Установка манометра на трубопроводе. Как установить манометр для измерения давления воды на водопровод

Для определённых видов оборудования (трубопроводов, мощных паровых и водогрейных котлов) существуют строгие нормы максимально допустимого давления. Превышение этих норм влечёт за собой нарушение хода производственного процесса, а также серьёзную опасность для работников и окружающей среды. С целью соблюдения правил техники безопасности, на подобном оборудовании устанавливают технические манометры, регулярные проверки показаний которых позволяют предотвратить аварийные ситуации.

Требования к техническим манометрам

• высокая точность;
• защита от перепадов температур;
• защита от высокого давления;
• антикоррозионная защита.

Информация о том, как нужно устанавливать технические манометры, содержится в гл. 6.4 Правил по эксплуатации и устройству различных видов котлов и гл. 2.8 Правил по эксплуатации и устройству трубопроводов (ПБ 10-573-03).
Для установки манометра обычно используют трубу парового котла перед вентилем, который регулирует подачу воды в паровой котёл. Если в котельной находится несколько маломощных котлов, питающихся из одной трубы, то допускается установка одного мощного манометра перед входом в котлы. Водогрейные котлы оснащаются манометрами на водяном входе (до вентиля) и на выходе (перед предохранительным клапаном), а также на всасывающих и нагнетающих узлах циркуляционных насосов.

По установленным нормам, должна производиться раз в год. Процесс поверки состоит из визуального осмотра прибора и сверки его показаний с показаниями контрольного манометра. Если сроки поверки истекли либо на корпусе манометра нет отметки о том, что его поверка была проведена вовремя, использовать прибор запрещено.

Каждый сосуд и самостоятельные полости с разными давлениями должны быть снабжены манометрами прямого действия. Примечание : 2,5 - при рабочем давлении сосуда до 2,5 МПа (25 кгс/см 2); 1,5 - при рабочем давлении сосуда свыше 2,5 МПа (25 кгс/см 2).

Манометр должен выбираться с такой шкалой, чтобы предел измерения рабочего давления находился во второй трети шкалы

На шкале манометра должна быть нанесена красная черта, указывающая максимальное рабочее давление в сосуде. Примечание : Взамен красной черты разрешается прикреплять к корпусу манометра металлическую пластину, окрашенную в красный цвет и плотно прилегающую к стеклу манометра.

Манометр должен быть установлен так, чтобы его показания были отчетливо видны обслуживающему персоналу.

Номинальный диаметр корпуса манометров, устанавливаемых на высоте до 2 м от уровня площадки наблюдения за ними, должен быть не менее 100 мм, на высоте от 2 до 3 м - не менее 160 мм. Примечание : Установка манометров на высоте более 3 м от уровня площадки не разрешается.

Между манометром и сосудом, должен быть установлен трехходовой кран или заменяющее его устройство, позволяющее проводить периодическую проверку манометра с помощью контрольного манометра. Примечание : На сосудах, работающих под давлением выше 2,5 МПа (25 кгс/см 2) или при температуре среды выше 250°С, а также с взрывоопасной средой или вредными веществами 1 и 2 классов опасности, вместо трехходового крана допускается ус-тановка отдельного штуцера с запорным органом для подсоединения второго манометра. Манометры и соединяющие их с сосудом трубопроводы должны быть защищены от замерзания.

Манометр не допускается к применению в случаях: когда отсутствует пломба или клеймо с отметкой о проведении проверки; просрочен срок проверки; стрелка при его отключении не возвращается к нулевому показанию шкалы на величину, превышающую половину допускаемой погрешности для данного прибора; разбито стекло или имеются повреждения, которые могут отразиться на правильности его показаний. Примечание : Проверка манометров с их пломбированием или клеймением произво-дится не реже одного раза в 12 месяцев. Кроме того, не реже одного раза в 6 ме-сяцев владелец сосуда должен производить дополнительную проверку рабочих ма-нометров контрольным манометром с записью результатов в журнале контрольных проверок. При отсутствии контрольного манометра допускается дополнительную проверку производить проведением рабочим манометром, имеющим с проверяе-мым манометром одинаковую шкалу и класс точности.

Для проверки работоспособности и замены манометра применяются трехходовые краны, которые позволяют отключать (изолировать) манометр от рабочей среды и проводить разрядку манометра до атмосферного давления - это позволяет контролировать возврат стрелки манометра к нулевому показанию, а также проводить безопасную замену манометра.

Примечание : Манометр не допускается к применению если:

1. Отсутствует пломба или клеймо с отметкой о проведении проверки;

2. Истёк срок государственной поверки;

3. Стрелка при его отключении не возвращается к нулевому показанию шкалы на величину, превышающую половину допускаемой погрешности для данного прибора;

4. Разбито стекло или имеются повреждения, которые могут отразиться на правильности показаний.

Манометр должен выбираться с такой шкалой, чтобы предел измерения рабочего давления находился во второй трети шкалы. На шкале манометра должна быть нанесена красная черта или прикреплена к корпусу металлическая пластина, окрашенная в красный цвет, указывающие максимально допустимое рабочее давление.

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

отменен/утратил силу Редакция от 02.09.1997

Наименование документ	"ПРАВИЛА УСТРОЙСТВА И БЕЗОПАСНОЙ ЭКСПЛУАТАЦИИ СОСУДОВ, РАБОТАЮЩИХ ПОД ДАВЛЕНИЕМ. ПБ 10-115-96" (утв. Постановлением Госгортехнадзора РФ от 18.04.95 N 20) (ред. от 02.09.97)
Вид документа	постановление, перечень, правила
Принявший орган	госгортехнадзор рф
Номер документа	20
Дата принятия	01.01.1970
Дата редакции	02.09.1997
Дата регистрации в Минюсте	01.01.1970
Статус	отменен/утратил силу
Публикация	В данном виде документ опубликован не был (в ред. от 18.04.95 - Промышленная безопасность при эксплуатации паровых и водогрейных котлов, сосудов, работающих под давлением, трубопроводов пара и горячей воды (сборник документов), Серия 10, Выпуск 2, М., ГП НТЦ по безопасности в промышленности Госгортехнадзора РФ, 2000)
Навигатор	Примечания

"ПРАВИЛА УСТРОЙСТВА И БЕЗОПАСНОЙ ЭКСПЛУАТАЦИИ СОСУДОВ, РАБОТАЮЩИХ ПОД ДАВЛЕНИЕМ. ПБ 10-115-96" (утв. Постановлением Госгортехнадзора РФ от 18.04.95 N 20) (ред. от 02.09.97)

5.3. Манометры

5.3.1. Каждый сосуд и самостоятельные полости с разными давлениями должны быть снабжены манометрами прямого действия. Манометр устанавливается на штуцере сосуда или трубопроводе между сосудом и запорной арматурой.

5.3.2. Манометры должны иметь класс точности не ниже: 2,5 - при рабочем давлении сосуда до 2,5 МПа (25 кгс/кв. см), 1,5 - при рабочем давлении сосуда выше 2,5 МПа (25 кгс/кв. см).

5.3.3. Манометр должен выбираться с такой шкалой, чтобы предел измерения рабочего давления находился во второй трети шкалы.

5.3.4. На шкале манометра владельцем сосуда должна быть нанесена красная черта, указывающая рабочее давление в сосуде. Взамен красной черты разрешается прикреплять к корпусу манометра металлическую пластину, окрашенную в красный цвет и плотно прилегающую к стеклу манометра.

5.3.5. Манометр должен быть установлен так, чтобы его показания были отчетливо видны обслуживающему персоналу.

5.3.6. Номинальный диаметр корпуса манометров, устанавливаемых на высоте до 2 м от уровня площадки наблюдения за ними, должен быть не менее 100 мм, на высоте от 2 до 3 м - не менее 160 мм.

Установка манометров на высоте более 3 м от уровня площадки не разрешается.

5.3.7. Между манометром и сосудом должен быть установлен трехходовой кран или заменяющее его устройство, позволяющее проводить периодическую проверку манометра с помощью контрольного.

В необходимых случаях манометр в зависимости от условий работы и свойств среды, находящейся в сосуде, должен снабжаться или сифонной трубкой, или масляным буфером, или другими устройствами, предохраняющими его от непосредственного воздействия среды и температуры и обеспечивающими его надежную работу.

5.3.8. На сосудах, работающих под давлением выше 2,5 МПа (25 кгс/кв. см) или при температуре среды выше 250 град. C, а также со взрывоопасной средой или вредными веществами 1-го и 2-го классов опасности по ГОСТ 12.1.007 вместо трехходового крана допускается установка отдельного штуцера с запорным органом для подсоединения второго манометра.

На стационарных сосудах при наличии возможности проверки манометра в установленные настоящими Правилами сроки путем снятия его с сосуда установка трехходового крана или заменяющего его устройства необязательна.

