отчуждения, где размещаются тепловые энергоустановки, допускается с
разрешения руководителя эксплуатирующей организации, при техническом
обосновании.
3.3. Производственные здания и сооружения
3.3.1. Производственные здания и сооружения котельных надлежит
содержать в исправном состоянии, обеспечивающие длительное, надежное
использование их по назначению, с учетом требований санитарных норм и
правил, правил безопасности труда.
3.3.2. В зданиях котельных размещаются объекты промышленной
санитарии в объеме, предусмотренном действующими нормами (душевые,
раздевалки со шкафчиками, медицинский пункт, вентиляционные и
обеспыливающие установки и др.).
3.3.3. Осмотры каждого здания и сооружения организации
осуществляются по графику:
- для котельных установленной мощностью 10 и более Гкал/ч - не
реже 1 раза в 4 мес. при сроке эксплуатации более 15 лет;
- для котельных установленной мощностью менее 10 Гкал/ч - не реже
1 раза в 6 месяцев при сроке эксплуатации более 10 лет.
Текущие осмотры зданий и сооружений со сроком эксплуатации до 15
лет допускается проводить:
- для котельных установленной мощностью 10 и более Гкал/ч - 1 раз
в 6 мес.;
- котельных установленной мощностью менее 10 Гкал/ч - 1 раз в
год.
Обо всех замечаниях, выявленных при осмотрах, вносятся записи в
цеховые журналы технического осмотра зданий и сооружений.
3.3.4. Обязательные осмотры зданий и сооружений тепловых
энергоустановок проводятся 2 раза в год (весной и осенью) смотровой
комиссией, состав и сроки проведения обследования назначаются
руководителем организации.
3.3.5. Внеочередные осмотры зданий и сооружений тепловых
энергоустановок и сетей проводятся после пожаров, ливней, сильных
ветров, снегопадов, наводнений, землетрясений и других явлений
стихийного характера, а также аварий зданий, сооружений и
технологического оборудования энергопредприятия.
3.3.6. Весенний осмотр производится в целях оценки технического
состояния зданий и сооружений после таяния снега или дождей
осенне-весеннего периода.
При весеннем осмотре уточняются объемы работы по текущему ремонту
зданий и сооружений, выполняемому в летний период, и выявляются объемы
работ по капитальному ремонту для включения их в план следующего года
и в перспективный план ремонтных работ (на 3 - 5 лет).
3.3.7. Осенний осмотр производственных зданий и сооружений
производится за 1,5 месяца до наступления отопительного сезона в целях
проверки подготовки зданий и сооружений к работе в зимних условиях. К
этому времени должны быть закончены все летние работы по текущему
ремонту и выполняемые в летний период работы по капитальному ремонту,
имеющие прямое отношение к зимней эксплуатации зданий и сооружений
тепловых энергоустановок.
За 15 дней до начала отопительного сезона производится частичный
осмотр тех частей зданий и сооружений, по которым при общем осеннем
осмотре были отмечены недоделки ремонтных работ по подготовке к зиме,
в целях проверки их устранения.
3.3.8. По результатам работы смотровой комиссии во время
весеннего (осеннего) осмотра составляется акт, который утверждается
руководителем предприятия с изданием распорядительного документа о
результатах осмотра, принятии необходимых мер, сроках их проведения и
ответственных за исполнение.
3.3.9. Строительные конструкции производственных зданий и
сооружений для тепловых энергоустановок подвергаются один раз в 5 лет
техническому освидетельствованию специализированной организацией по
перечню, утвержденному руководителем организации и согласованному
проектной организацией.
3.3.10. В организациях должны быть инструкции по эксплуатации
дымовых труб и газоходов. При этом наблюдения за состоянием
железобетонных дымовых труб и газоходов организуются со следующей
периодичностью:
- наружный осмотр дымовой трубы и газоходов, а также осмотр
межтрубного пространства трубы со внутренним газоотводящим стволом -
один раз в год весной, тепловизионное обследование состояния кирпичной
и монолитной футеровки не реже одного раза в 5 лет;
- внутренний осмотр дымовой трубы и газоходов с отключением всех
подключенных котлов - через 5 лет после ввода в эксплуатацию и в
дальнейшем не реже одного раза в 10 лет. При сжигании в котлах
высокосернистого топлива внутренний осмотр проводится не реже одного
раза в 5 лет;
- внутренний осмотр газоходов котлов - при каждом отключении
котла для текущего ремонта;
- инструментальная проверка сопротивления контура молниезащиты
дымовой трубы - ежегодно;
- измерение температуры уходящих газов в дымовой трубе - не реже
одного раза в месяц;
- наблюдения за осадкой фундаментов дымовой трубы и газоходов
нивелированием реперов: первые два года эксплуатации - два раза в год;
после двух лет до стабилизации осадки (1 мм в год и менее) - один раз
в год; после стабилизации осадки - один раз в 5 лет.
После стабилизации осадки фундамента для дымовых труб в районах
вечной мерзлоты, на территориях, подработанных горными выработками, и
на просадочных грунтах наблюдения за осадками фундаментов проводятся
не реже двух раз в год;
- наблюдения за вертикальностью трубы проводятся: визуально (при
помощи отвеса) - два раза в год; инструментальные наблюдения - не реже
одного раза в 5 лет.
