Что такое опрессовка газопровода: Пуск газа в газопроводы и газовое оборудование

Двухступенчатые системы газоснабжения (рис.5.2) обеспечивают распределение и подачу газа потребителям по газопроводам среднего и низкого или высокого и низкого давлений.

Выбор системы газоснабжения зависит от характера планировки и плотности застройки населенного пункта.

Устройство подземных распределительных газопроводов.

Система газоснабжения должна быть надежной и экономичной, что определяется правильным выбором трассы газопровода, который зависит от расстояния до потребителя, ширины проездов, вида дорожного покрытия, наличия вдоль трассы различных сооружений и препятствий, а также от рельефа местности.

Минимальная глубина заложения газопроводов должна быть не менее 0,8 м.

В местах, где не предусматривается движение транспорта, глубина заложения газопровода может составлять 0,6 м.

Расстояние от газопровода до наружной стены колодцев и камер подземных сооружений должно быть не менее 0,3 м.

Допускается укладка 2^х и более газопроводов в одной траншее на одном или разных уровнях.

При этом расстояние между газопроводами в свету должно быть достаточным для их монтажа и ремонта.

Расстояние по вертикали между подземными газопроводами всех давлений и другими подземными сооружениями и коммуникациями должно составлять:

• при пересечении водопровода, канализации, водостока, каналов телефонных и теплосети — не менее 0,2 м,
• электрокабелей и телефонных бронированных кабелей — не менее 0,5м,
• электрокабелей маслонаполненных (на 110-220 кВ) — не менее 1,0 м.

Допускается уменьшать расстояние между газопроводом и электрокабелем при прокладке их в футлярах.

При этом концы футляра электрокабеля должны выходить на 1 м по обе стороны от стенок пересекаемого газопровода.

При пересечении каналов теплосети, коллекторов, туннелей, каналов с переходом над или под ними следует предусматривать прокладку газопровода в футляре, выходящем на 2 м в обе стороны от наружных стенок пересекаемых сооружений, а также проверку физическими методами контроля всех сварных стыков в пределах пересечения и на расстоянии 5 м в стороны от наружных стенок этих сооружений.

Запорную арматуру и конденсатосборники на газопроводах устанавливают на расстоянии не менее 2 м от края пересекаемой коммуникационной системы или сооружения.

Газопроводы в местах прохода через наружные стены зданий заключают в футляры диаметром не менее чем на 100-200 мм больше диаметра газопровода.

НПАОП 0.00-1.20-98. Правила безопасности систем газоснабжения украины (31685)

7.26. Контрольная опрессовка внутренних газопроводов промышленных и сельскохозяйственных предприятий, котельных, предприятий коммунально-бытового обслуживания населения производственного характера, а также оборудования и газопроводов ГРП (ГРУ), ГНС, ГНП, АГЗС, АГЗП должна производиться давлением 0,01 МПа ( вод.ст.).

Падение давления не должно превышать 10 даПа ( вод. ст.) за 1 час.

7.27. Контрольная опрессовка внутренних газопроводов и газового оборудования жилых и общественных зданий должна производиться давлением 0,005 МПа ( вод. ст.). Падение давления не должно превышать 20 даПа ( вод.ст.) за 5 минут.

7.28. Резервуары СУГ, газопроводы обвязки резервуарных и групповых баллонных установок должны испытываться давлением 0,3 МПа (3 кгс/см2) в течение 1 часа. Результаты контрольной опрессовки считаются положительными при отсутствии видимого падения давления на манометре и утечек, определяемых прибором или с помощью мыльной эмульсии.

7.29. По результатам контрольной опрессовки организацией, проводившей опрессовку, должен составляться акт и производиться запись в нарядах-допусках на выполнение газоопасных работ.

7.30. Если осмотренные и подвергшиеся опрессовке газопроводы не были заполнены газом, то при возобновлении работ по пуску газа они должны быть повторно осмотрены и опрессованы.

7.31. При ремонтных работах в загазованной среде должны применяться инструменты из цветного металла, исключающего возможность искрообразования. Инструменты и приспособления из черного металла должны быть омеднены или обильно смазаны солидолом.

7.32. Работники и специалисты, выполняющие газоопасную работу в колодце, резервуаре, в помещениях ГРП, ГНС, ГНП, АГЗС и АГЗП, должны быть в огнестойкой спецодежде и обуви без стальных подковок и гвоздей.

7.33. При выполнении газоопасных работ должны применяться переносные взрывозащищенные светильники напряжением не более 12 В.

7.34. В колодцах, имеющих перекрытие, туннелях, коллекторах, технических коридорах, ГРП и на территории ГНС, ГНП, АГЗС, АГЗП не допускается проведение сварки и газовой резки на действующих газопроводах без отключения и продувки их воздухом или инертным газом. При отключении газопроводов после запорных устройств должны устанавливаться инвентарные заглушки.

7.35. В газовых колодцах сварка, резка, а также замена арматуры, компенсаторов и изолирующих фланцев допускаются только после полного снятия перекрытий.

7.36. Перед началом сварки или газовой резки в колодцах, котлованах и коллекторах должна проводиться проверка воздуха на наличие горючего газа.

Объемная доля газа в воздухе не должна превышать 1/5 НПВ. Пробы должны отбираться из невентилируемых зон.

В течение всего времени проведения огневых работ на газопроводах СУГ колодцы и котлованы должны вентилироваться нагнетанием воздуха вентилятором или компрессором.

7.37. Газовая резка и сварка на действующих газопроводах при присоединении к ним газопроводов и ремонте должны проводиться при давлении газа 40–150 даПа (40–150 мм вод.ст.). Наличие указанного давления должно проверяться в течение всего времени выполнения работ.

При снижении давления ниже 40 даПа ( вод.ст.) и повышении его свыше 150 даПа ( вод.ст.) резку или сварку следует прекратить.

Для контроля за давлением в месте проведения работ должен устанавливаться или использоваться манометр, размещенный на расстоянии не более от места проведения работ.

7.38. При производстве работ по установке дополнительного оборудования на действующих газопроводах внутри помещений сварку и резку следует производить на отключенных участках, которые должны быть продуты воздухом или инертным газом.

7.39. Проверка герметичности газопроводов, арматуры и приборов огнем запрещается.

7.40. Пребывание посторонних лиц, а также курение в местах проведения газоопасных работ и применение открытого огня запрещаются.

Котлованы и колодцы при проведении в них работ должны ограждаться. Котлованы должны иметь размеры, удобные для проведения работ и размещения необходимого инструмента, материалов и оборудования. Вблизи места работ должны вывешиваться или выставляться предупредительные знаки.

7.41. При газовой резке или сварке на действующих газопроводах во избежание образования большого пламени места выхода газа должны замазываться глиной с асбестовой крошкой.

