Установка манометров на трубопроводах водоснабжения. О манометрах в системах отопления и водопровода. Выбор и установка манометра
При дистанционной установке манометр соединяют с отборным устройством импульсным трубопроводом. На рис. 64,6 монтаж манометров, показана схема трубопровода для измерения давления агрессивных жидкостей, а на рис. 64,в - пара.
К объекту (трубопроводу) 1 через кран 10 присоединен разделительный сосуд 5, к которому через кран 7 подключен импульсный трубопровод 15. Трубопровод имеет вертикальную трубу, к которой подходят ветви с уклоном 1:10. Верхняя часть вертикальной трубы служит для сбора газов (газосборник), которые выпускаются через кран 11. Нижняя часть трубы служит для сбора отстоя, который сливается через кран 12. На воздушных и газовых импульсных трубопроводах эта часть называется конденсатосборником. Прибор 4 присоединяется к трубопроводу через трехходовой кран 3. Краны 8 и 9 служат для слива и заполнения сосуда, а кран 6 - для контроля уровня разделительной жидкости.
Разделительный жидкостью импульсный трубопровод и разделительный сосуд 5 заполняют в описанной ниже последовательности. Трубопровод продувают сжатым воздухом. Жидкость закачивают через кран 12, находящийся в нижней точке импульсного трубопровода. Когда жидкость будет течь через кран 6, разделительный сосуд отключают (закрывают кран 7). Заполнение продолжают до тех пор, пока жидкость будет переливаться через кран 11, расположенный в верхней точке трубопровода.
После этого сосуд через кран 9 заливают измеряемой жидкостью. Подсоединяют сосуд к измеряемой среде и подключают прибор (открывают краны 10, 7, 3).
На паровых магистралях уравнительный сосуд 13 и импульсный трубопровод заполняются конденсатом за 30...40 мин при открытом кране 10. Кран 14 периодически открывают, и когда из него будет сливаться конденсат, краном 3 подключают прибор.
При значительной разнице ΔН уровней места отбора и места установки манометра в показания прибора необходимо вводить поправку Δp=c*ΔН (c-удельный вес жидкости, заполняющей импульсный трубопровод).
Поэтому, чтобы не вводить поправку, а также при большой дистанционности измерений, применяют комплект, состоящий из бесшкального манометра с электрическим или пневматическим выходным сигналом ГСП.
Бесшкальные манометры (напоромеры, тягомеры) устанавливают на стативах или специальных металлоконструкциях. На рис. 65,а показана установка мембранного электрического манометра ММЭ.
Манометры предназначены для преобразования давления жидкостей и газов в электрический токовый сигнал 0...5 мА. В комплекте с манометром может работать вторичный прибор КСУ, „Диск-250“ или другое, устройство контроля и управления с соответствующим выходным сигналом. Прибор монтируют на кронштейне 1 (или другой монтажной площадке). Корпус 2 прибора крепится болтами 3. Отклонение от вертикали не более1…2°. Измеряемое давление подводят к штуцеру 4. Для этого необходимо отвернуть накидную гайку 5, отсоединить штуцер. Приварить его к импульсной трубе и смонтировать узел на месте. Питание 220 В 50 Гц подводят к прибору кабелем через сальник 6, а кабель выходного сигнала через сальник 7. Присоединительные клеммы расположены внутри клеммной коробки 8.
На рис. 65,6 монтаж бесшкальных манометров, показана установка сильфонного напоромера 1 с пневматическим выходным сигналом 20...100 кПа (0,2...1 кгс/мм 2) на трубе или на стойке из трубы 2. Измеряемое давление подводится к штуцеру 3, а к штуцерам 4 и 5 подводят трубопровод питания и трубопровод выходного сигнала.
Сигнализаторы давления могут быть бесшкальными (датчики и реле давления). Например, ДД, РД-1 и др., или встроенными в измерительные приборы – 717 Cr и др. с электрическим или пневматическим выходами.
Датчики давления устанавливают на штативах и металлоконструкциях, а измерительные приборы монтируют на щитах. Приборы имеют выступающий или утопленный монтаж, аналогичный показанному на рис. 58 . Монтаж импульсных труб, труб питания и выходного сигнала, кабельных линий для цепей сигнализации и питания самописцев выполняют так же, как и в описанных выше случаях.
1. Шкала должна быть чётко видна.
2. Подход к манометру должен быть свободным.
3. В зависимости от высоты установки манометра выбирается диаметр прибора:
· до 2х метров - диаметр 100мм;
· от 2х до Зх метров - диаметр 160мм;
· свыше Зх метров - установка манометра запрещена.
4. Каждый манометр должен иметь отключающее устройство (Зх ходовой кран, вентиль или кран)
Правила обслуживания манометра .
Согласно технической инструкции производить посадку на «О»
Ведомственный осмотр 1 раз в 6 месяцев.
Государственная поверка- 1 раз в 12 месяцев.
Снимать и устанавливать манометры только при помощи ключа.
В случае пульсации давления необходимо принимать меры:
· при малой пульсации вваривается компенсатор;
· при большой пульсации используется специальное устройство - расширитель с двумя дросселями.
4. Оказание первой помощи при потере сознания (обмороке), тепловом и солнечном ударе.
Билет № 2
1. Параметры, характеризующие продуктивный пласт.
Нефть и газ аккумулируются в трещинах, порах и пустотах горных пород. Поры пластов малы, но их много, и они занимают объем, иногда достигающий 50 % общего объема пород. Нефть и газ обычно заключены в песчаниках, песках, известняках, конгломератах, являющихся хорошими коллекторами и характеризующихся проницаемостью, т.е. способностью пропускать через себя флюиды. Глины также обладают высокой пористостью, но они недостаточно проницаемы вследствие того, что соединяющие их поры и каналы очень малы, а флюид, находящийся в них, удерживается в неподвижном состоянии капиллярными силами.
Пористостью называют долю пустотного пространства в общем объёме породы.
Пористость зависит в основном от размера и формы зерен, степени их уплотнения и неоднородности. В идеальном случае (отсортированные однородные по размерам сферические зерна) пористость не зависит от размеров зерен, а определяется их взаимным расположением и может изменяться в пределах от 26 до 48 %. Пористость естественной песчаной породы, как правило, значительно меньше пористости фиктивного грунта, т.е. грунта, составленного из шарообразных частиц одинакового размера.
Песчаники и известняки имеют еще более низкую пористость из-за наличия цементирующего материала. Наибольшая пористость в естественном грунте присуща пескам и глинам, причем она возрастает (в отличие от фиктивного грунта) с уменьшением размера зерен породы, так как в этом случае их форма становится все более неправильной, а следовательно, и упаковка зерен – менее плотной. Ниже приведены значения пористости (в %) для некоторых пород.
Глинистые сланцы 0,5–1,4
Глины 6–50
Пески 6–50
Песчаники 3,5–29
Известняки и доломиты 0,5–33
С увеличением глубины вследствие повышения давления пористость горных пород обычно снижается. Пористость коллекторов, на которые бурят эксплуатационные скважины, изменяется в следующих пределах (в %):
Пески 20–25
Песчаники 10–30
Карбонатные породы 10–20
Карбонатные породы характеризуются обычно наличием различных по размеру трещин и оцениваются коэффициентом трещиноватости.
Одна из характеристик горных пород – гранулометрический состав, от которого во многом зависят другие физические свойства. Под этим термином понимается количественное содержание в породе разных по размеру зерен (в % для каждой фракции). Гранулометрический состав сцементированных пород определяется после их предварительного разрушения. Гранулометрический состав горных пород в известной мере характеризует их проницаемость, пористость, удельную поверхность, капиллярные свойства, а также количество остающейся в пласте нефти в виде пленок, покрывающих поверхность зерен. Им руководствуются в процессе эксплуатации скважин при подборе фильтров, предотвращающих поступление песка, и т.д. Размер зерен большинства нефтеносных пород колеблется от 0,01 до 0,1 мм. Однако обычно при изучении гранулометрического состава горных пород выделяют следующие категории размеров (в мм):
Галька, щебень > 10
Гравий 10–2
грубый 2–1
крупный 1–0,5
средний 0,5–0,25
мелкий 0,25–0,1
Алевролит:
крупный 0,1–0,05
мелкий 0,05–0,1
Глинистые частицы < 0,01
Частицы размером примерно до 0,05 мм и их количество устанавливают методом рассева на наборе сит соответствующего размера с последующим взвешиванием остатков на ситах и определением отношения (в %) их массы к массе первоначальной пробы. Содержание же более мелких частиц определяется методами седиментации.
Неоднородность пород по механическому составу характеризуется коэффициентом неоднородности – отношением диаметра частиц фракции, которая составляет со всеми более мелкими фракциями 60 % по массе от всей массы песка, к диаметру частиц фракции, составляющей со всеми более мелкими фракциями 10 % по массе от всей массы песка (d60/d10). Для «абсолютно» однородного песка, все зерна которого одинаковы, коэффициент неоднородности Kн = d60/d10 = 1; Kн для пород нефтяных месторождений колеблется в диапазоне 1,1–20.
Способность горных пород пропускать через себя жидкости и газы называется проницаемостью. Все горные породы в той или иной степени проницаемы. При существующих перепадах давления одни породы непроницаемы, другие проницаемы. Все зависит от размеров сообщающихся пор и каналов в породе: чем меньше поры и каналы в горных породах, тем ниже их проницаемость. Обычно проницаемость в перпендикулярном к напластованию направлению меньше его проницаемости вдоль напластования.
Поровые каналы бывают сверх- и субкапиллярными. В сверхкапиллярных каналах, диаметр которых более 0,5 мм, жидкости движутся, подчиняясь законам гидравлики. В капиллярных каналах с диаметром от 0,5 до 0,0002 мм при движении жидкостей проявляются поверхностные силы (поверхностное натяжение, капиллярные силы прилипания, сцепления и т.д.), которые создают дополнительные силы сопротивления движению жидкости в пласте. В субкапиллярных каналах, имеющих диаметр менее 0,0002 мм, поверхностные силы настолько велики, что движения в них жидкости практически не происходит. Нефтяные и газовые горизонты в основном имеют капиллярные каналы, глинистые – субкапиллярные.
Между пористостью и проницаемостью горных пород прямой зависимости нет. Песчаные пласты могут иметь пористость 10–12 %, но быть высокопроницаемыми, а глинистые при пористости до 50 % – оставаться практически непроницаемыми.
Для одной и той же породы проницаемость будет изменяться в зависимости от количественного и качественного состава фаз, так как по ней могут двигаться вода, нефть, газ или их смеси. Поэтому для оценки проницаемости нефтесодержащих пород приняты следующие понятия: абсолютная (физическая), эффективная (фазовая) и относительная проницаемость.
Абсолютная (физическая) проницаемость определяется при движении в горной породе одной фазы (газа или однородной жидкости при отсутствии физико-химического взаимодействия между жидкостью и пористой средой при полном заполнении пор породы газом или жидкостью).
Эффективная (фазовая) проницаемость – это проницаемость пористой среды для данного газа или жидкости при содержании в порах другой жидкой или газообразной фазы. Фазовая проницаемость зависит от физических свойств породы и степени насыщенности ее жидкостью или газом.
Относительная проницаемость - отношение эффективной проницаемости к абсолютной.
Значительная часть коллекторов неоднородна по текстуре, минералогическому составу и физическим свойствам по вертикали и горизонтали. Иногда обнаруживаются существенные различия физических свойств на небольших расстояниях.
В естественных условиях, т.е. в условиях действия давлений и температур, проницаемость кернов иная, чем в атмосферных условиях, часто она необратима при создании в лаборатории пластовых условий.
Иногда емкость коллектора и промышленные запасы нефти и газа в пласте определяются объемом трещин. Эти залежи приурочены, главным образом, к карбонатным, а иногда – к терригенным породам.
Обычно строгой закономерности в распределении систем трещиноватости по элементам структур, к которым приурочены нефте- и газосодержащие залежи, не наблюдается.
Для оценки проницаемости обычно пользуются практической единицей дарси, которая приблизительно в 10-12 раз меньше, чем проницаемость в 1 м2.
За единицу проницаемости в 1 дарси (1 Д) принимают проницаемость такой пористой среды, при фильтрации через образец которой площадью 1 см2 и длиной 1 см при перепаде давления 1 кг/см2 расход жидкости вязкостью 1 сПз (сантипуаз) составляет 1 см3/с. Величина, равная 0,001 Д, называется миллидарси (мД).
Проницаемость пород нефтяных и газовых пластов изменяется от нескольких миллидарси до 2–3 Д и редко бывает выше.
Прямой зависимости между проницаемостью и пористостью горных пород не существует. Например, трещиноватые известняки, имеющие малую пористость, часто обладают большой проницаемостью и, наоборот, глины, иногда характеризующиеся высокой пористостью, практически непроницаемы для жидкостей и газов, так как их поровое пространство слагается каналами субкапиллярного размера. Однако на основании среднестатистических данных можно сказать, что более проницаемые породы часто и более пористые.
Проницаемость пористой среды зависит преимущественно от размера поровых каналов, из которых слагается поровое пространство.
2. Сепараторы, назначение, устройство, принцип действия и техническое обслуживание.
При добыче и транспортировке в природном газе содержатся различного рода примеси: песок, сварной шлам, конденсат тяжёлых углеводородов, вода, масло и т.д. Источником загрязнения природного газ является призабойная зона скважины, постепенно разрушающаяся и загрязняющая газ. Подготовка газа осуществляется на промыслах, от эффективности работы которых зависит и качество газа. Механические примеси попадают в газопровод, как в процессе его строительства, так и при эксплуатации.
Наличие механических примесей и конденсата в газе приводит к преждевременному износу трубопровода, запорной арматуры, рабочих колёс нагнетателей и, как следствие, снижению показателей надёжности и экономичности работы компрессорных станций и в целом газопровода.
Всё это приводит к необходимости устанавливать на КС различные системы очистки технологического газа. Первое время на КС для очистки газа широко использовали масляные пылеуловители (рис. 3), которые обеспечивали достаточно высокую степень очистки (до 97-98%).
Масляные пылеуловители работают по принципу мокрого улавливания разного рода смесей, находящихся в газе. Примеси, смоченные маслом сепарируются из потока газа, само масло очищается, регенерируется и вновь направляется в масленый пылеуловитель. Масляные пылеуловители чаще выполнялись в виде вертикальных сосудов, принцип действия которых, хорошо иллюстрируется рис. 3.
Очищаемый газ поступает в нижнюю секцию пылеуловителя, ударяется в отбойный козырёк 4 и соприкасаясь с поверхностью масла, меняет направление своего движения. При это наиболее крупные частицы остаются в масле. С большой скоростью газ проходит по контактным трубкам 3 в осадительную секцию II, где скорость газа резко снижается и частицы пыли по дренажным трубкам стекают в нижнюю часть пылеуловителя I. Затем газ поступает в отбойную секцию III, где в сепараторном устройстве 1 происходит окончательная очистка газа.
Недостатками масляных пылеуловителей являются: наличие постоянного безвозвратного расхода масла, необходимость очистки масла, а также подогрева масла при зимних условиях эксплуатации.
В настоящее время на КС в качестве первой ступени очистки широко применяют циклонные пылеуловители, работающие на принципе использования инерционных сил для улавливания взвешенных частиц (рис. 4).
Циклонные пылеуловители более просты в обслуживании нежели масляные. Однако эффективность очистки в них зависит от количества циклонов, а также от обеспечения эксплуатационным персоналом работы этих пылеуловителей в соответствии с режимом, на который они запроектированы.
Циклонный пылеуловитель (рис. 4) представляет собой сосуд цилиндрической формы, рассчитанный на рабочее давление в газопроводе, со встроенными в него циклонами 4.
Циклонные пылеуловитель состоит из двух секций: нижней отбойной 6 и верхней осадительной 1, где происходит окончательная очистка газа от примесей. В нижней секции находятся циклонные трубы 4.
Газ через входной патрубок 2 поступает в аппарат к распределителю и приваренным к нему звёздообразно расположенным циклонам 4, которые неподвижно закреплены в нижней решётке 5. В цилиндрической части циклонных труб газ, подводимый по касательной к поверхности, совершает вращательное движение вокруг внутренней оси труб циклона. Под действием центробежной силы твёрдые частицы и капли жидкости отбрасываются от центра к периферии и по стенке стекают в коническую часть циклонов и далее в нижнюю секцию 6 пылеуловителя. Газ после циклонных трубок поступает в верхнюю осадительную секцию 1 пылеуловителя, и затем, уже очищенный, через патрубок 3 выходит из аппарата. В процессе эксплуатации необходимо контролировать уровень отсепарированной жидкости и мехпримесей с целью их своевременного удаления продувкой через дренажные штуцеры. Контроль за уровнем осуществляется с помощью смотровых стёкол и датчиков, закреплённых к штуцерам 9. Люк 7 используется для ремонта и осмотра пылеуловителя при плановых остановках КС. Эффективность очистки газ циклонными пылеуловителями составляет не менее 100% дл частиц размером 40мкм и более, и 95% для частиц капельной жидкости.
В связи с невозможностью достичь высокой степени очистки газа в циклонных пылеуловителях появляется необходимость выполнять вторую ступень очистки, в качестве которой используют фильтр-сепараторы, устанавливаемые последовательно после циклонных пылеуловителей (рис.5)
Работа фильтр-сепаратора осуществляется следующим образом: газ после входного патрубка с помощью специального отбойного козырька направляется на вход фильтрующей секции 3, где происходит коагуляция жидкости и очистка от механических примесей. Через перфорированные отверстия в корпусе фильтрующих элементов газ поступает во вторую фильтрующую секцию - секцию сепарации. В секции сепарации происходит окончательная очистка газа от влаги, которая улавливается с помощью сетчатых пакетов. Через дренажные патрубки мехпримеси и жидкость удаляются в нижний дренажный сборник и далее в подземные ёмкости.
Для работы в зимних условиях фильтр-сепаратор снабжён электрообогревом его нижней части, конденсатосборником и контрольно-измерительной аппаратурой. В процессе эксплуатации происходит улавливание мехпримесей на поверхности фильтр-сепараторе. При достижении перепада, равного 0,04 МПа, фильтр-сепаратор необходимо отключить и произвести в нём замену фильтр-элементов на новые.
Как показывает опыт эксплуатации газотранспортных систем, наличие двух степеней очистки обязательно на станциях подземного хранения газа, а также и на первой по ходу линейной компрессорной станции, принимающей газ из СПХГ. После очистки, содержание механических примесей в газе недолжно превышать5 мг/м3.
Газ, поступающий на головные компрессорные станции из скважин, как отмечалось, практически всегда в том лили ином количестве содержит влагу в жидкой и паровой фазах. Наличие влаги в газе вызывает коррозию оборудования, снижает пропускную способность газопровода. При взаимодействии с газом при определённых термодинамических условиях, образуются твёрдые кристаллические вещества-гидраты, которые нарушают нормальную работу газопровода. Одним из наиболее рациональных и экономичных методов борьбы с гидратами при больших объёмах перекачки является осушка газа. Осушка газа осуществляется аппаратами различной конструкции с использованием твёрдых (адсорбция) и жидких (абсорбция) поглотителей.
С помощью установок осушки газа на головных сооружениях уменьшается содержание паров воды в газе, снижается возможность выпадения конденсата в трубопроводе и образования гидратов.
3. Системы и схемы сбора, транспорта газа, их достоинства и недостатки
И все ваши НЕзаморочки оплачивает Заказчик (по мнению большинства проектировщиков у него роща денежных деревьев - тряхнул ветку, оплатил чью-но лень). А может от незнания физики. А вентильный блок к манометру зачем??? Как правило термометров меньше, чем точек установки манометров, либо закладных, для присоединения манометра при необходимости (штуцеров). Иногда полезно узнать у сметчика, какова разница. И почему Ду 50, если туда термометр ставят. По белорусским законам расширитель нужен при Ду менее 65 (76 наружный), считаю требование оправданным.
А по мнению всех заказчиков проектанты вообще не умеют проектировать и только и хотят поставить заказчика на бабки. И пофигу что делается по нормам и есть разработанная методика - главное что ИМ ТАК НЕУДОБНО, а значит это неправильно.
Объясняю. Ранее, заказывались конкретные приборы с конкретными резьбами и т.п., поэтому отборное устройство выбиралось исходя из места установки и заказываемого прибора. Сейчас конкретный прибор заказать нельзя - в 99% заказчик покупает приборы по тендеру. Аналогично с вентильными блоками. Что бы не заморачиваться с резьбой и там и там, разработаны опросные листы, где комплектно с приборами идут и вентильные блоки, мембранные разделители, сифонные кольцевые трубки и т.п. Наша заморочка была бы в соединении всего этого и переделки если купили другое, дозаказ соединителей и переходников. Заказчику проводить несколько тендеров, плюс представители заказчика так же анализируют предлагаемые варианты, то есть тоже тратят кучу времени. В связи с этим были разработаны ОЛ проектным институтом Роснефти и согласованы в соответствующем департаменте. Мы так же работаем много с Роснефтью и взяли на вооружение такие же ОЛ. Эти же ОЛ предлагаем и другим Заказчикам - есть мели замечания от них, но в основном все согласны.
Теперь по поводу перехода - размер бобышки позволяет установить ее минимум на трубу 50 без существенного перекрытия сечения трубы. На меньший диаметр нам механики и монтажники наши запрещают ставить. Остается одно - ставить расширитель. Будет ли он заказан в части КИП как отдельная типовая деталь или как набор типовых деталей у монтажников (а у них таких деталей и так полно - обычные переходы и кусок трубы) это уже детали. Гораздо проще всем, если эти стандартные детали закажут монтажники, а не мы будем заниматься херней. Вы, знаете - до сих пор НИ ОДНОЙ претензии! Точнее вру - была одна... В Саратове хотели вместо бобышки патрубок с НАРУЖНОЙ резьбой для установки датчиков давления и манометров. Но это, как вы понимаете, не столько с малым диаметрам относится, сколько вообще к давлению.
Зачем нужен вентильный блок к манометру? Манометр так же измеряет давление и может выйти из строя как и обычный датчик давления, а значит его может понадобиться снять для замены или поверки. Вот для этих целей и ставят вентильный блок. Нет, можно конечно и два обычных вентиля поставить - отсечной и сбросной, можно конструкцию заказать с одним вентилем и сбросным отверстием, много чего можно. Но заказчик все же хочет унификацию - что бы одну деталь можно было поставить и в другое место - к другому манометру или датчику давления.
По поводу термометров - Ду трубы 50, высота бобышки 50, итого 100мм. Если взять гильзу 80 мм, она зайдет в трубу на 30мм, то есть а раз попадает во вторую треть - как и принято ставить. Если ставить расширитель (по ЗК), то можно гильзу и 100мм взять.
А трубы 65 у нас никогда и не было - только 50, 80, 100 и далее.
Погрешность измерения давления зависит от инструментальных погрешностей измерительных приборов, условий эксплуатации манометров, способов отбора давления и его передачи к приборам. При выборе пределов измерения манометра руководствуются значениями измеряемого давления и характером его изменений. При стабильном измеряемом давлении его значение должно составлять 3/4 диапазона измерения прибора, а в случае переменного давления 2/3. Для исключения возможности образования взрывоопасных и горючих смесей манометры, предназначенные для измерения давления таких газов, как кислород, водород, аммиак, окрашивают в соответствии со стандартом в голубой, темно-зеленый, желтый цвета.
Правила установки манометров на промышленных объектах, отбора давления и его передачи к приборам с помощью импульсных линий регламентируются внутриведомственными нормалями, которыми руководствуются при монтаже измерительных устройств. Ниже рассмотрены основные положения этих руководящих материалов.
Манометры показывающие и с дистанционной передачей показаний, как правило, устанавливаются вблизи точек отбора давления в месте, удобном для обслуживания. Исключение составляют манометры, используемые для внутриреакторного контроля и контроля давления в устройствах, размещаемых на АЭС в зонах ограниченного доступа. Современные серийные преобразователи давления нельзя размещать внутри активной зоны, поэтому они находятся на значительном расстоянии от точек отбора давления, что приводит к росту инерционности показаний приборов. При этом необходимо учитывать, что наличие столба жидкости в импульсной линии создает систематическую погрешность показаний, которая будет иметь отрицательный или положительный знак в зависимости от того, находится манометр выше или ниже точки отбора давления. Импульсные линии дифманометров имеют большую длину, предельное значение которой составляет 50 м.
Отбор давления осуществляется с помощью труб, подсоединяемых к трубопроводу или внутреннему пространству объекта, где производится измерение давления. В общем случае трубка должна быть выполнена заподлицо с внутренней стенкой, чтобы у выступающей части не создавалось торможение потока. При измерении давления или разности давлений жидких сред не рекомендуется отбор давления про-изводить из нижних и верхних точек трубопровода, с тем чтобы в импульсные линии не попадали шлам и газы, при газовых средах - из нижних точек трубопровода, чтоб в импульсные линии не попадал конденсат.
При измерении напоров и разрежений в газоходах, воздуховодах, пылепроводах часто возникает необходимость сглаживания пульсаций давления и отделения взвешенных частиц.
Рис. 1. :
1 - циклон; 2 - пылепровод; 3 - металлическая стенка; 4,5 - трубки; 6 - отверстие с пробкой
На рис. 1 показана установка циклона I на линии отбора давления в пылепроводе 2, имеющего металлическую стенку 3. Подвод пылевоздушной смеси к циклону осуществляется трубкой 4 тангенциально, отбор давления к прибору из циклона производится из его средней части трубкой 5. В циклоне взвешенные частицы сепарируются и периодически удаляются из него через отверстие 6. Для сглаживания пульсаций перед измерительным прибором устанавливаются дроссели. Длина линий от точки отбора давления до прибора должна обеспечивать охлаждение измеряемой среды до температуры окружающего воздуха. С помощью кранов переключателей один напоромер или тягомер может подключаться к нескольким точкам отбора давления или разрежения.
Рис. 2. :
1 - манометр; 2 - трехходовой кран; 3 - запорный вентиль; 4 - изогнутая кольцом трубка
Схема установки манометра 1 на трубопроводе представлена на рис. 2. Для обеспечения возможности отключения манометра, продувки линии и подключения контрольного манометра используется трехходовой кран 2, при измерении давления свыше 10 МПа (100 кгс/см2), а также при контроле давления радиоактивного теплоносителя дополнительный запорный вентиль 3 устанавливается на выходе из трубопровода. При измерении давления сред с температурой выше 70 °С трубка 4 сгибается кольцом, в котором вода охлаждается, а пар конденсируется. На АЭС продувка импульсных линий манометров и дифманометров, работающих с радиоактивными средами, осуществляется в специальную дренажную систему.
При измерении давления агрессивных, вязких и жидкометаллических сред для защиты манометров и дифманометров применяются мембранные и жидкостные разделители. Схема манометра с мембранным разделителем представлена на рис. 3.
Рис. 3. :
1, 2 - агрессивная и нейтральная среда
1 - измеряемая среда; 2 - разделительный сосуд; 3 - линия, заполненная нейтральной средой
Агрессивная среда подается под мембрану 7, нижняя часть которой и прилегающие стенки покрыты фторопластом. Пространство над мембраной 2 и внутренняя полость манометрической пружины тщательно заполнены кремнийорганической жидкостью. Для того чтобы в процессе измерения давление над мембраной соответствовало измеряемому, необходимо, чтобы жесткость мембраны была намного меньше жесткости чувствительного элемента. При использовании жидкостных разделителей (рис. 4) это ограничение отсутствует.
Рис. 4. Схема установки манометров с разделительными сосудами при плотности измеряемой среды меньше плотности нейтральной (а) и больше (б) :
Нейтральная разделительная жидкость, заполняющая часть разделительного сосуда 2, измерительную камеру прибора и линии между ними 3, должна по плотности значительно отличаться от измеряемой среды 1 и не смешиваться с ней. На рис. 4, а плотность агрессивной среды меньше разделительной, а на рис. 4, б - больше.
При измерении разности давлений подключение дифманометров должно быть произведено таким образом, чтобы среда, заполняющая импульсные линии, не создавала погрешностей из-за разности плотностей или высот столбов жидкостей в них. Линии не должны иметь горизонтальных участков, минимальный угол наклона должен быть не менее 5°. При измерении разности давлений воды и пара измерительные камеры дифманометров предварительно должны быть заполнены водой.
От правильности показаний манометров зависит не только экономичность работы технологических объектов, но во многих случаях и безопасность, в связи с этим манометры и другие приборы давления подвергаются периодическим поверкам. Для большинства приборов межповерочный период составляет один год. Если приборы работают в условиях повышенной вибрации и температуры, то этот период может быть сокращен. Поверка приборов осуществляется представителями метрологических служб.
Для проведения поверок рабочих приборов давления используются образцовые приборы и устройства, воспроизводящие давление. У грузопоршневых манометров эти функции могут быть совмещены. При поверке манометров, предназначенных для измерения давления химически активных газов, например кислорода, нельзя использовать грузопоршневые манометры, заполненные маслом.