В случае выявленного (по разности осадки фундаментов) наклона
трубы более допустимого следует произвести обследование трубы
специализированной организацией. Дальнейшую эксплуатацию трубы вести в
соответствии с рекомендациями, выданными по результатам обследования;
- наблюдения за исправностью осветительной арматуры дымовой трубы
проводятся ежедневно.
3.3.11. Дымовые трубы и газоходы должны иметь организованный
отвод дренажных и талых вод от их основания.
3.3.12. При эксплуатации железобетонных дымовых труб и газоходов
не допускается:
- оставлять котлованы вблизи дымовых труб и газоходов во время
паводков и дождей;
- устраивать ниже подошвы фундамента дымовой трубы колодцы,
предназначенные для откачки грунтовых вод;
- хранить горючие и взрывчатые вещества и материалы в цокольной
части дымовых труб, под газоходами и вблизи них;
- организовывать вблизи дымовых труб и газоходов выбросы воды и
пара.
3.3.13. Присоединение дополнительных теплогенерирующих
энергоустановок к существующим дымовым трубам осуществляется только на
основании расчетов, выполненных в соответствии с требованиями
нормативно-технической документации.
3.3.14. В организациях составляются инструкции по эксплуатации
металлических дымовых труб. При этом наблюдения за состоянием
металлических дымовых труб при их эксплуатации организовываются со
следующей периодичностью:
- визуальный внешний осмотр газоотводящего ствола, фундаментов,
опорных конструкций, анкерных болтов, вантовых оттяжек и их креплений
- один раз в 3 месяца;
- проверка наличия конденсата, отложений сажи на внутренней
поверхности трубы и газоходов через люки - один раз в год в период
летнего отключения;
- инструментально-визуальное наружное и внутреннее обследование с
привлечением специализированной организации - один раз в 3 года в
период летнего отключения котлов;
- наблюдение за осадкой фундаментов нивелированием реперов: после
сдачи в эксплуатацию до стабилизации осадок (1 мм в год и менее) -
один раз в год; после стабилизации осадок - один раз в 5 лет;
- проверка вертикальности трубы геодезическими методами (с
помощью теодолита) - один раз в 5 лет; в случае заметного наклона
трубы, обнаруженного визуально, организовывается внеочередная
инструментальная проверка вертикальности трубы;
- инструментальная проверка сопротивления заземляющего контура
трубы - один раз в год, весной перед грозовым периодом.
3.3.15. При эксплуатации металлических дымовых труб не
допускается:
- движение грузового, специального автотранспорта под вантовыми
оттяжками металлических дымовых труб в местах их опускания и крепления
к фундаментным массивам;
- затопление металлических элементов анкерных креплений вантовых
оттяжек и их нахождение в грунте;
- крепление к ходовой лестнице (скобам) тросов, блочков и прочего
такелажного оборудования;
- загромождение оборудованием, материалами, посторонними
предметами площади вокруг фундаментных массивов.
3.3.16. Строительство, эксплуатация, ремонт и ликвидация дымовых
и вентиляционных промышленных труб на предприятиях, подконтрольных
Госгортехнадзору России, должно осуществляться в соответствии с
Правилами безопасности дымовых и вентиляционных промышленных труб ПБ
03-445-02, утвержденными Постановлением Госгортехнадзора России от
03.12.2001 N 56 и зарегистрированными Минюстом России 05.06.2002 N
350.
3.3.17. Наблюдения за осадками фундаментов зданий, сооружений и
оборудования котельных организуются: в первый год эксплуатации - 3
раза, во второй - 2 раза, в дальнейшем до стабилизации осадки - 1 раз
в год, после стабилизации осадки (1 мм в год и менее) - не реже 1 раза
в 5 лет.
3.3.18. Наблюдения за осадками фундаментов, деформациями
строительных конструкций, обследования зданий и сооружений,
возведенных на подработанных подземными горными выработками
территориях, грунтах, подверженных динамическому уплотнению от
действующего оборудования, просадочных грунтах, в карстовых зонах,
районах многолетней мерзлоты, в районах с сейсмичностью 7 баллов и
выше проводятся по специальным программам в сроки, предусмотренные
местной инструкцией, но не реже 1 раза в 3 года.
3.3.19. При наблюдениях за зданиями, сооружениями и фундаментами
оборудования тепловых энергоустановок контролируется состояние
подвижных опор, температурных швов, сварных, клепаных и болтовых
соединений металлоконструкций, стыков и закладных деталей сборных
железобетонных конструкций, арматуры и бетона железобетонных
конструкций (при появлении коррозии или деформации), подкрановых
конструкций и участков, подверженных динамическим и термическим
нагрузкам и воздействиям.
3.3.20. При обнаружении в строительных конструкциях трещин,
изломов и других внешних признаков повреждений за этими конструкциями
устанавливается наблюдение с использованием маяков и с помощью
инструментальных измерений. Сведения об обнаруженных дефектах
заносятся в журнал технического состояния зданий и сооружений с
установлением сроков устранения выявленных дефектов.
3.3.21. В помещениях водоподготовительных установок необходимо
контролировать и поддерживать в исправном состоянии дренажные каналы,
лотки, приямки, стенки солевых ячеек и ячеек мокрого хранения
коагулянта, полы в помещениях мерников кислоты и щелочи.
3.3.22. Строительные конструкции, фундаменты оборудования и
сооружений необходимо защитить от попадания на них минеральных масел,
пара и воды.
3.3.23. Металлические конструкции зданий и сооружений тепловых
энергоустановок необходимо защитить от коррозии, при этом
устанавливается систематический контроль за состоянием их защиты.
3.3.24. Пробивка отверстий, устройство проемов в несущих и
ограждающих конструкциях, установка, подвеска и крепление к
строительным конструкциям технологического оборудования, транспортных
средств, трубопроводов и устройств для подъема грузов при монтаже,
демонтаже и ремонте оборудования, вырезка связей каркаса, а также
хранение резервного оборудования и других изделий и материалов в
неустановленных местах возможны только при письменном согласовании с
проектной организацией и лицом, ответственным за эксплуатацию здания
(сооружения).
Для каждого участка перекрытий на основе проектных данных
определяются предельно допустимые нагрузки и указываются на табличках,
устанавливаемых на видных местах.
При изменении (снижении) несущей способности перекрытий в
процессе эксплуатации, выявленном обследованием и подтвержденном
поверочными расчетами, допустимые нагрузки на перекрытиях
корректируются с учетом технического состояния и подтверждающими
расчетами.
3.3.25. Кровли зданий и сооружений должны очищаться от мусора,
золовых отложений и строительных материалов, система сброса ливневых
вод должна очищаться, ее работоспособность проверяется.
В сезон снегопадов периодически проверяется толщина снежного
покрова на крышах, а также наличие наледей и источников их появления;
в целях предотвращения возникновения аварийных перегрузок покрытий
организуется систематическое удаление снега и наледей с крыш зданий и
сооружений.
3.3.26. Окраска помещений и оборудования котельных выполняется в
соответствии с требованиями промышленной эстетики. Изоляция
трубопроводов, не имеющих защитного покрытия, окрашивается в
соответствии с требованиями нормативных документов. При наличии
защитного покрытия на его поверхность наносятся маркировочные кольца и
надписи.
3.3.27. В организации должна быть обеспечена молниезащита зданий
и сооружений котельных. Трубопроводы жидкого и газообразного топлива
должны быть заземлены.
3.3.28. Смонтированные устройства молниезащиты подвергаются
плановым осмотрам, а наиболее ответственные элементы молниезащиты
(молниеприемники, токоотводы, соединения, заземлители) -
периодическому контролю.
Осмотры устройств молниезащиты, а также производство
предупредительного ремонта на основании выводов этих осмотров
производятся ежегодно перед началом грозового периода.
3.3.29. Капитальный и текущий ремонт зданий и сооружений
котельной выполняют по ежегодным календарным планам, утверждаемым
руководителем организации.
Организация ремонта и его периодичность осуществляется в
соответствии с графиком планово-предупредительного ремонта и
настоящими Правилами.
4. Топливное хозяйство. Твердое, жидкое и
газообразное топливо
4.1. Общие положения
4.1.1. Эксплуатация оборудования топливного хозяйства должна
обеспечивать своевременную, бесперебойную подготовку и подачу топлива
в котельную. Должен обеспечиваться запас основного и резервного
топлива в соответствии с нормативами.
4.1.2. При поступлении в организацию, расходовании на
производство и хранении на складах и в резервуарах организовывается
учет всего топлива по количеству и качеству, при котором
обеспечивается:
- взвешивание всего твердого топлива, поставляемого по железной
дороге и автомобильным транспортом, или обмер либо определение его
количества по осадке судов при поступлении водным транспортом;
- взвешивание всего поставляемого жидкого топлива или его обмер;
- определение количества всего сжигаемого газообразного топлива
по приборам;
- инвентаризация твердого и жидкого топлива;
- периодический контроль качества топлива;
- обмер древесного топлива;
- предъявление претензий поставщикам при обнаружении недостачи
или ненадлежащего качества топлива.
4.1.3. Качество всех видов поставляемого для котельных топлива
должно соответствовать государственным стандартам и техническим
условиям на поставку.
В документах на поставку топлива указываются:
- для твердого топлива - марка, низшая теплота сгорания, группа
по зольности, предельное значение зольности и влажности, содержание
летучих, класс по крупности, отсутствие в топливе посторонних
включений, кроме того, для кузнецких углей - группа окисленности, а
для торфа - минимальное значение влажности;
- для жидкого топлива - марка, низшая теплота сгорания,
температура вспышки и предельное содержание серы, допустимое
содержание влаги;
- для газообразного топлива - низшая теплота сгорания, плотность
газа и предельное содержание влаги, конденсата, механических примесей
и серы.
4.1.4. Для контроля количества поступившего на склад и
израсходованного котельной топлива не реже 1 раза в квартал проводится
его инвентаризация.
4.1.5. Для предупреждения снижения качества твердого топлива при
его длительном хранении необходимо систематически менять его запасы за
счет сжигания и закладки свежего топлива.
4.2. Хранение и подготовка топлива
Твердое топливо
4.2.1. Размеры территории складов твердого топлива
устанавливаются достаточными для обеспечения раздельного хранения
топлива в штабелях.
4.2.2. Склады твердого топлива оснащаются оборудованием для
разгрузки топлива, укладки его в штабеля, погрузки, взвешивания,
обеспечения условий хранения топлива (послойные уплотнения,
контрольные измерения температуры в штабелях и т.д.), выполнения работ
по отбору и разделке проб для химического анализа, а также по
определению содержания в топливе породы и мелочи.
4.2.3. Выгрузка топлива из вагонов, укладка его в штабеля (для
самовозгорающихся углей - послойное уплотнение) и подача топлива в
котельные производятся механизированным способом.
4.2.4. Механизмы и оборудование топливных складов необходимо
содержать в рабочем состоянии, обеспечивающем их номинальную
производительность.
4.2.5. Работа грузоподъемных кранов, бульдозеров и других машин и
механизмов топливных складов при наличии трещин в ответственных местах
металлоконструкций, при неисправных тормозах, противоугонных
устройствах, концевых выключателях и ограничителях перекосов не
допускается.
4.2.6. Резервные механизмы и оборудование (конвейеры, дробилки и
др.) должны работать поочередно.
4.2.7. Устройства для подготовки и транспортирования твердого
топлива должны обеспечивать подачу в котельную дробленого и очищенного
от посторонних предметов топлива.
4.2.8. Работа оборудования и устройств топливоподачи при
отсутствии или неисправном состоянии ограждающих и тормозных устройств
не допускается.
4.2.9. Машины и механизмы, оборудование и приспособления
топливных складов и топливоподачи допускаются к эксплуатации после
освидетельствования и испытания, которые проводятся при участии лиц,
ответственных за эксплуатацию и надзор за машинами и механизмами, не
реже одного раза в год независимо от времени их работы.
Техническое и ремонтное обслуживание машин и механизмов топливных
складов и топливоподачи производится по графикам, утвержденным
техническим руководителем организации.
Объем и порядок технического обслуживания определяются в
соответствии с типовой и местной инструкциями по эксплуатации.
4.2.10. С целью предотвращения повышения влажности топлива при
хранении его на складе для устройства складов необходимо выбирать
незатапливаемые площадки глубиной залегания грунтовых вод не менее чем
на 0,5 м от поверхности площадки, при этом должен быть осуществлен
отвод воды от площадок, на которых размещаются штабеля угля.
4.2.11. Для предупреждения самовозгорания каменного угля не
допускается:
- смешивать угли разных марок;
- формировать штабеля во время дождя, при высоких температурах
наружного воздуха или при наличии повышенной температуры внутри отвала
угля;
- устраивать в штабелях вентиляционные каналы или пустоты при
укладке в штабеля;
- засорять штабеля каменноугольного топлива мусором, опилками,
торфом и другими легко воспламеняющимися материалами;
- заваливать каменноугольным топливом деревянные столбы
электрических и телефонных линий и другие древесные конструкции.
4.2.12. В помещениях топливоподачи необходимо организовать
систематический контроль загазованности воздуха в местах возможного
скопления газа.
4.2.13. Все виды угля и сланца подвергаются дроблению на куски
размером до 25 мм. При этом остаток на сите 25 мм не должен превышать
5 %.
4.2.14. Перед подачей топлива в дробилки и мельницы
осуществляется механизированное удаление из него металла, щепы и
мусора. На работающем конвейере металлоуловители и щепоуловители
должны быть постоянно включены и сблокированы с ним.
4.2.15. На тракте топливоподачи обеспечивается равномерный по
ширине поток топлива, поступающего на конвейеры, грохоты, дробилки,
щепо- и корнеуловители. Принимаются меры, исключающие замазывание
влажным топливом грохотов, дробилок (обогрев, вибрирование др.).
Устройства, устраняющие зависание топлива в бункерах и течках
(устройства обогрева стенок, вибраторы и др.), находятся в постоянной
готовности к работе.
4.2.16. На конструкциях здания внутри помещений и на оборудовании
системы топливоподачи не допускается скопление пыли. Механизмы
топливоподачи тщательно уплотняются и оборудуются устройствами,
обеспечивающими чистоту воздуха в помещении в соответствии с
санитарными нормами и правилами. Уборка помещений и оборудования
должна быть механизированной (смывом водой или пылесосами) и
проводиться по утвержденному графику. В помещениях необходимо вести
контроль за состоянием дверей, окон, исключающий возникновение
сквозняков и завихрений пыли.
4.2.17. Соединять концы и ремонтировать конвейерные ленты
необходимо путем склейки и вулканизации. При соединении и ремонте
конвейерных лент применение металлических деталей не допускается.
4.2.18. При использовании влажного топлива бункеры периодически
(по графику), но не реже одного раза в 10 дней, полностью опорожняются
от налипшего топлива для осмотра и чистки при соблюдении требований
правил техники безопасности.
При переходе котельной на длительное сжигание газа или мазута
бункеры опорожняются.
4.2.19. Внутренние стенки железобетонных бункеров должны быть
зажелезненными и тщательно заглаженными. На внутренней поверхности
бункеров и течек не должно быть выступающих частей (деталей,
конструкций и др.). Внутренние углы бункеров, образуемые его стенками,
должны перекрываться плоскостями или закругляться; гарнитура шиберов и
отключающих устройств не должна выступать внутрь и сужать сечение
выходного отверстия бункера или течки.
4.2.20. Капитальный ремонт механизмов топливных складов и
топливоподачи производится по графику, но не реже одного раза в 3
года, а текущие ремонты - по графику.
Жидкое топливо
4.2.21. Все сливное оборудование, насосы и трубопроводы
заземляются для отвода статического электричества, возникающего при
перекачке мазута, и для защиты от воздействия молний. Защита
выполняется в соответствии с руководящими указаниями по проектированию
и устройству молниезащиты.
4.2.22. Площадки для сливного оборудования должны быть
забетонированы и иметь канавы для отвода в ловушки пролитого мазута.
Сливные лотки и съемные рукава необходимо содержать в исправном
состоянии и чистоте; по окончании работы они убираются в места,
защищенные от солнца и атмосферных осадков.
Ливневые и талые воды сбрасывать с территории мазутного хозяйства
в канализацию без предварительной очистки не допускается.
Содержание нефтепродуктов в водах, сбрасываемых в водоемы общего
пользования, систематически контролируется в соответствии с правилами
охраны поверхностных вод от загрязнения сточными водами.
4.2.23. При сливе мазута в паропроводах приемосливного устройства
необходимо обеспечить следующие параметры пара: давление 0,8 - 1,3 МПа
(8 - 13 кгс/см2) с температурой не выше 250 град. С.
На мазутосливе (в цистернах, лотках, приемных емкостях и
хранилищах) мазут подогревается до температуры: для мазута марки М40 -
40 - 60 град. С, марки M100 - 60 - 80 град. С, марки М200 - 70 - 90
град. С. Для сернистых мазутов марок М40 и М100 температура разогрева
должна быть в пределах 70 - 80 град. С.
Меньшие значения температур принимаются при перекачке топлива
винтовыми и шестеренчатыми насосами, большие - центробежными насосами;
для поршневых насосов принимаются средние значения температур.
При использовании смеси мазута разных марок температура разогрева
принимается по наиболее тяжелому мазуту.
Максимальная температура мазута в приемных емкостях и резервуарах
должна быть на 15 град. С ниже температуры вспышки топлива, но не выше
90 град. С.
4.2.24. Обследование технического состояния резервуаров и
приемных емкостей специализированной организацией с устранением
выявленных дефектов производится по графику, но не реже одного раза в
5 лет.
4.2.25. Остатки жидкого топлива, удаляемые при очистке
резервуаров, лотков, приемных емкостей, фильтров, мазутоподогревателей
и других устройств, сжигаются в топках котлов или специально
отведенных местах. Для уменьшения отложений и облегчения очистки
котлов и резервуаров к мазуту необходимо добавлять специальные жидкие
присадки.
4.2.26. Подогрев паром мазута, кроме сернистого, допускается в
случае, если цистерны не имеют необходимых устройств для подогрева
поверхностным способом.
4.2.27. Мазут принимается согласно сертификату качества, в
котором указываются его качественные показатели. При приемке мазута
отбираются пробы для проверки содержания воды и примесей на
соответствие стандарту, согласно паспортным данным. Данные по
температуре, способу и продолжительности приемки, о количестве и
качестве мазута заносятся в журнал.
4.2.28. Мазут хранится в металлических или железобетонных
резервуарах. Крышки люков в резервуарах должны быть всегда плотно
закрыты на болты с прокладками.
Оборудование железобетонных и металлических резервуаров, а также
другие устройства топливного хозяйства поддерживаются в состоянии,
отвечающем требованиям строительных норм и правил по противопожарным
нормам на складах нефти и нефтепродуктов.
Слив топлива в резервуары осуществляется под уровень мазута.
4.2.29. Надземные баки-резервуары хранения мазута обваловываются
для предотвращения растекания мазута. Объем обвалования должен быть
равен объему наибольшего резервуара.
4.2.30. На все приемные емкости и резервуары для хранения жидкого
топлива должны быть составлены градуировочные таблицы, которые
обновляются после каждого капитального ремонта, реконструкции
резервуара, при изменении его формы и объема, после перемещения на
новое место.
Градуировочные таблицы утверждаются техническим руководителем
организации.
4.2.31. У разгружающихся цистерн не должно быть посторонних лиц.
В работе по разгрузке топлива участвуют не менее двух человек.
Шланг в резервуар опускается так, чтобы не было падающей струи
жидкого топлива.
При работе на сливном пункте жидкого топлива применяется
инструмент, не дающий искры при ударе.
Заполнять резервуары и чистить их необходимо только в светлое
время суток.
4.2.32. По утвержденному графику проводятся:
- наружный осмотр мазутопроводов и арматуры - не реже одного раза
в год;
- выборочная ревизия арматуры - не реже одного раза в 4 года;
- проверка паспортов на мазутопроводы и паровые спутники.
4.2.33. Вязкость мазута, подаваемого в котельную, не должна
превышать: для механических и паромеханических форсунок - 2,5 град. ВУ
(16 мм2/с), для паровых и ротационных форсунок - 6 град. ВУ (44
мм2/с).
4.2.34. Фильтры топлива очищаются (паровой продувкой, вручную или
химическим способом) при повышении их сопротивления на 50% по
сравнению с начальным (в чистом состоянии) при расчетной нагрузке.
Обжиг фильтрующей сетки при очистке не допускается.
Мазутоподогреватели очищаются при снижении их тепловой мощности
на 30% номинальной, но не реже одного раза в год.
4.2.35. Резервные насосы, подогреватели и фильтры топлива
содержатся в исправном состоянии и в постоянной готовности к работе.
Проверка включения резервного насоса от действия устройств
автоматического ввода резерва проводится по утвержденному графику, но
не реже одного раза в месяц.
4.2.36. При выводе в ремонт трубопроводов или оборудования они
надежно отключаются от работающих, дренируются и пропариваются.
На отключенных участках топливопроводов паровые или другие
"спутники" отключаются.
4.2.37. Перед включением резервуара с мазутом в работу после
длительного хранения в нем топлива из придонного слоя (0,5 м)
отбирается проба мазута для анализа на влажность и принимаются меры,
предотвращающие попадание отстоявшейся воды и мазута большой
обводненности в котельную.
4.2.38. Задвижки и вентили открываются руками. Применять рычаги и
ударный инструмент для их открывания не допускается.
4.2.39. Резервуары необходимо освобождать от паров топлива путем
естественного проветривания, при этом паропровод и проволока парового
рукава во время пропаривания резервуара заземляются.
4.2.40. В напорных мазутопроводах котельных, оборудованных
механическими форсунками, поддерживается постоянное давление согласно
проекту с отклонением не более 0,1 МПа (1кгс/см2).
4.2.41. Текущий и капитальный ремонты насосов жидкого топлива
производятся по утвержденному графику и в сроки, соответствующие
требованиям завода-изготовителя.
4.2.42. По утвержденному графику, но не реже одного раза в
неделю, проверяются действие сигнализации предельного повышения
давления и повышения температуры и понижения давления топлива,
подаваемого в котельную на сжигание, правильность показаний выведенных
на щит управления дистанционных уровнемеров и приборов измерения
температуры топлива в резервуарах и приемных емкостях.
Контроль температуры мазута в резервуарах может осуществляться
при помощи ртутных термометров, устанавливаемых на всасывающем
патрубке топливных насосов.
4.2.43. Применение топлива, не предусмотренного проектом, в
теплогенерирующих энергоустановках не допускается.
Газ
4.2.44. При эксплуатации газового хозяйства обеспечивается:
- бесперебойная подача к горелочным устройствам газа требуемого
давления, очищенного от посторонних примесей и конденсата, в
количестве, соответствующем нагрузке котлов;
- контроль количества и качества поступающего газа;
- безопасная работа оборудования, а также безопасное проведение
его технического обслуживания и ремонта;
- своевременное и качественное техническое обслуживание и ремонт
оборудования;
- надзор за техническим состоянием оборудования и его безопасной
эксплуатацией.
4.2.45. У лица, ответственного за газовое хозяйство, постоянно
хранится следующая документация:
- приказ о назначении лица, ответственного за газовое хозяйство;
- акт о приемке оборудования газового хозяйства;
- технологические схемы газопроводов с указанием газоопасных
колодцев и камер;
- инструкции и эксплуатационная документация по безопасному
пользованию газом;
- планы ликвидации возможных аварий;
- документы об обучении и проверке знаний персонала.
4.2.46. На каждый газопровод и оборудование газорегуляторных
пунктов составляется паспорт с основными данными, характеризующими
газопровод, оборудование, контрольно-измерительные приборы и помещение
газорегуляторных пунктов.
В паспорт также заносятся сведения о ремонте газопроводов и
оборудования газорегуляторных пунктов.
4.2.47. Колебание давления газа в газопроводе котельной не должно
превышать величин, указанных в местной инструкции, но не выше 10%
рабочего давления.
По графику, но не реже одного раза в месяц, проверяется действие
сигнализации максимального и минимального давлений газа в газопроводе
котельной после автоматических регуляторов давления.
4.2.48. Газ по обводной линии (байпасу) допускается подавать
только в течение времени, необходимого для ремонта оборудования и
арматуры, в период снижения давления газа перед газорегуляторными
пунктами или газорегуляторными установками до величины, не
обеспечивающей надежную работу регулятора давления.
4.2.49. Газопроводы при заполнении газом должны быть продуты до
вытеснения всего воздуха. Окончание продувки определяется анализом или
сжиганием отбираемых проб, при этом содержание кислорода в газе не
должно превышать 1%, а сгорание газа должно происходить спокойно, без
хлопков.
Выпуск газовоздушной смеси при продувках газопроводов
осуществляется в места, где исключена возможность попадания ее в
здания, а также воспламенения от какого-либо источника огня.
Газопроводы при освобождении от газа продуваются воздухом до
вытеснения всего газа. Окончание продувки определяется анализом, при
этом остаточное содержание газа в продувочном воздухе должно быть не
более 1/5 нижнего предела воспламенения газа.
4.2.50. Обход трассы подземных газопроводов, находящихся на
территории котельной, проводится по графику, но не реже одного раза в
2 дня. При этом проверяются на загазованность колодцы газопровода, а
также расположенные на расстоянии до 15 м в обе стороны от газопровода
другие колодцы (телефонные, водопроводные, теплофикационные),
коллекторы, подвалы зданий и другие помещения, в которых возможно
скопление газа.
При обнаружении газа в каком-либо из указанных сооружений
дополнительно осматриваются колодцы, подвалы и другие подземные
сооружения в радиусе 50 м от газопровода.
Одновременно с проветриванием сооружений и подвалов выявляются и
устраняются утечки газа.
4.2.51. Для обслуживания подземных газопроводов обходчикам
выдаются маршрутные карты с присвоенными им номерами. В каждой из них
указываются схема трассы газопроводов и ее длина, а также колодцы
подземных коммуникаций и подвалы зданий, расположенные на расстоянии
до 15 м в обе стороны от газопроводов.
4.2.52. Наличие газа в подвалах, коллекторах, колодцах и других
подземных сооружениях проверяется газоанализатором во взрывозащищенном
исполнении.
Анализ проб воздуха в подвалах зданий может производиться
непосредственно в подвале газоанализаторами взрывозащищенного
исполнения, а при отсутствии их - путем отбора пробы воздуха из
подвала и анализа ее вне здания.
Отбор проб воздуха из коллекторов, колодцев, подвалов и других
подземных сооружений производится извне.
4.2.53. Проверка плотности подземных газопроводов и состояния их
изоляции организуется в зависимости от условий эксплуатации
газопроводов по графику, но не реже одного раза в 5 лет с помощью
приборов без вскрытия грунта. Результаты проверки заносятся в паспорт
газопроводов и учитываются при назначении видов и сроков их ремонта.
4.2.54. Осмотр всех газопроводов котельной проводится один раз в
смену, а проверка плотности соединений газопровода и арматуры,
установленной на нем, - один раз в сутки по внешним признакам утечки
газа (по запаху, звуку) с использованием мыльной эмульсии.
Применение открытого огня для обнаружения утечки газа не
допускается.
4.2.55. Внешний и внутренний осмотры помещений газорегуляторных
пунктов с отбором и анализом проб воздуха на загазованность на уровне
0,25 м от пола и 0,4 - 0,7 м от потолка проводятся ежесуточно.
4.2.56. Техническое обслуживание газового оборудования
организовывается по графику, но не реже одного раза в месяц. Плановый
ремонт проводится не реже одного раза в год с разборкой регуляторов
давления, предохранительных клапанов, фильтров, если в паспорте
завода-изготовителя не указаны другие сроки.
Корпус фильтра после выемки фильтрующей кассеты тщательно
очищается. Разборка и очистка кассеты проводится вне помещений.
Очистка фильтра осуществляется также при достижении допустимого
значения перепада давления, которое указывается в местных инструкциях.
4.2.57. Проверка настройки и действия предохранительных устройств
(запорных и сбросных), а также приборов авторегулирования проводится
перед пуском газа, после длительного (более 2 месяцев) останова
оборудования, а также при эксплуатации не реже одного раза в 2 месяца,
если в инструкции завода-изготовителя не указаны другие сроки.
4.2.58. Газопроводы должны регулярно (по графику) дренироваться
через специальные штуцера, устанавливаемые в нижних точках
газопровода. Конденсат собирается в передвижные емкости и
утилизируется.
Сброс удаленной из газопровода жидкости в канализацию не
допускается.
4.3. Золоулавливание и золоудаление.
Золоулавливающие установки
4.3.1. В котельных, работающих на твердом топливе, системы
шлакозолоудаления должны обеспечивать надежное и бесперебойное
удаление золы и шлаков, безопасность обслуживающего персонала, защиту
окружающей среды от запыленности и загрязнения.
4.3.2. При общем выходе золы и шлаков из котельной более 150 кг/ч
для их удаления применяются механические, пневматические или
гидравлические системы шлакозолоудаления.
Удаление золы и шлака допускается предусматривать индивидуальным
для каждого котла или общим для всей котельной, складирование золы и
шлака, как правило, следует предусматривать совместно.
4.3.3. Для удаления золы и шлака из котельных с котлами,
оборудованными топками ручного обслуживания, применяется монорельсовый
подвесной транспорт, узкоколейные вагонетки или безрельсовые тележки с
опрокидным кузовом.
4.3.4. Котельные установки, работающие на твердом топливе, как
правило, оборудуются золоуловителями; обслуживающий персонал котельной
осуществляет обеспечение бесперебойной работы золоулавливающей
установки.