7.42. Удаление заглушек, установленных на ответвлениях к потребителям, а также на вводах в отдельные здания, производится по указанию лица, руководящего работами по пуску газа, после осмотра и опрессовки газопровода в соответствии с пп. 7.22, 7.27 этих Правил.

7.43. Пуск газа в газопровод, если не проверена осмотром его целостность, исправность газового оборудования и не проведена контрольная опрессовка, запрещается.

7.44. Газопроводы при пуске газа должны продуваться газом до вытеснения всего воздуха. Окончание продувки определяется анализом или сжиганием отбираемых проб.

Объемная доля кислорода в пробе газа не должна превышать 1%, а сгорание газа должно происходить спокойно, без хлопков.

Газопроводы при освобождении от газа должны продуваться воздухом или инертным газом до полного вытеснения газа. Окончание продувки определяется анализом. Остаточная объемная доля газа в продувочном воздухе не должна превышать 1/5 НПВ.

При продувке газопроводов запрещается сброс газовоздушной смеси в помещения, лестничные клетки, а также в дымоходы, вентиляционные каналы и т.п. Помещения, в которых ведется продувка газопровода, должны проветриваться.

Газовоздушная смесь при продувках газопроводов должна выпускаться в места, где исключена возможность ее попадания в помещения, а также воспламенения от какого-либо источника огня.

7.45. Выключаемые участки газопровода должны отрезаться, освобождаться от газа и завариваться наглухо.

7.46. При внутреннем осмотре и ремонте котлы и другие газифицированные агрегаты должны отключаться от газопровода с помощью заглушек.

Работа в топке котла или агрегата разрешается только после ее проветривания и проверки на загазованность.

7.47. Перед спуском в колодец необходимо провести его проверку на наличие горючих газов.

Для спуска рабочих в колодцы, не имеющие скоб, котлованы, а также в резервуары должны применяться металлические лестницы с неискрящимися торцами и с приспособлениями для их закрепления у края колодца, котлована и люка резервуара.

7.48. В колодцах и котлованах с неотключенным газопроводом разрешается одновременное нахождение не более двух человек, при этом работы должны выполняться в спасательных поясах и противогазах.

На поверхности земли с наветренной стороны, а также у люка резервуара должно быть два работника, которые обязаны держать концы веревок от спасательных поясов рабочих, находящихся внутри перечисленных сооружений, вести непрерывное наблюдение за работающими и воздухозаборными патрубками шланговых противогазов, не допускать к месту работы посторонних лиц.

7.49. Вскрытие и замена установленного на наружных и внутренних газопроводах оборудования (арматуры, фильтров, счетчиков и т.д.) должны производиться на отключенном участке газопровода. После отключающих устройств, по ходу газа, должны устанавливаться инвентарные заглушки.

7.50. Заглушки, устанавливаемые на газопроводах, должны соответствовать максимальному давлению газа в газопроводе. Они должны иметь хвостовики, выступающие за пределы фланцев.

На хвостовиках заглушек должно быть выбито клеймо с указанием давления газа и диаметра газопровода.

7.51. Набивка сальников запорной арматуры, разборка резьбовых соединений конденсатосборников на наружных газопроводах среднего и высокого давлений допускается при давлении газа не более 0,1 МПа (1 кгс/см2).

7.52. Замена прокладок фланцевых соединений на наружных газопроводах допускается при давлении газа в газопроводе 40–150 даПа (40–150 мм вод. ст.).

7.53. Разборка фланцевых, резьбовых соединений и арматуры на внутренних газопроводах любого давления должна производиться на отключенном и заглушенном участке газопровода.

7.54. Допускается смазка кранов на газопроводах низкого давления диаметром до внутренней и наружной систем газоснабжения без прекращения подачи газа при соблюдении необходимых мер безопасности.

7.55. При проведении ремонтных работ на газопроводах и оборудовании в загазованных помещениях снаружи должен находиться работник, наблюдающий за работающими в помещении, который обязан также следить за тем, чтобы вблизи не было источников огня. Наружные двери загазованного помещения должны быть постоянно открыты.

7.56. Перед началом ремонтных работ на подземных газопроводах, связанных с разъединением газопровода (замена задвижек, снятие и установка заглушек, прокладок, вырезка стыков), необходимо отключить имеющуюся электрозащиту и установить на разъединяемых участках газопровода шунтирующую перемычку из кабеля сечением не менее 25 мм2 (в случае отсутствия стационарно установленных перемычек) с целью предотвращения искрообразования.

7.57. Устранение в газопроводах ледяных, смоляных, нафталиновых и других закупорок путем шуровки (металлическими неискрообразующими шомполами), заливки растворителей или подачи пара разрешается при давлении газа в газопроводе не более 500 даПа ( вод. ст.). Применение открытого огня для отогрева газопроводов в помещениях запрещается.

7.58. При устранении закупорок в газопроводах должны применяться меры, максимально уменьшающие выход газа из газопровода. Работы должны проводиться в шланговых или изолирующих противогазах. Выпуск газа в помещение запрещается.

7.59. При прочистке газопроводов потребители должны быть предупреждены о необходимости отключения газовых приборов до окончания работ.

7.60. Резьбовые и фланцевые соединения, которые разбирались для ликвидации закупорок в газопроводе, после сборки должны проверяться на герметичность прибором или мыльной эмульсией.

7.61. Ответственным за обеспечение работников средствами индивидуальной защиты и исправность этих средств является специалист, который руководит газоопасной работой, а при выполнении работ, которые согласно п. 7.2 могут проводиться без руководителя,– лицо, поставившее задание.

Обеспеченность средствами индивидуальной защиты и их исправность определяются при выдаче наряда-допуска на газоопасные работы.

При организации рабочего места руководитель работ обязан обеспечить возможность быстрого вывода рабочих из опасной зоны.

7.62. Каждому работающему по наряду-допуску должен быть выдан спасательный пояс в комплекте со страховочной веревкой, шланговый или изолирующий противогаз. Применение фильтрующих противогазов не допускается.

Необходимость применения противогазов работниками при выполнении ими газоопасных работ определяется руководителем работ.

7.63. Разрешение на пользование изолирующими противогазами в каждом случае должен выдавать руководитель работ лицам, прошедшим медицинское освидетельствование и специальный инструктаж о правилах пользования таким противогазом.

7.64. Продолжительность работы в противогазе без перерыва не должна превышать 30 мин. Общее время работы изолирующего противогаза определяется паспортом противогаза.

7.65. Воздухозаборные патрубки шланговых противогазов при работе должны располагаться и закрепляться с наветренной стороны от места выделения газа.

При отсутствии «принудительной» подачи воздуха вентилятором длина шланга не должна превышать .

Шланг не должен иметь резких перегибов и чем-либо зажиматься.

7.66. Спасательные пояса должны иметь наплечные ремни с кольцом со стороны спины на их пересечении для крепления веревки. Пояс должен подгоняться таким образом, чтобы кольцо располагалось не ниже лопаток. Применение поясов без наплечных ремней запрещается.

7.67. Противогазы проверяют на герметичность перед выполнением каждой газоопасной работы. При надетом противогазе конец гофрированной трубки плотно зажимают рукой. Если при таком положении дышать невозможно, противогаз исправен.

7.68. Спасательные пояса с кольцами для карабинов испытывают следующим образом: к кольцу пояса, застегнутого на обе пряжки, прикрепляют груз массой , который остается в подвешенном состоянии в течение 5 мин. После снятия груза на поясе не должно быть следов повреждений.

7.69. Поясные карабины испытывают нагрузкой массой . Карабин с открытым затвором остается под нагрузкой в течение 5 мин. После снятия груза освобожденный затвор карабина должен правильно и свободно встать на свое место.

7.70. Спасательные веревки испытывают нагрузкой массой в течение 15 мин. После снятия нагрузки на веревке в целом и на отдельных ее нитях не должно быть повреждений.

7.71. Испытания спасательных поясов, поясных карабинов и спасательных веревок должны проводиться не реже 1 раза в 6 мес. под руководством ответственного лица, назначенного приказом по предприятию.

Перед выдачей поясов, карабинов и веревок их проверяют.

Каждый пояс и веревка должны иметь инвентарную бирку, на которой указаны даты проведенного и последующего испытаний.

Хранение средств индивидуальной защиты должно быть организовано в соответствии с требованиями заводов-изготовителей.

8. ЛОКАЛИЗАЦИЯ И ЛИКВИДАЦИЯ АВАРИЙНЫХ СИТУАЦИЙ

8.1. Для локализации и ликвидации аварийных ситуаций в СПГХ организуются аварийно-диспетчерские службы (далее – АДС), их филиалы и посты с круглосуточной работой, включая выходные и праздничные дни.

Службы АДС должны быть обеспечены проводной связью «04», связью со спецслужбами (пожарная охрана, скорая помощь, милиция, энергоснабжающие организации и др.), средствами радиосвязи и иметь аппаратуру для магнитофонной записи, электрифицированную мнемосхему газопроводов высокого и среднего давлений обслуживаемых населенных пунктов с численностью населения более 50 тыс. человек, планшеты газопроводов с указанием на них всех сооружений и инженерных коммуникаций в масштабе не более 1:1 000.

Проектирование и выбор трубопроводов. Оптимальный диаметр трубопровода

Трубопроводы для транспортировки различных жидкостей являются неотъемлемой частью агрегатов и установок, реализующих рабочие процессы, относящиеся к различным областям применения. При выборе труб и конфигураций трубопроводов большое значение имеет стоимость самих труб и стоимость арматуры. Конечная стоимость передачи среды по трубопроводу во многом определяется размером труб (диаметром и длиной).Для расчета этих значений используются специально разработанные формулы, специфичные для определенных типов операций.

Труба — это полый цилиндр из металла, дерева или другого материала, используемый для транспортировки жидких, газообразных и гранулированных сред. Переносимая среда может включать воду, природный газ, пар, нефтепродукты и т. Д. Трубы используются повсеместно, начиная с различных отраслей промышленности и заканчивая домашним хозяйством.

Различные материалы, такие как сталь, чугун, медь, цемент, пластик, например АБС-пластик, поливинилхлорид, хлорированный поливинилхлорид, полибутилен, полиэтилен и т. Д., можно использовать при производстве труб.

Диаметр трубы (внешний, внутренний и т. Д.) И толщина стенки, измеряемая в миллиметрах или дюймах, являются основными размерами трубы. Также используется такое значение, как номинальный диаметр или условное отверстие — номинальное значение внутреннего диаметра трубы, также измеряемое в миллиметрах (обозначается Ду ) или дюймах (обозначается DN). Значения номинального диаметра стандартизованы, что является основным критерием при выборе трубы и соединительной арматуры.

Соответствие номинального диаметра в [мм] и [дюймах] указано ниже.

По ряду причин, указанных ниже, трубы с круглым (круглым) поперечным сечением являются предпочтительным вариантом по сравнению с другими геометрическими сечениями:

• Circle имеет минимальное отношение периметра к площади; применительно к трубам это означает, что при одинаковой пропускной способности расход материала для труб круглой формы будет минимальным по сравнению с трубами другой формы. Это также подразумевает минимально возможные затраты на изоляционные и защитные покрытия;
• Круглое поперечное сечение — наиболее выгодный вариант для перемещения жидких или газообразных сред с гидродинамической точки зрения.Кроме того, за счет минимально возможной внутренней площади трубы на единицу ее длины трение между перекачиваемой жидкостью и трубой сводится к минимуму.
• Круглая форма наиболее устойчива к внутреннему и внешнему давлению;
• Процесс производства круглых труб достаточно прост и удобен в реализации.

Трубы могут сильно различаться по диаметру и конфигурации в зависимости от назначения и области применения. Поскольку магистральные трубопроводы для перекачки воды или нефтепродуктов могут достигать почти полуметра в диаметре при довольно простой конфигурации, а змеевики, также выполненные в виде трубы малого диаметра, имеют сложную форму с большим количеством витков.

Невозможно представить любой сектор промышленности без трубопроводной сети. Любой расчет трубопроводной сети включает в себя выбор материалов для труб, разработку ведомости материалов, которая включает данные о толщине трубы, размере, маршруте и т. Д. Исходное сырье, промежуточный продукт и / или готовый продукт проходят различные стадии производства, перемещаясь между различными аппаратами и установками. , которые соединяются трубопроводами и арматурой. Правильный расчет, выбор и установка системы трубопроводов необходимы для надежного выполнения всего технологического процесса и обеспечения безопасной передачи рабочих сред, а также для герметизации системы и предотвращения утечки переносимых веществ в атмосферу.

Не существует универсальной формулы или правила для выбора трубопровода для любого возможного применения и рабочей среды. Каждая область применения трубопровода включает ряд факторов, которые следует принимать во внимание и которые могут оказать значительное влияние на требования к трубопроводу. Например, при работе с жидким навозом крупногабаритный трубопровод не только увеличит стоимость установки, но и создаст трудности в эксплуатации.

Обычно трубы выбираются после оптимизации материальных затрат и эксплуатационных затрат.Чем больше диаметр трубопровода, т.е. чем больше первоначальные вложения, тем меньше перепад давления и, соответственно, меньше эксплуатационные расходы. И наоборот, небольшой размер трубопроводов позволит снизить начальную стоимость труб и арматуры; однако повышенная скорость повлечет за собой повышенные потери и приведет к затратам дополнительной энергии на прокачку среды. Значения скорости, фиксированные для различных приложений, основаны на оптимальных расчетных условиях. Эти ставки с учетом области применения используются при расчетах размеров трубопроводов.

Пределы давления в трубопроводе

Область применения

В этом документе подробно описывается, как термин «Предел безопасной эксплуатации» (SOL) в Правилах безопасности трубопроводов 1996 г. (PSR) и термин «Максимально допустимое рабочее давление» (MAOP) в Руководящем документе PSR (L82) переводятся в термины давления, используемые в признанных стандартах для Британский сектор, как на суше, так и на море.

Параметры SOL трубопровода могут быть указаны с точки зрения максимального рабочего давления, а также максимальной и минимальной температуры.В некоторых случаях SOL также учитывает такие факторы, как скорость жидкости и любые ограничения, установленные для состава жидкости. В этом документе рассматривается только давление SOL.

Также важно отметить, что определение безопасного рабочего предела давления в трубопроводе (SOL) может варьироваться в зависимости от признанных стандартов / правил трубопроводов. Это приемлемо при условии, что SOL установлен в соответствии с признанными стандартами проектирования / правилами, принятыми для трубопровода, и в соответствии с указаниями, приведенными ниже.

Предпосылки — Руководство PSR и PSR

PSR гласит, что оператор трубопровода должен гарантировать, что по трубопроводу не будет транспортироваться жидкость, если не установлены точки SOL на трубопроводе, и что трубопровод не будет эксплуатироваться за пределами своих SOL.

В параграфе 52 руководящего документа L82 говорится, что оператор трубопровода должен обеспечить работу трубопровода в пределах SOL.

График 5 PSR определяет как событие, подлежащее уведомлению, изменения в SOL.

В пункте 199 инструктивного документа L82 указано, что изменения в MAOP подлежат уведомлению. MAOP используется HSE для целей планирования землепользования.

Примечание: SOL для давления и MAOP не одно и то же

Признанные стандарты допускают короткие скачки давления выше МАОП. Таким образом, трубопровод может в течение ограниченного периода времени видеть давления, превышающие MAOP, и при этом оставаться в коде. Таким образом, SOL, выше которого давление не должно подниматься ни при каких обстоятельствах, выше, чем MAOP.

L82 параграф 54 может быть истолкован как подразумевающий, что MAOP совпадает с SOL. По указанным выше причинам это неверная интерпретация. Предполагается, что этот параграф будет переработан после пересмотра руководства.

Уведомления PSR

SOL должен быть уведомлен в соответствии с правилом 20, приложение 4 PSR и правилом 22, приложение 5.

Кроме того, в параграфе 199 L82 указано, что изменения в MAOP также подлежат уведомлению в соответствии с PSR.

PSR SOL и эквиваленты MAOP в признанных стандартах

Аппарат для наркозного газа — Компоненты и системы — Введение

Исправлено в марте 2016 г.

ГАЗОВЫЙ АППАРАТ> КОМПОНЕНТЫ И СИСТЕМЫ> ВВЕДЕНИЕ

• Введение
• Запоминаемые числа
• Общие характеристики всех аппаратов наркозного газа
  • Характеристики, требуемые стандартом
  • Путь газов внутри машины
  • Пять заданий кислорода
  • Поставка, обработка, доставка, утилизация модель
• Производители

Введение

Аппарат наркозного газа — это устройство, которое подает точно известную, но изменяемую газовую смесь, включая обезболивающие и жизнеобеспечивающие газы.Аппарат анестезиологического газа также называется рабочей станцией для анестезии или системой доставки анестезии.

Компоненты и системы, описанные в этом документе, являются типичными для аппарата наркозного газа. Различия между старыми газовыми аппаратами (Ohmeda Modulus, Excel, ADU или Aestiva и Dräger Narkomed GS, Mobile, MRI, 2B, 2C, 3 или 4) меньше, чем их сходство. Поэтому для этого поколения машин описаны только те различия, которые имеют наибольшее влияние на клиническую практику.Однако эти старые газовые машины становятся все менее распространенными, поскольку они приближаются к тому времени, когда они больше не будут поддерживаться технической поддержкой и обслуживанием производителя.

Различия между моделями оказывают большее клиническое влияние на газовые аппараты последнего поколения из-за более высокой степени интеграции систем с компьютерным управлением, физиологического монитора, монитора аппарата и электронной медицинской карты. Таким образом, здесь более подробно описаны различия для новых моделей от GE Healthcare (Aisys, Aespire, Avance) и Dräger (Apollo, Perseus, Fabius GS).

Запоминаемые числа

Больничный трубопровод является основным источником газа при 50 psi , что соответствует нормальному рабочему давлению для большинства машин. Баллоны — Кислород подается при давлении около 2000 фунтов на квадратный дюйм (регулируется до 45 фунтов на квадратный дюйм после того, как он входит в машину).

Промывка кислородом — это «прямой поток» от трубопровода до общего выхода газа (в обход испарителей и расходомеров), 35-75 л / мин.

Ссылки OSHA на отработанные анестезирующие газы (WAG) дают OSHA рекомендацию NIOSH — профессиональное воздействие должно быть ограничено (восьмичасовое средневзвешенное значение) не более 2 ppm галогенированных агентов (0,5 ppm, если закись азота в процессе эксплуатации), и не более 25 ppm закиси азота. Прочтите рекомендацию NIOSH 1977 года по отходящим газам.

Размеры трубок — поглотитель 19 или 30 мм, ETT или общий выпуск газа (CGO) 15 мм, дыхательный контур 22 мм.

Общие характеристики всех анестезиологических станций

Базовая пневматико-механическая конструкция аппарата для наркозного газа стала известна поколению поставщиков. Базовая конструкция была призвана выполнять более сложные функции с 1990 года, когда в операционной появились мониторы с компьютерным управлением, особенно пульсоксиметрии, капнографии и газового анализа. Газовые машины стали довольно тяжелыми в 1990-х годах с мониторами, которые были добавлены к их базовой конструкции.

Теперь интеграция компьютера дает новое поколение аппаратов наркозного газа, которые имеют множество дополнительных функций в небольшом корпусе. Эти системы доставки спроектированы с самого начала для интеграции всех функций мониторинга, расширенной вентиляции, электронной записи анестезии и микропроцессорного управления. Примеры этой новой волны — Aisys, Apollo, Perseus и Fabius GS. Эти газовые машины закупаются потому, что их

• повысить безопасность пациентов
  • более надежные и функциональные базовые компоненты, такие как вентиляторы, испарители, расходомеры
  • встроенная сигнализация с компьютерным управлением
• имеет расширенные режимы вентиляции.Большинство из них основаны на дыхании с контролируемым давлением и позволяют добавлять ПДКВ (не все режимы доступны для каждой модели).
  • вентиляция с регулированием давления (PCV)
  • вентиляция с контролем давления с гарантией объема (PC-VG)
  • Синхронизированная прерывистая принудительная вентиляция (SIMV) с дыханием с контролируемым давлением или объемом
  • вентиляция с поддержкой давлением (PSV)
  • Постоянное положительное давление в дыхательных путях (CPAP)
  • двухуровневое положительное давление в дыхательных путях (BiPAP)
  • вентиляция со сбросом давления в дыхательных путях (APRV)
• выполняет проверку дыхательного контура на соответствие требованиям и герметичность и тем самым обеспечивает беспрецедентную точность подаваемых дыхательных объемов в режиме управления объемом (VCV), что может уменьшить потребность в контурах без обратного дыхания для детей.
• меньше и легче (в некоторых случаях), потому что у них есть встроенный мониторинг
• упрощает автоматизированный учет по сравнению с традиционными конструкциями
  • электронный захват потока свежего газа
  • интеграция микропроцессора
Модель
• оснащена улучшенными мониторами и новыми инновационными возможностями мониторинга (спирометрия и кривые времени потока).

Необходимые компоненты анестезиологической станции

Текущий стандарт наркозных газовых аппаратов (рабочих станций) — ASTM F1850 (стандарт, обнародованный Американским обществом испытаний и материалов).Европейский стандарт — EN740.

F1850 указывает, что необходимо для анестезиологической рабочей станции. Компоненты обычно встраиваются в новые газовые машины или их можно добавлять в старые машины. Необходимые компоненты включают:

• Резервная батарея на 30 минут
• Сигнализация
  • Сгруппированы по высокому, среднему и низкому приоритету.
  • Сигналы тревоги с высоким приоритетом не могут быть отключены более чем на 2 минуты.
  • Определенные сигналы тревоги и мониторы должны быть автоматически включены и функционировать перед использованием либо путем включения машины, либо в соответствии с контрольным списком перед использованием: давление в дыхательном контуре, концентрация кислорода, выдыхаемый объем или углекислый газ (или оба).
  • Высокоприоритетный аварийный сигнал давления должен звучать при превышении установленных пользователем пределов, при сохранении высокого давления или при отрицательном давлении.
  • Тревога отключения может быть основана на низком давлении, выдыхаемом объеме или углекислом газе.
• Необходимые мониторы
  • Объем выдоха
  • Вдыхаемый кислород, с аварийным сигналом высокого приоритета в течение 30 секунд после падения уровня кислорода ниже 18% (или предельного значения, устанавливаемого пользователем).
  • Тревога отказа подачи кислорода
  • Система защиты от гипоксии должна защищать от вдыхаемого кислорода менее 21%, если используется закись азота.
  • Необходимо контролировать концентрацию паров анестетика.
  • Требуются пульсоксиметрия, мониторинг артериального давления и ЭКГ
• Давление в дыхательном контуре ограничено до 12.5 кПа (125 см вод. Ст.).
• Шнур электропитания должен быть несъемным или устойчивым к отсоединению.
• К аппарату должен быть подключен хотя бы один кислородный баллон .
• Хомут подвески должен иметь индексируемый штифт, иметь зажимное приспособление, препятствующее протеканию, и фильтр. Он должен иметь обратный клапан для предотвращения перелива и манометр в баллоне. Должны быть регуляторы давления в баллоне. Машина должна использовать трубопроводный газ, если давление в трубопроводе превышает 345 кПа (50 фунтов на квадратный дюйм).
• Расходомеры :
  • Единое управление для каждого газа
  • Каждый элемент управления потоком рядом с индикатором потока
  • Ручка управления потоком кислорода уникальной формы
  • Ограничители клапана (или какой-либо другой механизм) необходимы, чтобы чрезмерное вращение не повредило расходомер.
  • Указатель расхода кислорода находится справа от ряда расходомеров
  • Кислород поступает в общий коллектор после других газов
  • Настоятельно рекомендуется использовать дополнительный кислородный расходомер
• Присутствует продувка кислородом , обеспечивающая поток 35-75 л / мин, который не проходит через испарители.
• Испарители
  • С калибровкой по концентрации
  • Должна присутствовать блокировка
  • Указан уровень жидкости, предотвращающий переполнение
  • «Следует» использовать устройства для наполнения ключей
  • Не происходит выброс жидкого анестетика из испарителя даже при максимальном потоке свежего газа
• Только один общий выпускной патрубок для газа с внешним диаметром 22 мм и внутренним диаметром 15 мм, который предназначен для предотвращения случайного отсоединения.
• Трубопровод газоснабжения
  • Манометр трубопроводный
  • Входы как минимум для кислорода и закиси азота
  • DISS защищен
  • Линейный фильтр
  • Клапан обратный
• Должен быть предоставлен контрольный список (он может быть в электронном виде или выполняться пользователем вручную)
• Должен быть предоставлен цифровой интерфейс данных

Путь газов внутри машины

Oxygen имеет пять «задач» в AGM ; он питает

1. вентилятор приводной газовый
2. промывочный клапан
3. Сигнал тревоги о падении давления кислорода
4. Клапан запорный датчик давления кислорода («отказоустойчивый»)
Расходомеры
5. .

Он также играет роль в системе защиты от гипоксии, которая поддерживает правильную пропорцию между потоками кислорода и закиси азота.

Путь газов через машину показан в Venticinque & Andrews (Miller) или Dorsch & Dorsch, 5-е изд., или M Dosch в Nurse Anesthesia (Nagelhout & Plaus, 2014). Это всего лишь один из способов представить себе машину — лучшим способом может быть модель поставки, обработки, доставки и утилизации.

1. Контур высокого давления состоит из частей, которые принимают газ под давлением в баллоне.
   • траверса (включая фильтр и однонаправленный клапан)
   • Хомут
   • Манометр баллона
   • Регуляторы давления в баллонах
2. Контур промежуточного давления принимает газы с низким, относительно постоянным давлением (37-55 фунтов на квадратный дюйм, что является давлением в трубопроводе или давлением после регулятора баллона)
   • Вводы трубопроводов и манометры
   • Вход мощности вентилятора
   • Устройство сброса давления кислорода (отказоустойчивое) и сигнализация
   • клапаны расходомера
   • Регуляторы второй ступени кислорода и закиси азота
   • Клапан промывки кислорода
3. Контур низкого давления включает компоненты, расположенные дальше от иглы расходомера.
   • клапаны
   • трубки расходомера
   • испарители
   • обратные клапаны (при наличии)
   • общий выход газа

В Соединенных Штатах есть два основных производителей аппаратов для наркозного газа.

• Dräger Medical Inc. (Телфорд, Пенсильвания) в настоящее время предлагает аппараты Apollo, Fabius (GS Premium, MRI), Tiro (и Tiro M).
  • Персей
  • Аполлон
  • Fabius GS Premium
  • Fabius MRI
  • Fabius Tiro
    • «Разработано для использования в помещениях с ограниченным пространством»
  • Fabius Tiro M («мобильный»)
    • «Fabius Tiro M — компактная анестезиологическая система, которая предлагает полный спектр анестезиологической вентиляции для военных анестезиологов / CRNA в полевых условиях.Это устройство может использоваться в различных мобильных и стационарных военных приложениях, где требуется общая анестезия. Модульная конструкция позволяет хранить все стандартные компоненты системы в одном контейнере … «
  • Fabius OS
  • Наркомед 6000/6400
  • Наркомед ГС
  • Наркомед Мобил, 2С, 3, 4

• GE Healthcare (Мэдисон, Висконсин) в настоящее время предлагает первые четыре перечисленных газовых аппарата.
  • Aisys CS2
  • Aespire
  • Avance CS2
  • Aestiva и Aestiva MRI
• ADU
• Модуль упругости
• Excel

Разделение нефти и газа

Скважина

Скважина — это отверстие, пробуренное в земле с целью обнаружения или добычи сырой нефти или природного газа; или предоставление услуг, связанных с добычей сырой нефти или природного газа.Кроме того, нефтяную скважину можно описать как трубопровод, идущий от кровли земли до нефтедобывающего пласта. По этой трубе нефть и газ выводятся на поверхность. Обычно скважины бурятся с помощью буровой установки поэтапно, начиная с бурения скважины на поверхности, чтобы достичь глубины от 60 до 400 метров.

Бурильщики затем вытаскивают бурильную колонну и вставляют стальную трубу, называемую наземной обсадной колонной, которая цементируется на месте, чтобы предотвратить обрушение стены. Стальная трубчатая труба обсадной колонны, соединенная резьбой и муфтами, составляет всю длину ствола скважины. для обеспечения безопасного контроля добычи и предотвращения попадания воды в ствол скважины и предотвращения оседания горных пород в ствол скважины.Второй этап — установка НКТ. НКТ — это стальная труба меньшего диаметра, чем эксплуатационная обсадная колонна. Он опускается в обсадную колонну и удерживается пакерами, которые также изолируют продуктивные пласты породы.

НКТ

НКТ свешиваются с наземной установки, называемой устьем скважины. На устье установлены клапаны, штуцеры и манометры, что позволяет регулировать добычу из скважины. Третий шаг — перфорировать скважину.Оболочка предотвращает обрушение ствола скважины, но также предотвращает попадание нефти или газа в ствол скважины. Поэтому отверстия проделываются через обсадную колонну в пласт. Обычно это достигается с помощью взрывного устройства, которое опускается в скважину на электрическом кабеле на необходимую глубину. Это устройство, представляющее собой набор зарядов взрывчатого вещества, называется перфоратором.

Добыча нефти и газа из скважины. Обычно газ поступает в ствол скважины под собственным давлением.В результате большинство газовых скважин оборудовано только штуцерами и клапанами для регулирования потока через устье в трубопровод. Когда давление на устье ниже давления в трубопроводе, устанавливается компрессор для нагнетания газа низкого давления в трубопровод.

Добыча сырой нефти сложнее. Сырая нефть имеет более крупные молекулы и менее легко перемещается через породу. Процент нефти в коллекторе, который может быть добыт естественным путем, называемый коэффициентом извлечения, определяется большим количеством элементов.К ним относятся плотность нефти, вязкость, пористость и проницаемость породы, давление в нефтяном пласте и давление других флюидов, таких как газ и вода в пласте.

Насосная. В то время как некоторые нефтяные скважины обладают достаточным давлением, чтобы вытолкнуть нефть на поверхность, большинство нефтяных скважин, пробуренных сегодня, требуют откачки. Это также известно как искусственный подъемник. Если это требуется для скважины, насос опускают по НКТ на дно скважины на колонне стальных штанг, называемой колонной штанг.Колонна штанг передает мощность насосу, вращаясь или перемещаясь вверх и вниз, в зависимости от типа используемого насоса. Погружные насосы3 используются на некоторых скважинах.

Стимуляция скважин. Во многих нефтяных и газовых скважинах требуется один дополнительный этап — стимуляция пласта физическими или химическими средствами, чтобы углеводороды могли более легко перемещаться в ствол скважины через поры или трещины в коллекторе. Обычно это делается перед установкой насоса или при снятии насоса для обслуживания.

Одной из форм стимуляции-кислотной обработки является закачка кислот под давлением в горную породу через эксплуатационные колонны и перфорационные отверстия. Это создает каналы за пределами перфорационных отверстий для возврата нефти и газа в скважину. Другой распространенный метод стимуляции — это перелом или разрушение. Жидкость, такая как вода или нефтепродукт, закачивается в скважину под давлением, достаточным для создания трещин (трещин) в пласте.

Проппант — твердое вещество, такое как песок, керамика или материал с полимерным покрытием — вводится вместе с жидкостью.По мере того, как жидкость диспергируется, материал остается, чтобы поддерживать трещину в открытом состоянии.

Тестирование скважин

При добыче газа и нефти все большее значение приобретает эффективная работа добывающих скважин. Чтобы определить производительность нефтяной или газовой скважины, необходимо провести ряд испытаний. Эта процедура называется тестированием. Существует большое количество видов испытаний скважин, и каждый из них нужен для получения определенной информации о скважине.

Различный персонал проводит множество испытаний скважин, некоторые из которых являются стандартными, а некоторые — сложными. В зависимости от типа теста, которое должно быть выполнено, стандартное оборудование для сдачи в аренду может быть всем, что необходимо для теста. В других испытаниях может потребоваться специально разработанное оборудование. В любом случае очень важно, чтобы испытание было проведено точно, поскольку данные испытания скважины представляют истинную историю скважины и пласта, в котором она завершена.

Испытание потенциала: наиболее часто проводимое испытание скважины — испытание потенциала, которое представляет собой измерение наибольшего количества нефти и газа, добываемого скважиной за 24-часовой период при определенных фиксированных условиях.Объем добытой нефти измеряется в автоматически управляемой установке для производства и испытаний. Его также можно измерить с помощью проводных измерений в арендуемом резервуаре. Добываемый газ измеряется одновременно с помощью такого оборудования, как диафрагменный измеритель или прибор для испытания скважины. Основное оборудование, необходимое для испытаний этого типа, обычно доступно в качестве стандартного оборудования на арендованном резервуарном парке.

Проверка потенциала обычно проводится на каждой вновь завершенной скважине и часто в течение срока ее эксплуатации.Информация, полученная в результате этого испытания, требуется государственной регулирующей группе, которая устанавливает допустимую добычу, которой должен следовать оператор скважины. Время от времени необходимо проводить испытания, и производственные допуски корректируются по результатам испытаний. Очень часто эти тесты проводятся производителем, чтобы помочь в установлении надлежащей производственной практики.

Испытание забойного давления: это испытание — это измерение пластового давления скважины на определенной глубине или в средней точке продуктивного интервала.Целью этого теста является измерение давления в зоне, в которой скважина закончена. При проведении этого испытания манометр специальной конструкции опускается в скважину с помощью троса. Давление на выбранной глубине фиксируется манометром. После этого газ поднимается на поверхность и забирается из скважины. Регулярные исследования забоя скважины предоставят ценную информацию о снижении или истощении зоны, в которой скважина работала.

Тесты производительности.Тесты производительности проводятся как на нефтяных, так и на газовых скважинах и включают в себя как потенциальное испытание, так и испытание забойного давления. Цель состоит в том, чтобы определить влияние различных расходов на давление в зоне добычи. Таким образом, можно установить некоторые определенные физические характеристики пласта и рассчитать максимальный потенциальный расход. Это испытание снижает риск повреждения скважины, которое могло бы произойти, если бы скважина была добыта с максимально возможным дебитом.

Специальные испытания: Два типа специальных испытаний — это определение уровня жидкости и определение забоя. Первый необходим для скважин, которые не будут протекать и которые должны добываться насосом или искусственным подъемом. Определение забоя скважины обычно проводится вместе с испытанием забойного давления и проводится для определения температуры скважины на забое.

Необходимо опустить в колодец на тросе специально сконструированный манометр регистрирующий.

Температурные испытания используются инженером при решении задач о природе нефти или газа, добываемых из скважины. Это также полезно для обнаружения утечек в трубе над зоной добычи. Другие специальные тесты проводятся с помощью индикаторов расхода и радиоактивных индикаторов.

Разделение нефти и газа

Скважинные жидкости должны быть разделены на нефть, газ и воду, и каждый из них должен быть измерен.На заре нефтяной промышленности сепараторы не использовались. Продукция из скважин сбрасывалась непосредственно в резервуары для хранения. Хотя это привело к разделению жидкостей и газов, эта практика была расточительной и опасной. Сепараторы были разработаны для уменьшения количества таких отходов и опасности возгорания и взрыва.

Нефтяные смеси часто сложны, и их трудно эффективно разделить. Оборудование, используемое для отделения жидкостей от газов, называется сепаратором.Самая простая форма сепаратора нефти и газа — это небольшой резервуар, в котором сила тяжести используется для разделения нефти и газа1. Нефть, будучи тяжелой по сравнению с газом, падает на дно резервуара, из которого поступает в резервуары для хранения. Газ, будучи более легким, поднимается в верхнюю часть резервуара и оттуда поступает в систему сбора газа.

В дополнение к использованию силы тяжести современные сепараторы используют другие силы для наилучшего разделения нефти и газа.Способ использования каждой из этих сил можно лучше понять, проследив за потоком смеси нефти и газа через сепаратор (см. Рисунок ниже).

Вертикальный сепаратор: смесь нефти и газа поступает на впуск, где ей придается вихревое движение за счет спиральной впускной перегородки в пространстве или камере сепаратора. В этот момент есть две силы, стремящиеся отделить нефть от газа. Первый — это эффект гравитации; второй — центробежное действие, которое заставляет частицы тяжелой нефти собираться на стенках сепаратора.Газ, который все еще содержит немного масла, поднимается через камеру и затем попадает в вихревой цилиндр, а масло стекает по трубкам в нижнюю часть сепаратора. Затем газ проходит через другую камеру и выходит из сепаратора через выпускное отверстие для газа.

Сепаратор масляных листьев на выходе масла. Масло регулируется поплавком и регулирующим клапаном, поэтому жидкость покрывает сливные трубки и выпускное отверстие для масла.

Горизонтальный разделитель: Также распространены разделители горизонтального типа; и, хотя и имеют разную конструкцию, они используются так же, как и вертикальный разделитель.Есть однотрубные и двухтрубные разделители. Часто используются горизонтальные разделители двухтрубной конструкции. Агрегат выполнен, если две горизонтальные трубы установлены одна над другой. Трубки соединены проточными каналами около концов трубок. Смешанный поток нефти и газа входит в один конец верхней трубы. Жидкости попадают через первую соединительную подающую трубу в резервуар для жидкости, который занимает нижнюю часть нижней трубы. Нефть, отделенная от газа, поступает в резервуары. Газ выходит из сепаратора через выходное отверстие для газа.

Сепаратор однотрубный.

Ступенчатый сепаратор: при определенных условиях часто желательно использовать более одной ступени разделения, чтобы получить более полное извлечение жидкостей. Например, трехступенчатая система разделения работает следующим образом: первая ступень работает при самом высоком давлении, а вторая и третья — при более низком.

Низкотемпературный сепаратор: Низкотемпературная сепарация — это метод разделения, который иногда используется при добыче из газовых скважин высокого давления, из которых добываются легкие жидкости.Разделение жидкости стало возможным благодаря охлаждению газового потока перед разделением.

Система хранения

После отделения газа от нефти и обработки нефти для удаления воды и отложений (если они есть) нефть поступает в складские резервуары, которые обычно называют резервуарными батареями. Резервуары в резервуарном парке будут различаться по количеству и размеру, в зависимости от ежедневного производства по аренде и частоты прокладки трубопроводов.Внедрение автоматических единиц коммерческого учета и их приемка трубопроводами и производителями снизили требования к хранению. Общая емкость резервуарного парка обычно составляет от 3 до 7 дней производства; то есть в 3–7 раз превышающую максимальную суточную добычу или допустимую для скважин, подключенных к резервуарному парку. В батарее обычно два или более резервуара, поэтому, пока масло перекачивается из одного резервуара, другой резервуар может заполняться.

Большинство резервуаров изготовлено из стали на болтах или сварной стали.Резервуары для хранения обычно имеют выходное отверстие для слива основных отложений и воды. На некоторых участках резервуары необходимо часто очищать из-за накопления парафина и основных отложений, которые можно удалить через сливное отверстие. Поэтому резервуары оснащены пластинами для очистки. Пластины для очистки можно снять, чтобы рабочий мог войти в резервуар.

Точка, где трубопроводная компания подключается к арендуемым резервуарам, обычно на полметра выше дна резервуара.Пространство под выпускными отверстиями трубопровода обеспечивает сбор основных отложений и воды. Выпускной клапан трубопровода герметизируется и закрывается металлической заглушкой при наполнении резервуара и аналогичным образом блокируется в открытом положении при опорожнении резервуара. Масло попадает в бак через впускное отверстие сверху. Обычно клапан находится на впускной линии, чтобы его можно было закрыть, чтобы предотвратить попадание масла в резервуар после того, как резервуар будет заполнен и готов к отправке. Если хранение нефти регулируется вручную, резервуар снабжен люком для отбора проб или манометром на крыше резервуара, поэтому количество масла в резервуаре можно определить с помощью стальной измерительной линии.Люк для вора достаточно велик, чтобы в резервуар можно было опустить устройство, называемое вором, и получить образцы нефти для определения основных отложений и содержания воды в нефти и ее плотности в градусах API. Эта операция называется похищением танка. Температура масла в баке определяется при похищении бака. .

Когда хранение осуществляется автоматически, устройства, называемые контроллерами уровня жидкости, сигнализируют, когда резервуары заполнены, а клапаны открываются и закрываются в соответствии с заранее установленным графиком.

Дата: 03.01.2016; вид: 2123

% PDF-1.7 % 8911 0 объект > endobj xref 8911 95 0000000016 00000 н. 0000007292 00000 н. 0000007618 00000 н. 0000007672 00000 н. 0000007805 00000 н. 0000008153 00000 п. 0000008582 00000 п. 0000008621 00000 н. 0000009967 00000 н. 0000010082 00000 п. 0000010565 00000 п. 0000010953 00000 п. 0000011204 00000 п. 0000011784 00000 п. 0000012035 00000 п. 0000012432 00000 п. 0000012881 00000 п. 0000013138 00000 п. 0000013637 00000 п. 0000044593 00000 п. 0000081912 00000 п. 0000103428 00000 н. 0000106079 00000 п. 0000128522 00000 н. 0000128779 00000 н. 0000129235 00000 п. 0000181833 00000 н. 0000181908 00000 н. 0000182012 00000 н. 0000182316 00000 н. 0000182373 00000 н. 0000182481 00000 н. 0000182538 00000 н. 0000182680 00000 н. 0000182737 00000 н. 0000182904 00000 н. 0000182961 00000 н. 0000183101 00000 п. 0000183329 00000 н. 0000183468 00000 н. 0000183525 00000 н. 0000183673 00000 н. 0000183885 00000 н. 0000184098 00000 н. 0000184155 00000 н. 0000184305 00000 н. 0000184453 00000 н. 0000184590 00000 н. 0000184647 00000 н. 0000184775 00000 н. 0000184985 00000 н. 0000185123 00000 н. 0000185180 00000 н. 0000185399 00000 н. 0000185455 00000 н. 0000185631 00000 н. 0000185795 00000 н. 0000185960 00000 н. 0000186016 00000 н. 0000186212 00000 н. 0000186372 00000 н. 0000186484 00000 н. 0000186540 00000 н. 0000186658 00000 н. 0000186714 00000 н. 0000186818 00000 н. 0000186874 00000 н. 0000186996 00000 н. 0000187052 00000 н. 0000187162 00000 н. 0000187218 00000 н. 0000187274 00000 н. 0000187330 00000 н. 0000187386 00000 н. 0000187532 00000 н. 0000187588 00000 н. 0000187644 00000 н. 0000187701 00000 н. 0000187887 00000 н. 0000187944 00000 н. 0000188001 00000 н. 0000188058 00000 н. 0000188115 00000 н. 0000188172 00000 н. 0000188360 00000 н. 0000188417 00000 н. 0000188609 00000 н. 0000188666 00000 н. 0000188723 00000 н. 0000188780 00000 н. 0000188986 00000 н. 0000189043 00000 н. 0000189100 00000 н. 0000006971 00000 н. 0000002246 00000 н. трейлер ] / Назад 4213189 / XRefStm 6971 >> startxref 0 %% EOF 9005 0 объект > поток hY {TSW ‘@ I5 *! 0 («vԂ HPTvW; W {jj8Z ێ cg ٮ wr Թ k͟E}

фунтов на квадратный дюйм LineBacker® изолирующие прокладки / комплекты фланцев трубопровода | GPT Industries

Форма поиска

Поиск

• Английский
• Español
• 简体 中文

Форма поиска

Поиск

• Продукция
  • Изолирующие прокладки / комплекты
    • Evolution ^® Изолирующие прокладки
    • Изоляция фланца — высокое давление / металлический сердечник
    • Изоляция фланца — низкое давление / неметаллический сердечник
    • Специальные изоляционные изделия
  • Изолирующие соединения
    • ElectroStop ^® Монолитные изолирующие соединения
    • Готовые изолирующие фланцы ElectroFlange ™
    • Монолитные изолирующие соединения ElectroJoint ™
    • Монолитный изолирующий шов ElectroSeal ™
  • Уплотнения для проникновения в стену
    • Уплотнение для соединения ^®
    • Уплотнения COMPAKT
  • Втулки / диски для проникновения в стенку
    • Ячеистое литье ^® Диски для формирования стопорных отверстий
    • Century-Line ^® Гильзы для проходки труб
    • Промежуточные рукава
    • Разъемные рукава
    • Стальные кожухи для стен
  • Распорки обсадной колонны
    • Неметаллические распорки обсадной колонны
  • Торцевые уплотнения корпуса
    • Концевые уплотнения, изготовленные по индивидуальному заказу, модели C
    • Концевые уплотнения Wrap Around, модель
    • Стандартные натяжные торцевые уплотнения, модель S
    • Модель R Съемное торцевое уплотнение / Ночная крышка
    • Огнестойкое уплотнение молнии модели FW
  • Продукты для герметизации люков
    • Система инфильтрационного уплотнения Boa-Tape ™ Extra Grip
    • Riser-Wrap ^® Система герметизации инфильтрации воды
• Услуги
  • Отслеживание заказов
  • Калькуляторы продуктов
  • Заказ литературы
• Центр знаний
  • Обсаженные линии
  • Коррозия
  • Выбросы
  • Проходки труб
  • Герметичность
• Ресурсы
  • Рынки
    • Нефть и газ
    • Строительство и инфраструктура
    • Вода, сточные воды и опреснение
  • Примеры из практики
  • Сертификаты
  • Видео
  • Как установить комплект для изоляции фланца
  • Загрузки продукта
  • Официальные документы
  • Паспорта безопасности
• Обучение
  • Обучение GFIT по изоляции фланцев
  • GPT Университетский уровень III Обучение
• Компания
  • О компании GPT
  • Инновации
  • Культура безопасности
  • Карьера
  • Новости
  • События
  • Клиенты
  • EnPro Компании
  • Расположение офисов
• Свяжитесь с нами

Вы здесь

• Свяжитесь с нами