции с прикрепленными! охладителям подставками устанавливают с помощью крана на закла ные части фундаментной плиты. После выверки положения, подстав» охлаждающих секций приваривают к закладным деталям фундаме ной плиты. Затем производят монтаж боковых покрытий, дверей и зай| рывающих листов АВО. Смонтированную группу маслоохладителе! спрессовывают.

Агрегаты маслосистемы обычно поставляются в виде отдельных бл ков, собранных на заводе-изготовителе. В состав блока маслоагрега*! тов входят: фильтры, винтовые масляные насосы уплотнения, резерв-? ный масляный насос, регуляторы давления, запорная арматура и трубо*| проводы обвязки. Все агрегаты собраны на общей раме. Маслобак усЩ| танавливают мостовым краном на фундаменте с нулевой отметкой.

дом 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 мас-лоснабжения, 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 спрессовывают воздухом и маслом. Пневматические испытания преследуют цель обнаружить дефекты монтажа (недоваренные стыки, отсутствие или разрыв про­кладок ) и тем самым избежать разлива масла. В процессе опрессов-ки маслом обнаруживают мелкие дефекты ( поры, трещины и пр.) Гидравлические испытания проводят нагретым до 50 °С маслом при рабочем давлении.

Не нашли, что искали? Воспользуйтесь поиском по сайту: