Испытание трубопроводов на плотность и прочность – нормы СНИП

Гидравлические испытания напорных трубопроводов по СП 129

Порядок проведения гидравлических испытаний напорных трубопроводов приведен в приложении Г, форма акта в приложении Б.

Выделим наиболее важные пункты раздела 10 СП 129.13330.2019, которые касаются непосредственно гидравлических испытаний трубопроводов.

п.10.1.2 Испытание напорных трубопроводов всех классов должно осуществляться строительно-монтажной организацией, как правило, в два этапа:

• первый — предварительное испытание на прочность и герметичность, выполняемое после засыпки пазух с подбивкой грунта на половину вертикального диаметра и присыпкой труб в соответствии с СП 45.13330 с оставленными открытыми для осмотра стыковыми соединениями; это испытание допускается выполнять без участия представителей заказчика и эксплуатационной организации с составлением акта, утверждаемого главным инженером строительной организации;
• второй — приемочное (окончательное) испытание на прочность и герметичность следует выполнять после полной засыпки трубопровода при участии представителей заказчика и эксплуатационной организации с составлением акта о результатах испытания по форме, приведенной в приложении Б или В.

Оба этапа испытания должны выполняться до установки гидрантов, вантузов, предохранительных клапанов, вместо которых на время испытания следует устанавливать фланцевые заглушки. Предварительное испытание трубопроводов, доступных осмотру в рабочем состоянии или подлежащих в процессе строительства немедленной засыпке (производство работ в зимнее время, в стесненных условиях), при соответствующем обосновании в проектах допускается не производить.

10.1.3 Трубопроводы подводных переходов подлежат предварительному испытанию дважды: на стапеле или площадке после сваривания труб, но до нанесения антикоррозионной изоляции на сварные соединения, и вторично — после укладки трубопровода в траншею в проектное положение, но до засыпки грунтом.

Результаты предварительного и приемочного испытаний следует оформлять актом по форме, приведенной в приложении Б .

10.1.4 Трубопроводы, прокладываемые на переходах через железные и автомобильные дороги I и II категорий, подлежат предварительному испытанию после укладки рабочего трубопровода в футляре (кожухе) до заполнения межтрубного пространства полости футляра и до засыпки рабочего и приемного котлованов перехода.

10.1.5 Значения внутреннего расчетного давления P_р и испытательного давления P_и для проведения предварительного и приемочного испытаний напорного трубопровода на прочность должны быть определены проектом в соответствии с требованиями СП 31.13330 и указаны в рабочей документации.

Значение испытательного давления на герметичность P_г для проведения как предварительного, так и приемочного испытаний напорного трубопровода должно быть равным значению внутреннего расчетного давления P_р плюс значение ΔP, принимаемое в соответствии с таблицей 8 в зависимости от верхнего предела измерения давления, класса точности и цены деления шкалы манометра. При этом значение P_г не должно превышать значения приемочного испытательного давления трубопровода на прочность P_и.

10.1.6 Трубопроводы из стальных, стеклокомпозитных, чугунных, железобетонных и хризотилцементных труб, независимо от способа испытания, следует испытывать при длине менее 1 км — за один прием; при большей длине — участками не более 1 км. Длину испытательных участков этих трубопроводов при гидравлическом способе испытания разрешается принимать свыше 1 км при условии, что значение допустимого расхода подкачанной воды должно определяться как для участка длиной 1 км.

Значение внутреннего расчетного давления в трубопроводе Pр, МПа	ΔP для различных значений внутреннего расчетного давления Pр в трубопроводе
	верхний предел измерения давления, МПа	цена деления, МПа	ΔP, МПа	верхний предел измерения давления, МПа	цена деления, МПа	ΔP, МПа	верхний предел измерения давления, МПа	цена деления, МПа	ΔP, МПа	верхний предел измерения давления, МПа	цена деления, МПа	ΔP, МПа
	Для манометров класса точности
	0,4			0,6			1			1,5
До 0,4	0,6	0,002	0,02	0,6	0,005	0,03	0,6	0,005	0,05	0,6	0,01	0,07
От 0,41 до 0,75	1	0,005	0,04	1,6	0,01	0,07	1,6	0,01	0,1	1,6	0,02	0,14
От 0,76 до 1,2	1,6	0,005	0,05	1,6	0,01	0,09	2,5	0,02	0,14	2,5	0,05	0,25
От 1,21 до 2,0	2,5	0,01	0,1	2,5	0,02	0,14	4	0,05	0,25	4	0,1	0,5
От 2,01 до 2,5	4	0,02	0,14	4	0,05	0,25	4	0,05	0,3	6	0,1	0,5
От 2,51 до 3,0	4	0,02	0,16	4	0,05	0,25	6	0,05	0,35	6	0,1	0,6
От 3,01 до 4,0	6	0,02	0,2	6	0,05	0,3	6	0,05	0,45	6	0,1	0,7
От 4,01 до 5,0	6	0,2	0,24	6	0,05	0,4	10	0,1	0,6	10	0,2	1

Трубопроводы из труб ПВД, ПНД и ПВХ, независимо от способа испытания, следует испытывать при длине не более 0,5 км за один прием, при большей длине — участками не более 0,5 км. При соответствующем обосновании в проекте допускается испытание указанных трубопроводов за один прием при длине до 1 км при условии, что значение допустимого расхода подкачанной воды должно определяться как для участка длиной 0,5 км.

10.1.7 При отсутствии в проекте указаний значение гидравлического испытательного давления P_и для выполнения предварительного испытания напорных трубопроводов на прочность принимается в соответствии с таблицей 9.

10.1.8 До проведения предварительного и приемочного испытаний напорных трубопроводов должны быть:

— закончены все работы по заделке стыковых соединений, устройству упоров, монтажу соединительных частей и арматуры, получены удовлетворительные результаты контроля качества сварки и изоляции стальных трубопроводов;

— установлены фланцевые заглушки на отводах взамен гидрантов, вантузов, предохранительных клапанов и в местах присоединения к эксплуатируемым трубопроводам;

— подготовлены средства наполнения, опрессовки и опорожнения испытуемого участка, смонтированы временные коммуникации и установлены приборы и краны, необходимые для проведения испытаний;

— осушены и провентилированы колодцы для производства подготовительных работ, организовано дежурство на границе участков охранной зоны;

— заполнен водой испытуемый участок трубопровода (при гидравлическом способе испытания — из него удален воздух.

Порядок проведения гидравлического испытания напорных трубопроводов на прочность и герметичность приведен в приложении Г.

10.1.9 Для проведения испытания трубопровода ответственному исполнителю работ должен быть выдан наряд-допуск на производство работ повышенной опасности с указанием в нем размеров охранной зоны. Форма наряда-допуска и порядок его выдачи должны соответствовать [СНиП 12-04-2002].

10.1.10 Для измерения гидравлического давления при проведении предварительного и приемочного испытаний трубопроводов на прочность и герметичность следует применять аттестованные в установленном порядке манометры по ГОСТ 2405 класса точности не ниже 1,5 с диаметром корпуса не менее 160 мм и со шкалой на номинальное давление около 4/3 испытательного P_и.

Для измерения объема воды, подкачиваемой в трубопровод и выпускаемой из него при проведении испытания, следует применять мерные бачки или счетчики холодной воды (водомеры) по ГОСТ 6019, аттестованные в установленном порядке.

10.1.11 Интенсивность заполнения испытуемого трубопровода водой должна быть, не более:

• от 4 до 5 м 3 /ч — для трубопроводов диаметром до 400 мм;
• от 6 до 10 м 3 /ч — для трубопроводов диаметром от 400 до 600 мм;
• от 10 до 15 м 3 /ч — для трубопроводов диаметром от 700 до 1000 мм;
• от 15 до 20 м 3 /ч — для трубопроводов диаметром свыше 1100 мм.

При заполнении трубопровода водой воздух должен быть удален через открытые краны и задвижки.

10.1.12 Приемочное гидравлическое испытание напорного трубопровода допускается начинать после засыпки его грунтом в соответствии с СП 45.13330 и заполнения водой для водонасыщения, и если при этом он был выдержан в заполненном состоянии не менее:

• 72 ч — для железобетонных труб (в том числе 12 ч под внутренним расчетным давлением P_р);
• 24 ч — для хризотилцементных труб (в том числе 12 ч под внутренним расчетным давлением P_р);
• 24 ч — для чугунных труб.

Для стальных, полиэтиленовых, стеклокомпозитных трубопроводов выдержка для водонасыщения не производится.

Если трубопровод был заполнен водой до засыпки грунтом, то указанная продолжительность водонасыщения устанавливается с момента засыпки трубопровода.

10.1.13 Напорный трубопровод признается выдержавшим предварительное и приемочное гидравлическое испытания на герметичность, если значение расхода подкачанной воды не превышает указанного в таблице 10 значения допустимого расхода подкачанной воды на испытуемый участок длиной 1 км и более.

1 Для чугунных трубопроводов со стыковыми соединениями на резиновых уплотнителях допустимый расход подкачанной воды следует принимать с коэффициентом 0,7.

2 При длине испытуемого участка трубопровода менее 1 км, приведенные в таблице значения допустимого расхода подкачанной воды следует умножать на его длину, км; при длине свыше 1 км, допустимый расход подкачанной воды следует принимать как для 1 км.

3 Для трубопроводов из ПВД и ПНД со сварными соединениями и трубопроводов из ПВХ с клеевыми соединениями допустимый расход подкачанной воды следует принимать как для стальных трубопроводов, эквивалентных по величине наружного диаметра, определяя этот расход интерполяцией.

4 Для трубопроводов из ПВХ с соединениями на резиновых уплотнителях допустимый расход подкачанной воды следует принимать как для чугунных трубопроводов с такими же соединениями, эквивалентных по величине наружного диаметра, определяя этот расход интерполяцией.

Если расход подкачанной воды превышает допустимый, то трубопровод признается не выдержавшим испытание и должны быть приняты меры к обнаружению и устранению скрытых дефектов трубопровода, после чего должно быть проведено повторное испытание трубопровода.

10.1.14 Особенности проведения гидравлических испытаний для стеклокомпозитных труб приведены в 10.1.14.1 — 10.1.14.4.

10.1.14.1 При гидравлических испытаниях стеклокомпозитных трубопроводов в полевых условиях с давлением в трубах ниже 1,6 МПа соединения трубопроводов должны быть засыпаны грунтом до верха, а трубопровод — на глубину минимальной засыпки.

10.1.14.2 При гидравлических испытаниях стеклокомпозитных трубопроводов в полевых условиях с давлением в трубах 1,6 МПа и более:

— для трубопроводов, проложенных по прямой линии, соединения должны быть засыпаны грунтом до верха, а трубопровод на глубину минимальной засыпки;

— для трубопроводов, проложенных с угловым отклонением, трубы должны быть засыпаны грунтом до проектной отметки.

10.1.14.3 Трубопровод считается выдержавшим испытания, если не наблюдается падения давления, фиксируемого по контрольному манометру. Если трубопровод не держит испытательного давления необходимо проверить:

• образование воздушных мешков;
• герметичность фланцевых соединений и мест установки запорно-регулирующей арматуры;
• провести испытания трубопровода меньшими участками для определения мест утечки.

10.1.14.4 Во время проведения гидравлических испытаний следует проверять испытуемый трубопровод не только при превышении допустимых пределов потерь, но и в случае нахождения ее в допустимых пределах. Также визуально проверяют поверхность грунта на наличие просачивания грунта или его провалов.

В местах просачивания воды на поверхность или в местах провалов необходимо производить шурфовку, проложенного трубопровода, для определения причин утечек воды с применением детектора утечек.

СНиП III-42-80 => Испытание трубопроводов. Таблица 17.

Испытание трубопроводов

11.24. Испытание магистральных трубопроводов на прочность и проверку на герметичность следует производить после полной готовности участка или всего трубопровода (полной засыпки, обвалования или крепления на опорах, очистки полости, установки арматуры и приборов, катодных выводов и представления исполнительной документации на испытываемый объект).

11.25. Испытание трубопроводов на прочность и проверку на герметичность следует .производить гидравлическим (водой, незамерзающими жидкостями) или пневматическим (воздухом, природным газом) способом для газопроводов и гидравлическим способом для нефте- и нефтепродуктопроводов.

Испытания газопроводов в горной и пересеченной местности разрешается проводить комбинированным способом (воздухом и водой или газом и водой).

Гидравлическое испытание трубопроводов водой при отрицательной температуре воздуха допускается только при условии предохранения трубопровода, линейной арматуры и приборов от замораживания.