На передвижных сосудах необходимость установки трехходового крана определяется разработчиком проекта сосуда.

5.3.9. Манометры и соединяющие их с сосудом трубопроводы должны быть защищены от замерзания.

5.3.10. Манометр не допускается к применению в случаях, когда:

отсутствует пломба или клеймо с отметкой о проведении поверки;

просрочен срок поверки;

стрелка при его отключении не возвращается к нулевому показанию шкалы на величину, превышающую половину допускаемой погрешности для данного прибора;

разбито стекло или имеются повреждения, которые могут отразиться на правильности его показаний.

5.3.11. Поверка манометров с их опломбированием или клеймением должна производиться не реже одного раза в 12 месяцев. Кроме того, не реже одного раза в 6 месяцев владельцем сосуда должна производиться дополнительная проверка рабочих манометров контрольным манометром с записью результатов в журнал контрольных проверок. При отсутствии контрольного манометра допускается дополнительную проверку производить проверенным рабочим манометром, имеющим с проверяемым манометром одинаковую шкалу и класс точности.

Порядок и сроки проверки исправности манометров обслуживающим персоналом в процессе эксплуатации сосудов должны определяться Инструкцией по режиму работы и безопасному обслуживанию сосудов, утвержденной руководством организации - владельца сосуда.

1. Прежде чем приступить к установке, следует убедиться, что прибор соответствует требованиям, предъявляемым ему с точки зрения диапазона измерений и исполнения. Показания рабочего давления должно быть в средней трети диапазона.
2. Располагать прибор следует таким образом, чтобы было удобно считывать его показания. Закрепить манометр нужно так, чтобы вибрации были минимальными. Если вибрационные нагрузки превышают допустимую норму, для избегания высокой погрешности измерения используйте виброустойчивые приборы.
3. Проверьте герметичность присоединения.
4. Для обеспечения возможности замены прибора и контроля «нуля», следует между трубопроводом или др. местом замера давления и манометром установить запорное устройство. В качестве такого устройства может служить трехходовой кран.
5. В зависимости от назначения прибора, он может быть оборудован вентилями или запорными кранами.
6. Место на трубопроводе или тех. оборудовании, к которому присоединяется прибор для контроля давления, называют отбором или импульсом давления.
7. Трассу, которая соединяет манометр, и отбор давления называют импульсной линией.
8. В качестве импульсных линий служат медные, цельнотянутые стальные, или ПВХ трубки. Материал изготовления применяемых трубок зависит от агрессивности измеряемой среды, величины давления, а также пожаро- и взрывоопасности среды.
9. В зависимости от длины трассы и максимальных пределов рабочего давления измеряемой среды выбирается толщина и диаметр импульсных трубок.
10. Для измерения давления среды с целью контроля, импульсные линии необходимо прокладывать, строго следуя монтажной схеме автоматизации объекта, на которой указана полная характеристика линии (тип материала, который используется, толщина и сечение стенки). Также на схеме указана длина трассы.
11. Место присоединения прибора для отбора давления (импульсы давления) должно быть на прямолинейном участке трубопровода и тех. оборудования с учетом поворотов, изгибов, тройников и колен, поскольку на вышеназванных участках, в результате центробежной силы измеряемого потока среды, существует дополнительная погрешность измерения.
12. Необходимо контролировать воздействие температуры на точность показаний. Для этого манометр устанавливается с учетом влияния конвекции и теплового излучения, с целью не допустить, чтобы температура окружающей и измеряемой среды, была выше или ниже допустимой для эксплуатации измерительного прибора. Для этого манометры и запорные арматуры следует защитить водными тупиковыми трубами или измерительными линиями достаточной длины.
13. При наличии сред повышенной вязкости, агрессивных, кристаллизующихся, загрязненных, а также горячих сред, необходимо использовать мембранные разделители сред, с целью недопущения попадания их в прибор. Внутреннее пространство манометра и разделителя заполняют специальной рабочей жидкостью, которая передает давление от мембраны разделителя к измерительному прибору. Жидкость выбирают в зависимости от диапазона измерения, совместимости со средой, подвергаемой измерению и с учетом температуры.
14. При измерении агрессивных сред (кислот, щелочей), чтобы защитить чувствительный элемент прибора от воздействия используют специальные разделительные сосуды. Их заполняют водой, этиловым спиртом, глицерином или легкими минеральными маслами и др.

1. Следует обеспечить защиту чувствительных элементов от перегрузки.