11.26. Способы испытания, границы участков, величины испытательных давлений и схема проведения испытания, в которой указаны места забора и слива воды, согласованные с заинтересованными организациями, а также пункты подачи газа и обустройство временных коммуникаций определяются проектом.

Протяженность испытываемых участков не ограничивается, за исключением случаев гидравлического испытания и комбинированного способа, когда протяженность участков назначается с учетом гидростатического давления.

11.27*. В зависимости от категорий участков трубопроводов и их назначения этапы, величины давлений и продолжительность испытаний трубопроводов на прочность и проверки их на герметичность следует принимать в соответствии с табл. 17.

Примечание. Линейная часть и лупинги нефтепроводов, газопроводов и нефтепродуктопроводов должны подвергаться циклическому гидравлическому испытанию на прочность (в исключительных случаях проведение испытаний газопроводов на прочность допускается газом) и проверке на герметичность (газопроводы испытывают газом). При этом количество циклов должно быть не менее трех, а величины испытательного давления, в каждом цикле должны изменяться от давления, вызывающего в металле трубы напряжение 0,9-0,75 предела текучести.

Общее время выдержки участка трубопровода под испытательным давлением, без учета времени циклов снижения давления и восстановления должно быть не менее 24 ч.

Время выдержки участка под испытательным давлением должно быть не менее ч:

до первого цикла снижения давления – 6;

между циклами снижения давления – 3;

после ликвидации последнего дефекта или последнего цикла снижения давления – 3.

11.28. Подвергаемый испытанию на прочность и проверке на герметичность магистральный трубопровод следует разделить на отдельные участки, ограниченные заглушками или линейной арматурой.

Линейная арматура может быть использована в качестве ограничительного элемента при испытании в случае, если перепад давлений не превышает максимальной величины, допустимой для данного типа арматуры.

11.29. Проверку на герметичность участков всех категорий трубопроводов необходимо производить после испытания на прочность и снижения испытательного давления до максимального рабочего, принятого по проекту.

11.30. При пневматическом испытании заполнение трубопровода и подъем давления в нем до испытательного (Р_исп) должны вестись через полностью открытые краны байпасных линий при закрытых линейных кранах.

11.31. Для выявления утечек воздуха или природного газа в процессе закачки их в трубопровод следует добавлять одорант.

11.32. При пневматическом испытании подъем давления в трубопроводе следует производить плавно [не более 0,З МПа (3 кгс/см2) в час], с осмотром трассы при величине давления, равного 0,3 от испытательного, но не выше 2 МПа (20 кгс/см 2 ). На время осмотра подъем давления должен быть прекращен. Дальнейший подъем давления до испытательного следует производить без остановок. Под испытательным давлением трубопровод должен быть выдержан для стабилизации давления и температуры в течение 12 ч при открытых кранах байпасных линий и закрытых линейных кранах. Затем следует снизить давление до рабочего, после чего закрыть краны байпасных линий и провести осмотр трассы, наблюдения и замеры величины давления в течение не менее 12 ч.

11.33. При подъеме давления от 0.3 Р_исп. до Р_исп. в течение 12 ч при стабилизации давления, температуры и испытаниях на прочность осмотр трассы запрещается.

Осмотр трассы следует производить только после снижения испытательного давления до рабочего с целью проверки трубопровода на герметичность.

11.34. При заполнении трубопроводов водой для гидравлического испытания из труб должен быть полностью удален воздух. Удаление воздуха осуществляется поршнями-разделителями или через воздухоспускные краны, устанавливаемые в местах возможного скопления воздуха.

11.35. Трубопровод считается выдержавшим испытание на прочность и проверку на герметичность, если за время испытания трубопровода на прочность давление остается неизменным, а при проверке на герметичность не будут обнаружены утечки.

При пневматическом испытании трубопровода на прочность допускается снижение давления на 1 % за 12 ч.

11.36. При обнаружении утечек визуально, по звуку, запаху или с помощью приборов участок трубопровода подлежит ремонту и повторному испытанию на прочность и проверке на герметичность.

11.37. После испытания трубопровода на прочность и проверки на герметичность гидравлическим способом из него должна быть полностью удалена вода.

11.38. Полное удаление воды из газопроводов должно производиться с пропуском не менее двух (основного и контрольного) поршней-разделителей под давлением сжатого воздуха или в исключительных случаях природного газа.

Скорость движения поршней-разделителей при удалении воды из газопроводов должна быть в пределах 3-10 км/ч.

Гидравлическое испытание трубопроводов водоснабжения: виды, требования СНиП

Гидравлические испытания трубопроводов водоснабжения.

По окончании проведения монтажных работ сетей, работающих под высоким давлением, применяют гидравлические испытания трубопроводов водоснабжения. Во время проверки необходим насос, чтобы нагнетать давление.

Процедура позволяет выявить дефекты на начальном этапе. По окончании проверки составляют акт о проведенных работах, на его основании решается вопрос о запуске системы водоснабжения.

Общие сведения

Цель проверки путем гидравлического испытания, порядок действий.

С помощью гидравлического испытания выявляют неполадки по нескольким показателям:

1.метод обнаружения участков с дефектами.

Внимание! Обнаруженные дефекты должны быть устранены сразу же, тестирование системы проводят столько раз пока, работа трубопровода не окажется положительной.

Этапы проверки трубопроводов:

На предварительном этапе проверки в трубопровод нагнетают жидкость, которая находится под давлением, превышающим обычное в 1.5 раза.

В течение испытательного срока ко всем деталям снаружи либо внутри системы должен быть свободный доступ. Работы ведутся до начала монтажа сантехники.

Внимание! Испытания водопроводов проводят до начала отделочных работ в помещении, за результат тестирования трубопровода несут ответственность специалисты.

Трубопровод, проложенный под землей, полностью засыпают перед тем, как провести окончательные испытания. Все монтажные работы должны быть полностью закончены.

Но сантехнику еще не устанавливают. Процедуру проводят под давлением, превышающим рабочее в 1.3 раза.

Метод испытания включает такие правила:

1.трубопроводы водоснабжения подвергаются испытаниям через двадцать четыре часа после окончания монтажных работ. Температура снаружи должна быть положительной.

2.трубопровод заливают водой до верхней отметки стояка. Предварительно трубы проходят осмотр на качество поверхности изделий. Если обнаруживают явные дефекты, их устраняют. Система проходит испытание положительно, если через двадцать минут работы трубопровода не появляются протечки, а вода остается на прежнем уровне.

Подробности

Оптимальные условия для проверки

Гидравлические испытания являются сложным и ответственным мероприятием. Качество процедуры проверки влечет прочность и надежность работы всей конструкции. Всю работу должны проводить профессионалы.

Требования, предъявляемые к процедуре по любой методике:

1.чтобы проверить эффективность работы, во время испытания включают сразу все точки стояка. Необходимость проведения данного этапа определяют в каждом случае индивидуально.

2.качество работы полотенцесушителей проверяют при тестировании горячего водоснабжения.

3.температура измеряется на концах трубопровода, воду заливают изначально определенной температуры.

4.жидкость из трубопровода сливается целиком, как завершится проверка.

5.трубопровод наполняют водой от снизу — вверх, при этом воздух из системы вытесняется постепенно, не образуя пробок.

6.проверка предварительного этапа касается только магистрали. Следующий этап затрагивает внутренние сети, отдельные трубы стояков.

7.проверку проводят, если температура снаружи трубопровода достигает +5 градусов.

Как проходит предварительная проверка.

Согласно СНиП испытания предварительного этапа проводят в следующем порядке:

1.трубопровод, наполненный водой, оставляют на пару часов.

2.затем повышают давление на пару часов. Нагнетание давления выполняют медленно, в это время можно обнаружить некоторые протечки.

3.уменьшают напор, доходя до расчетного уровня. Исследуют состояние сети.

4.напор в трубах сохраняется минимум тридцать минут, чтобы деформированная труба смогла стабилизироваться.

5.перекрывают краны с подачей воды, сливают жидкость с помощью опрессовочного насоса.

6.выявляют неполадки серьезного уровня, прочность, также плотность всех деталей.

Внимание! Следует заранее изучить оптимальное давление для сети по СНиП. Зная параметры, легче применять методику, сверяя показания с цифрами на приборах.

Особенности окончательного этапа проверки

Этап окончательной проверки проходит, когда все сантехнические приборы для горячей воды смонтированы.

1.нагнетают давление до рабочего, поднимают до минимальной отметки при необходимости, если уровень понизился до 0.02 мпа.

2.в течение десяти минут увеличивают давление до уровня, требуемого проверкой. Система работает под таким давление два часа.

Как промыть систему водоснабжения

Процедуру промывки проводят перед установкой водоразборной арматуры. Трубопровод заполняют водой до максимального уровня и выполняют следующие шаги:

1.закрывают кран, соединяющий горячий водопровод и наружные сети.

2.шланги, ведущие в канализацию, соединяют со спускным краном, который отвечает за очищение стояков.

Промывка не дает гарантию на полное удаление мусора. Специалисты ведут работы по разработке устройств, которые повысят результативность мероприятия.

Аппараты для очистки создают смесь горячей воды с воздухом, которой заполняют трубопровод импульсивно. Регулировать силу напора воды можно контролируя промежутки ее подачи. Смесь, проходя через аппарат, выводится в канализацию.

Разновидности устройств для проведения испытаний

Внимание! Главной деталью нагнетательного устройства является насос, который имеет различное строение.

Без насоса невозможно проводить испытания системы водоснабжения.

Разновидности моделей:

2.пластинчато — -роторное устройство.

Для проверки системы отопления и водоснабжения в частном доме используют опрессовщик ручного типа. Устройство способно наполнять трубы тремя литрами воды за минуту.

В многоэтажном доме проверку проводят с помощью устройства с приводом ДВС либо электрического оборудования.

С большими нагрузками справляются насосы двухступенчатого типа, метод работы в основе устройства такой же, что и в более простых моделях.

Контроль за процессом.

Внимание! Подробные требования и методика для проведения испытаний внутренней и наружной сети указаны в СНиП.

СНиП 3.05.04 – 85 содержит сведения о регулировании давления во время испытания.

Давление для испытаний изменяется в зависимости:

1.от разницы между высотой расположения деталей.

2.от толщины стенок элементов.

3.от типа материала труб.

Согласно правилам СНиП, давление должно быть не более десяти миллиампер. Давление вычисляют для каждого типа магистрали отдельно.

Особенности заполнения акта о проведенных испытаниях.

Акт на гидравлические испытания должен содержать следующие сведения:

1.если обнаружены, то следует указать сведения о неполадках герметичности, нарушение плотности в соединениях сварного либо резьбового типа.

Признаки протечек в виде капелек жидкости на трубах либо арматуре.

2.излагают результаты проверок.

3.указаывают методы, чтобы устранить дефекты.

4.адрес и дату проведения тестирования. Под актом указывают фамилии, ответственных за испытания.

5.сведения о проекте, по которому оборудовали контур.

6.способ, по которому проводили опрессовку.

Оптимальное давление во время опрессовки

Давление во время испытаний зависит от рабочего показателя система в обычном режиме. На рабочее давление влияет материал, из которого изготовлен трубопровод.

Также на него влияют радиаторы с помощью которых проводили монтаж системы.

Согласно Гост для проверки новых систем давление повышают в два раза больше рабочего показателя. Для старых систем давление можно превышать максимум до 50 процентов.

Максимальный показатель давления может выдержать любой вид трубопровода с радиатором.

Данные знания учитывают при выборе среднего рабочего показателя, также уровня давления во время опрессовки.

На подготовительном этапе давление достигает минимум десяти атмосфер.

Внимание! Такое давление можно обеспечить с помощью насоса электрического типа. Опрессовку считают действительной, когда в течение получаса давление не опускается больше 0.1 атмосферы.

Испытания трубопровода в частном доме

В частном доме водопровод система, как правило, закрытого типа. Максимальное рабочее давление по Гост равно двум атмосферам.

Для испытаний используют электрический либо ручной насос, чтобы поднять давление к четырем атмосферам. Возможно соединение с отопительной сетью.

Конструкция заполняется жидкостью снизу – вверх через сливной кран. Затем вода сталкивается с воздухом, который выталкивает ее. Лишний воздух удаляется сквозь специальные клапаны сверху трубопровода. Радиаторы работают по такой же схеме.

Вода, поступающая в трубы во время испытаний, должна быть нагрета не выше 45 градусам.

Если хозяин дома прокладывает трубопровод своими руками, то опрессовка системы обязательна. Требования к проведению проверки предъявляются те же, что и для многоквартирного дома.

Внимание! Вода во время испытания должна иметь низкий уровень жесткости, равную примерно тем же значениям, что и во время работы системы.

Разрешено использовать для испытания талую либо дождевую воду при условии, что ее полностью сливают из системы в конце проверки.

Дополнительные сведения о проведении проверки.

В акте следует указать марку манометра, показатели давления перед проверкой, высоту расположения устройства в отношении оси трубы.

Внимание! Перед эксплуатацией трубы дезинфицируют с помощью добавления в воду тридцати грамм хлора активного.

Далее промывают трубопровод. Водой из трубопровода разрешается пользоваться при положительном результате бактериологического анализа. Жидкость внутри системы должна поменяться десять раз, тогда процесс промывки считают законченным.

В течение последующих дней длится тестовое пользование трубопроводом после окончания гидравлических испытаний.

Испытание трансформаторного масла

Трансформаторное масло играет роль изоляционной и охлаждающей среды. В выключателях оно служит для гашения дуги и для изоляции.

Правильная эксплуатация изоляционного масла обеспечивает надежную и безаварийную работу электрооборудования.

Свойства трансформаторного масла

В процессе эксплуатации отдельные качественные показатели и свойства трансформаторного масла меняются оно стареет. Старение трансформаторного масла в процессе эксплуатации определяется по изменению кислотного числа, по количеству образующегося в нем шлама, и по реакции водной вытяжки.

Кислотным числом трансформаторного масла называют количество миллиграмм калия необходимого для нейтрализации всех свободных кислых соединений, входящих в состав одного грамма масла. По величине кислотного числа судят о степени старения траснформаторного масла и о возможности оставления его в работе. При определенной степени окисления трансформаторного масла, изоляция обмоток трансформатора ухудшает свои качества и может разрушиться.

Шлам выпадает из масла в результате его старения и отлагается в каналах охлаждения, изоляции, на сердечниках трансформаторов и другого электрооборудования, ухудшая условия охлаждения данного оборудования. При этом изоляция этого электрооборудования быстрее стареет и разрушается, что может привести к авариям, например витковым замыканиям в обмотках трансформаторов.

Реакция водной вытяжки служит для определения присутствия растворенных в воде кислот и щелочей с помощью специальных индикаторов, которые способны менять цвет от наличия в трансформаторном масле кислот и щелочей. Эти кислоты, способствуя быстрому окислению трансформаторного масла, могут вызвать металла и изоляции в электрооборудовании или в аппарате.

Физические свойства трансформаторного масла

Физические свойства трансформаторного масла имеют важное значение для надежной работы электрооборудования. Изменение этих свойств говорит о неисправности оборудования и старения масла.

Удельный вес трансформаторного масла должен быть меньше удельного веса льда. Так как лед, который может образоваться зимой в отключенном трансформаторе, опустится на дно, и тем самым обеспечивая циркуляцию масла.

Температура вспышки трансформаторного масла должна быть относительно высокой для того, чтобы при значительных перегрузках трансформатора оно не могло воспламениться. В процессе работы температура вспышки масла в трансформаторах может резко понижаться в результате разложения масла под действием местных нагревов.

Электрические свойства трансформаторного масла

Диэлектрическая прочность трансформаторного масла обеспечивает надежную работу электрического оборудования. Диэлектрическая прочность масла со временем понижается. Для определения электрической прочности трансформаторное масло периодически испытывают на пробой с помощью маслопробойного аппарата.

Аппарат подключается к сети переменного напряжения величиной 220 В. Вторичное напряжение аппарата равно 60 кВ. С пределом регулирования от 0 до 60 кВ.

Для испытания на пробой трансформаторное масло заливают в фарфоровый сосуд, в котором смонтированы два дисковых электрода толщиной 8 мм и диаметров 25 мм. расстояние между дисками устанавливается 2,5 мм. сосуд наполняют маслом и устанавливают в маслопробойник. Маслу дают отстояться в течении 20 мин, чтобы из него вышел воздух. Далее плавно поднимают напряжение со скоростью 1 – 2 кВ в секунду до наступления пробоя.

При испытании трансформаторного масла необходимо сделать 6 пробоев с интервалом 10 минут. Первый пробой считают пробным и его результат не учитывается. За величину пробойного напряжения принимается среднеарифметическое из пяти последующих пробоев.

При неудовлетворительных результатах испытаний берется повторная проба, после чего дается окончательное заключение.

Свежее трансформаторное масло перед заливкой вновь вводимых трансформаторов, прибывающих без масла, обязательно должно пройти испытания на содержание механических примесей, содержание взвешенного угля, на прозрачность, на общую стабильность против окисления, кроме этого, должен быть определены тангенс угла диэлектрических потерь, температура вспышки, температура застывания, кинематическая вязкость, натровая проба в баллах, кислотное число и реакция водной вытяжки.

Из трансформаторов, прибывших без масла, до начала монтажа необходимо произвести отбор пробы остатков трансформаторного масла (со дна).

Если Вам понравилась эта статья, поделитесь ссылкой на неё в социальных сетях. Это сильно поможет развитию нашего сайта!

Подписывайтесь на наш канал в Telegram!

Просто пройдите по ссылке и подключитесь к каналу.

Не пропустите обновления, подпишитесь на наши соцсети:

Испытание трансформаторного масла

Трансформаторное масло применяется в качестве изолирующей среды в силовых и измерительных трансформаторах, маслонаполненных вводах и выключателях.

Условия работы масла в электрооборудовании (нагревании рабочим током, действие горящей дуги, загрязнение частицами твердой волокнистой изоляции, увлажнение от соприкосновения с окружающей средой и т.п.) предъявляют к нему довольно жесткие требования.

Свежее трансформаторное масло перед заливкой в оборудование должно пройти испытание в соответствии с требованиями ПУЭ. Эксплуатационное трансформаторное масло испытывается в соответствии с требованиями ПЭЭП.

Для испытаний пробу трансформаторного масла, прибывшего с завода-изготовителя или находящегося в электрооборудовании, отбирают из нижней части ем кости или бака оборудования, предварительно промыв маслом сливное отверстие. Посуда, в которую отбирают пробу масла, должна быть чистой и хорошо высушенной.

Минимальное пробивное напряжение масла определяют на аппаратах типа АМИ-80 или АИИ-70М в маслопробойном сосуде со стандартным разрядником, который со стоит из двух плоских латунных электродов толщиной 8 мм с закругленными краями и диаметром 25 мм с расстоянием между электродами 2,5 мм.

Перед испытанием банку или бутылку с пробой масла несколько раз медленно переворачивают вверх дном, добиваясь, чтобы в масле не было пузырьков воздуха. Фарфоровый сосуд, в котором испытывают масло, вместе с электродами три раза ополаскивают маслом их пробы. Масло льют на стенки сосуда и электроды тонкой струей, чтобы не образовались воздушные пузырьки. После каждого ополаскивания масло пол ностью сливают.

Уровень залитого масла в сосуде должен быть на 15 мм выше верхнего края электрода. Защитному маслу в сосуд необходимо отстояться 15-20 мин. для удаления воздушных пузырьков. Повышение напряжения до пробоя производится плавно со скоростью 1-2 кВ/с. После пробоя, который отмечается искрой между электродами, напряжение снижают до нуля и вновь увеличивают до следующего пробоя. Всего производится шесть пробоев с интервалами между ними 5-10 мин. После каждого пробоя из промежутка между электродами стеклянными или металлическими чистыми стержнями помешиванием удаляют обуглероженные частицы масла. Затем жидкости дают отстояться в течение 10 мин.

Напряжение, при котором происходит первый пробой, во внимание не принимается. Пробивное напряжение трансформаторного масла определяется как среднее арифметическое значение из пяти последующих пробоев.

Нормы приемо-сдаточных испытаний.

Объем приемо-сдаточных испытаний трансформаторного масла.

В соответствии с требованиями ПУЭ трансформаторное масло на месте монтажа электрооборудования испытывается в следующем объеме:

1. Анализ масла перед заливкой в оборудование.

2. Анализ масла перед включением оборудования.

3. Испытание масла из аппаратов на стабильность при его смешивании.

Анализ масла перед заливкой в оборудование.

Каждая партия поступившего с завода трансформаторного масла перед заливкой в оборудование должна подвергнуться однократным испытаниям по всем показателям, приведенным в табл. 2.14, кроме п.3. Значения показателей полученных при испытаниях, должны быть не хуже приведенных в табл. 2.14.

Масла, изготовленные по техническим условиям, не указанным в табл. 2.14, должны подвергаться испытаниям по тем же показателям, но нормы испытаний следует принимать в соответствии с техническими условиями на эти масла.

Анализ масла перед включением оборудования.

Масло, вновь залитое в оборудование, перед его включением под напряжение после монтажа должно быть подвергнуто сохраненному анализу. В сокращенный анализ масла входят: определение минимального пробивного напряжения, качественное опре деление наличия механических примесей и взвешенного угля, определение кислотного числа, выяснение реакции водной вытяжки или количественное определение водорастворимых кислот и установление температуры вспышки. Нормы испытаний представлены в пп. 1-6 табл. 2.14, а для оборудования 110 кВ, кроме того, в п. 12 табл. 2.14.

Испытание масла из аппаратов на стабильность при его смешивании.

При заливке в электрооборудование свежих кондиционных масел разных марок смесь проверяется на стабильность в пропорциях смешения, причем стабильность смеси должна быть не хуже стабильности одного из смешиваемых масел, обладающего мень шей стабильности.

Проведение периодических проверок, измерений и трансформаторного масла, находящегося в эксплуатации

В процессе эксплуатации качество трансформаторного масла должно соответствовать нормам, указанным в табл. 2.21.

Объем и периодичность испытаний эксплуатационного масла зависит от конкретного типа оборудования или аппарата.

Для силовых трансформаторов, автотрансформаторов и масляных реакторов трансформаторное масло испытывается в объеме и сроки, согласно нормативов.

Для масляных выключателей трансформаторное масло испытывается в объеме и сроки, согласно нормативов.

Для измерительных трансформаторов трансформаторное масло испытывается в объеме и сроки, согласно нормативов.

Для маслонаполненных вводов трансформаторное масло испытывается в объеме и сроки, согласно нормативов.

Как проходит испытания трансформаторного масла

Трансформаторное масло применяется в роли изолирующей среды и для охлаждения электрического оборудования. Но для проверки качества и свойств данных материалов должны проводиться их испытания. Рассмотрим особенности процедуры указанного испытания, их методику и характеристики, подлежащие проверке.

1. Для чего проверяется масло
2. Когда нужно проверять
3. Объём испытаний и какие свойства проверяются
4. Как проходит испытание
5. Нормы
6. Видео: испытание масла на пробой

Для чего проверяется масло

Цель испытаний трансформаторного масла состоит в проверке его электрических и физических характеристик. В процессе эксплуатации материал подвергается старению, в результате чего состав теряет заданные свойства. Испытания предназначены для проверки соответствия показателей установленным нормам, поскольку от этого зависит безопасная и надёжная эксплуатация оборудования.

Когда нужно проверять

Периодичность проведения испытаний зависит от мощностных характеристик агрегатов, в которых применяется данный материал. Обычно пробы отбираются один раз в 4 месяца или перед пуском в работу нового оборудования.

Достоверность получаемых результатов зависит от условий, при которых производится проверка. Необходимо исключить проникновение влаги из воздушной среды в материал. Ёмкость с маслом открывают при выравнивании температуры состава с данными показателями воздушной среды.

При проведении проверки после запуска тестирование выполняется 5 раз в течение начальных 30 дней эксплуатации оборудования.

Колба предварительно должна быть очищена от загрязнений. Для большей достоверности и исключения неправильных результатов жидкость отбирается со дна ёмкости оборудования.

Объём испытаний и какие свойства проверяются

В процессе проведения испытаний проверяются основные характеристики материала на соответствие требованиям нормативной документации. Предусмотрена проверка по следующим критериям:

1. Температуре вспышки – с ростом данного показателя возрастает объём испарений, в результате чего масло становится более вязким, в его составе возрастает удельный процент взрывоопасных газов.
2. Температуре застывания – обратный показатель отмеченному выше. Его уменьшение затрудняет функционирование маслоперекачивающих насосов, переключающих устройств и прочих элементов масляных систем.
3. Кислотному числу – показывает уровень содержания в материале едкого калия. Определяется количества миллиграммов данного компонента, необходимого для нейтрализации свободных кислот в 1 г состава. Итоговое значение показателя получают расчётным путём.
4. Диэлектрической плотности – первоочередной критерий, свидетельствующий о степени загрязнённости состава. Проводится 6 раз с определением среднего показателя.
5. Тангенсу угла диэлектрических потерь – определяет диэлектрические и изолирующие свойства рабочей жидкости.
6. Цветовым характеристикам – по ним можно определить свойства состава и его качество.
7. Присутствию сторонних механических загрязнений – этот критерий взаимосвязан с кислотным числом и показывает степень старения масла, в результате чего оно теряет заданные свойства.
8. Содержанию влаги и газов – также указывает на степень старения рабочей жидкости.

Кроме перечисленных работ проводятся замеры плотности ареометром, определение наличия серы. Но данные показатели не нормируются.

Как проходит испытание

Испытания проводятся поэтапно, в такой последовательности:

1. Отбираются образцы – в процессе выполнения данных работ необходимо придерживаться указанных выше требований по влажности и температуре окружающей среды.
2. Непосредственное проведение испытаний в объёме полного или частичного физико-химического анализа или определения проходимости электрического тока.
3. Подводятся итоги, со сравнением полученных результатов с нормируемыми показателями.

Проверка на пробой

По результатам проведённых работ составляется соответствующий протокол с указанием следующей информации:

1. Титула документа, где приводится марка проверяемого материала и нормированные показатели, в соответствии с требованиями государственных стандартов.
2. Таблицы с перечислением проведённых проверок и их результатов.
3. Экспертного заключения о состоянии масла и возможности дальнейшего его использования, с отметкой о соответствии состава установленным нормативам.
4. Наименования лаборатории, проводившей работы, даты составления протокола, печати организации и росписи ответственного работника.

Работы должны проводиться лабораторией, прошедшей соответствующую аккредитацию и располагающей обученным и аттестованным персоналом.

Нормы

Нормируемые показатели должны соответствовать следующим количественным значениям по следующим критериям:

• пробивному напряжению, для оборудования, работающего в диапазоне от 60 до 220 кВ – в пределах до 35 кВ, от 20 до 35 кВ – до 25 кВ;
• наличие механических примесей не допускается;
• кислотному числу – до 0,25 мг на 1 г состава;
• стабильности против окислительных процессов при аналогичных единицах измерения – в пределах 0,005 мг;
• массовой доле осадочных компонентов – должны отсутствовать;
• кислотному числу окислённого материала – до 0,1 мг;
• температуре вспышки – до 150°С;
• тангенсу угла диэлектрических потерь – до 7 процентов;
• влаго- и газосодержанию – в соответствии с заводскими нормами;
• натровой пробе – до 0,4 балла;
• температуре застывания – до -45°С;
• кинематической вязкости – от 9 до 1300 м³/с, в зависимости от температурных показателей состава.

Если показатели не соответствуют нормативам, использование данного материала грозит пробоем изоляции оборудования и его перегревом, в результате чего трансформатор может выйти из строя.

Рабочая жидкость, не отвечающая установленным критериям, подвергается очистке, в результате которой показатели приводятся в норму, с возможностью дальнейшего использования масла.

Современной промышленностью выпускается множество фильтрующих установок, позволяющих очистить масло, для возможности его последующего применения.

Проведение трансформаторного масла позволяет проверить качество материала и исключить опасность возникновения нештатной ситуации, которая не исключена при несоответствии состава установленным нормируемым показателям.

Видео: испытание масла на пробой

ПУЭ-7 п.1.8.16 Нормы приемо-сдаточных испытаний. Силовые трансформаторы, автотрансформаторы, масляные реакторы и заземляющие дугогасящие реакторы (дугогасящие катушки)

Силовые трансформаторы, автотрансформаторы, масляные реакторы и заземляющие дугогасящие реакторы (дугогасящие катушки)

Маслонаполненные трансформаторы мощностью до 630 кВА испытываются по пп.1, 2 (только сопротивление изоляции), 11-14.

Маслонаполненные трансформаторы мощностью до 1,6 МВ·А испытываются по пп.1, 2, 4, 9, 11-14.

Маслонаполненные трансформаторы мощностью более 1,6 МВ·А, а также трансформаторы собственных нужд электростанций независимо от мощности испытываются в полном объеме, предусмотренном настоящим параграфом.

Сухие и заполненные негорючим жидким диэлектриком трансформаторы всех мощностей испытываются по пп.1-7, 12, 14.

1. Определение условий включения трансформаторов.

Следует производить в соответствии с указаниями завода-изготовителя.

2. Измерение характеристик изоляции.

Для трансформаторов напряжением до 35 кВ включительно мощностью до 10 МВ·А и дугогасящих реакторов сопротивление изоляции обмоток должно быть не ниже следующих значений:

,°С

, МОм

Сопротивление изоляции сухих трансформаторов при температуре 20-30 °С должно быть для обмоток с номинальным напряжением:

– до 1 кВ включительно – не менее 100 МОм;

– более 1 кВ до 6 кВ – не менее 300 МОм;

– более 6 кВ – не менее 500 МОм.

Для остальных трансформаторов сопротивление изоляции, приведенное к температуре измерений на заводе-изготовителе, должно составлять не менее 50% исходного значения.

Значения тангенса угла диэлектрических потерь (tg δ), приведенные к температуре измерений на заводе-изготовителе, не должны отличаться от исходных значений в сторону ухудшения более чем на 50%.

Измерение сопротивления изоляции и должно производиться при температуре обмоток не ниже:

10 °С – у трансформаторов напряжением до 150 кВ;

20 °С – у трансформаторов напряжением 220-750 кВ.

Измерение tg δ трансформаторов мощностью до 1600 кВА не обязательно.

Измерение сопротивления изоляции доступных стяжных шпилек, бандажей, полубандажей ярем и прессующих колец относительно активной стали и электростатических экранов, относительно обмоток и магнитопровода производится в случае осмотра активной части. Измеренные значения должны быть не менее 2 МОм, а изоляции ярмовых балок не менее 0,5 МОм. Измерения производятся мегаомметром на напряжение 1000 В.

3. Испытание повышенным напряжением промышленной частоты:

а) изоляции обмоток вместе с вводами. Испытательные напряжения приведены в табл.1.8.12. Продолжительность приложения нормированного испытательного напряжения 1 мин.

Испытание повышенным напряжением промышленной частоты изоляции обмоток маслонаполненных трансформаторов не обязательно.