Если пульсация измеряемой среды превышает допустимую норму или есть вероятность гидравлических ударов, нужно минимизировать их воздействие на чувствительные элементы прибора.

• Гашение гидравлических ударов можно обеспечить с помощью установки дросселя (уменьшение поперечного сечения напорного канала), или установив регулируемое дроссельное устройство.
• Чтобы минимизировать пульсацию давления измеряемой среды на компенсаторных станциях, тех. оборудовании, трубопроводах, в насосах и пр., в штуцер манометра нужно установить дроссель, который уменьшает диаметр входного отверстия. Это предотвратит выход из строя передаточного механизма приборов.
• Если для получения более точных результатов диапазон измерения выбран меньше, по сравнению с величиной кратковременных всплесков давления, нужно защитить чувствительный элемент от повреждений. Это можно сделать, установив специальное устройство защиты от перегрузки. Данное устройство при гидравлическом ударе моментально закрывается. Если давление увеличивается постепенно, закрытие тоже осуществляется постепенно.
• Величина закрывания устанавливается в зависимости от характера изменения давления в определенный временной промежуток.
• Также в случае повышенной пульсации среды и гидравлических ударов можно применять специальные виброустойчивые манометры, устройство которых предусмотрено для работы с избыточными давлениями.

Крепление манометра.

• В случае, когда подводка к манометру не обеспечивает стабильности крепления в достаточной мере, нужно на стене или трубе использовать дополнительные крепежные элементы, или предусмотреть для прибора капиллярную проводку.

В случае необходимости гашения вибраций измерительной системы:

• Если монтаж не решает проблему минимизации сотрясений и вибраций, необходимо использовать специализированные виброустойчивые манометры с гидрозаполнением.
• При установке манометра циферблат должен быть ориентирован вертикально. В случае отклонений обращайте внимание на знак положения на циферблате.
• Чтобы закрепить манометр в положение, в котором показания считываются максимально точно, можно использовать накидную гайку или стяжной замок. Не рекомендуется вворачивать и выворачивать прибор за корпус. С этой целью на соединительном штуцере предусмотрены поверхности для гаечного ключа.
• В месте соединения манометра с источником давления следует применять для уплотнения прокладки, фибры, шайбы из кожи, свинца или мягкой меди.

Недопустимо использовать для уплотнения пакли и сурика!

• В приборах, которые используются для измерения давления кислорода, прокладки должны быть только из свинца и меди.
• В приборах, которые используются для измерения давления ацетилена, применять прокладки из меди и медных сплавов, с содержанием меди более 70% – ЗАПРЕЩЕНО!
• Если манометр расположен ниже штуцеров для замера давления, нужно непосредственно перед присоединением тщательно промыть измерительную линию, чтобы не допустить попадания в систему твердых включений.
• У некоторых приборов предусмотрены закрытые пробкой отверстия, чтобы компенсировать внутреннее давление. Отверстие имеет надписи «закрыто» и «открыто». Обычно рычаг стоит в положении «закрыто». Перед проверкой, после установки и перед началом работы, приборы наполняют воздухом, и соответственно рычаг переводится в положение «открыто».
• Во время опрессовки, а также продувки емкостей или трубопроводов нельзя подвергать измерительный прибор нагрузке, при которой показатель превышает ограничительную метку, обозначенную на циферблате. Если это произошло, нужно произвести запирание или демонтаж манометра.
• В случае проведения демонтажа необходимо прекратить воздействие давления на измерительный элемент. Или снять напряжение с измерительной линии.
• В манометрах, в которых предусмотрена пластинчатая пружина нельзя удалять затяжные винты на верхнем и нижнем фланцах.
• В манометрах после демонтажа остатки измеряемых сред могут оказывать отрицательное воздействие на окружающую среду. Нужно принять необходимые меры для безопасности.
• Для приборов, в которых предусмотрено наполнение чувствительных элементов водой или водяной смесью, нужно обеспечить защиту от замерзания.
• Измерительная линия должна быть изготовлена, или монтироваться так, чтобы нагрузки в результате растяжения, теплового воздействия, а также колебания поглощались.
• В случае измерения давления газа нужно предусмотреть в низшей точке возможность для дренажа. Если в качестве измеряемой среды выступает жидкость, нужно предусмотреть в высшей точке возможность для деаэрации.
• Если измеряемая среда содержит твердые примеси, для этого используются сепараторы – отрезные приспособления. Во время эксплуатации прибора сепараторы могут отделяться от установки через запорную арматуру, с целью освобождения от примесей.