Испытание повышенным напряжением промышленной частоты изоляции обмоток сухих трансформаторов обязательно и производится по нормам табл.1.8.12 для аппаратов с облегченной изоляцией.

Импортные трансформаторы разрешается испытывать напряжениями, указанными в табл.1.8.12, лишь в тех случаях, если они не превышают напряжения, которым данный трансформатор был испытан на заводе.

Таблица 1.8.12 Испытательное напряжение промышленной частоты внутренней изоляции силовых маслонаполненных трансформаторов и реакторов с нормальной изоляцией и трансформаторов с облегченной изоляцией (сухих и маслонаполненных)

Испытательноe напряжение по отношению к корпусу и другим обмоткам, кВ для изоляции

Испытательное напряжение заземляющих реакторов на напряжение до 35 кВ аналогично приведенным для трансформаторов соответствующего класса;

б) изоляции доступных стяжных шпилек, прессующих колец и ярмовых балок. Испытание следует производить в случае осмотра активной части. Испытательное напряжение 1 кВ. Продолжительность приложения нормированного испытательного напряжения 1 мин.

4. Измерение сопротивления обмоток постоянному току.

Производится на всех ответвлениях. Сопротивление должно отличаться не более чем на 2% от сопротивления, полученного на таком же ответвлении других фаз, или от данных завода-изготовителя.

Значение сопротивления обмоток однофазных трансформаторов после температурного перерасчета не должно отличаться более чем на 5% от исходных значений.

5. Проверка коэффициента трансформации.

Производится на всех ступенях переключения. Коэффициент трансформации должен отличаться не более чем на 2% от значений, полученных на том же ответвлении на других фазах, или от данных завода-изготовителя. Для трансформаторов с РПН разница между коэффициентами трансформации не должна превышать значения ступени регулирования.

6. Проверка группы соединения трехфазных трансформаторов и полярности выводов однофазных трансформаторов.

Производится, если отсутствуют паспортные данные или есть сомнения в достоверности этих данных. Группа соединений должна соответствовать паспортным данным и обозначениям на щитке.

7. Измерение потерь холостого хода.

Измерения производятся у трансформаторов мощностью 1000 кВ·А и более при напряжении, подводимом к обмотке низшего напряжения, равном указанному в протоколе заводских испытаний (паспорте), но не более 380 В. У трехфазных трансформаторов потери холостого хода измеряются при однофазном возбуждении по схемам, применяемым на заводе-изготовителе.

У трехфазных трансформаторов при вводе в эксплуатацию соотношение потерь на разных фазах не должно отличаться от соотношений, приведенных в протоколе заводских испытаний (паспорте), более чем на 5%.

У однофазных трансформаторов при вводе в эксплуатацию отличие измеренных значений потерь от исходных не должно превышать 10%.

7.1. Измерение сопротивления короткого замыкания () трансформатора.

Измерение производится у трансформаторов 125 MB·А и более.

Для трансформаторов с устройством регулирования напряжения под нагрузкой измеряется на основном и обоих крайних ответвлениях.

Значения не должны превышать значения, определенного по напряжению КЗ () трансформатора на основном ответвлении более чем на 5%.

8. Проверка работы переключающего устройства.

Производится в соответствии с указаниями завода-изготовителя.

9. Испытание бака с радиаторами.

Испытаниям подвергаются все трансформаторы, кроме герметизированных и не имеющих расширителя. Испытание производится:

– у трансформаторов напряжением до 35 кВ включительно – гидравлическим давлением столба масла, высота которого над уровнем заполненного расширителя составляет 0,6 м, за исключением трансформаторов с волнистыми баками и пластинчатыми радиаторами, для которых высота столба масла принимается равной 0,3 м;

– у трансформаторов с пленочной защитой масла – созданием внутри гибкой оболочки избыточного давления воздуха 10 кПа;

– у остальных трансформаторов – созданием избыточного давления азота или сухого воздуха 10 кПа в надмасляном пространстве расширителя.

Продолжительность испытания во всех случаях – не менее 3 ч. Температура масла в баке при испытаниях трансформаторов напряжением до 150 кВ включительно – не ниже 10 °С, остальных – не ниже 20 °С.

Трансформатор считается маслоплотным, если осмотром после испытания течь масла не обнаружена.

10. Проверка устройств охлаждения.

Режим пуска и работы охлаждающих устройств должен соответствовать указаниям завода-изготовителя.

11. Проверка средств защиты масла.

Производится в соответствии с указаниями завода-изготовителя.

12. Фазировка трансформаторов.

Должно иметь место совпадение по фазам.

13. Испытание трансформаторного масла.

Свежее масло перед заливкой вновь вводимых трансформаторов, прибывающих без масла, должно быть испытано по показателям пп.1-6, 7-12 табл.1.8.33.

У трансформаторов напряжением до 35 кВ масло рекомендуется испытывать по показателям пп.1-7 табл.1.8.33, допускается не производить испытания по пп.3, 6 и 7 табл.1.8.33.

У трансформаторов напряжением 110 кВ и выше масло испытывается по пп.1-7 табл.1.8.33, а у трансформаторов с пленочной защитой масла – дополнительно по п.10.

У трансформаторов с РПН масло из бака контактора устройства регулирования напряжения под нагрузкой испытывается в соответствии с инструкцией завода-изготовителя РПН.

Из герметизированных трансформаторов проба масла не отбирается.

У трансформаторов напряжением 110 кВ и выше, а также блочных трансформаторов собственных нужд, рекомендуется производить хроматографический анализ растворенных в масле газов.

Масло из трансформаторов, прибывающих на монтаж с маслом при наличии удовлетворяющих нормам показателей заводского испытания, проведенного не более чем за 6 месяцев до включения трансформатора в работу, разрешается испытывать только по показателям пп.1 и 2 табл.1.8.33.

У трансформаторов мощностью до 630 кВА проверку масла допускается производить только по пп.1 и 2 (визуально) табл.1.8.33.

14. Испытание включением толчком на номинальное напряжение.

В процессе 3-5-кратного включения трансформатора на номинальное напряжение не должны иметь место явления, указывающие на неудовлетворительное состояние трансформатора.

Трансформаторы, смонтированные по схеме блока с генератором, рекомендуется включать в сеть подъемом напряжения с нуля.

15. Испытание вводов.

Следует производить в соответствии с 1.8.33.

16. Испытание встроенных трансформаторов тока. Следует производить в соответствии с 1.8.17.