4.3.5. Степень очистки дымовых газов при номинальном режиме
работы золоуловителей обеспечивается в соответствии с инструкцией
завода-изготовителя или проектом.
4.3.6. Устройство и эксплуатация газоходов и золоуловителей
должны обеспечить равномерное распределение газов между отдельными
секциями золоуловителя и внутри каждой секции.
4.3.7. Отключающие устройства обводных газоходов у золоуловителей
должны быть плотными.
4.3.8. Для предотвращения конденсации водяных паров на стенках
золоулавливающих аппаратов и газоходов необходимо строго следить за
состоянием изоляции наружной поверхности золоулавливающих аппаратов и
отводящих газоходов.
4.3.9. Для предотвращения присосов воздуха в золоуловителях
золосмывные аппараты обеспечиваются гидравлическими затворами.
4.3.10. Для предупреждения образования в золоуловителе сквозных
отверстий при сжигании многозольных топлив на все изнашивающиеся
детали наносятся защитные покрытия.
4.3.11. Пол зольного помещения выполняется гладким, с уклоном к
дренажным каналам. Каналы перекрываются на уровне пола.
4.3.12. Затворы шлаковых бункеров и смотровые окна-гляделки в
шлаковых шахтах выполняются плотными.
4.3.13. При выгрузке шлака и золы из бункеров принимаются меры
для защиты от запыления и загрязнения окружающей территории.
4.3.14. Состояние золоуловителей и их систем контролируется
эксплуатационным персоналом не реже одного раза в смену комиссией под
руководством лица, ответственного за технический и технологический
контроль.
Контроль присосов воздуха в золоуловители котла организуется не
реже одного раза в месяц.
Выявленные неплотности в корпусах золоуловителей, дефекты их
внутреннего оборудования и систем устраняются, если нет необходимости
останавливать оборудование, в 3-дневный срок.
4.3.15. При останове котла на 3 суток и более золоуловители
осматриваются и очищаются от отложений.
4.3.16. Эксплуатационные испытания золоуловителей выполняются при
вводе их в эксплуатацию из монтажа, а также после капитального ремонта
или реконструкции.
Для проведения эксплуатационных испытаний золоуловители
оборудуются штуцерами, лючками и другими приспособлениями, а также
стационарными площадками для обслуживания используемых при испытаниях
приборов.
4.3.17. Капитальные и текущие ремонты золоуловителей выполняются
в период капитального и текущего ремонта котла.
4.3.18. Изменение конструкции либо модернизация золоуловителей
разрешается только после согласования с организацией-разработчиком
золоулавливающей установки.
5. Теплогенерирующие энергоустановки
5.1. Вспомогательное оборудование котельных установок
(дымососы, насосы, вентиляторы, деаэраторы,
питательные баки, конденсатные баки,
сепараторы и т.п.)
5.1.1. Для питания котлов водой допускается применение
центробежных и поршневых насосов с электрическим, паровым или ручным
приводом.
5.1.2. На корпусе каждого насоса прикрепляется табличка, в
которой указываются следующие данные:
- наименование завода-изготовителя;
- год изготовления и заводской номер;
- номер по схеме котельной;
- номинальная производительность при номинальной температуре
воды;
- частота вращения рабочего колеса центробежных насосов или число
ходов поршня для поршневых насосов;
- максимальный напор при номинальной производительности;
- номинальная температура перекачиваемой среды перед насосом.
5.1.3. Деаэраторы атмосферного и вакуумного типа оборудуются
гидрозатворами и охладителями выпара.
5.1.4. Деаэраторный бак-аккумулятор оборудуется
предохранительными клапанами, не менее двух, для избежания повышения
давления, кроме того, гидравлическим затвором высотой не менее 3,5 - 4
м и диаметром 70 мм на случай образования разрежения.
На деаэраторном баке устанавливаются водоуказательное стекло с
тремя кранами (паровым, водяным и продувочным), регулятор уровня воды
в баке, регулятор давления, контрольно-измерительные приборы,
автоматизация регулирования уровня воды.
Для предотвращения вспенивания воды деаэратор устанавливается на
высоте не менее 7 м над насосом.
5.1.5. При принудительной циркуляции воды в системе отопления в
котельной должно быть не менее двух сетевых насосов, один из которых
резервный.
5.1.6. Допускается не устанавливать резервный насос при четырех
рабочих сетевых насосах в одной группе.
5.1.7. Количество и производительность сетевых и подпиточных
насосов должны обеспечивать нормальную работу систем теплопотребления.
5.1.8. Для подпитки системы без расширительного сосуда в
котельной устанавливается не менее двух насосов с электрическим
приводом; подпиточные насосы должны автоматически поддерживать
давление в системе.
5.1.9. Для подпитки системы отопления с расширительным сосудом в
котельной должно быть не менее двух насосов, в том числе допускается
один ручной.
5.1.10. Для подпитки водогрейных котлов с рабочим давлением до
0,4 МПа (4 кгс/см2) и общей поверхностью нагрева не более 50 м2,
работающих на систему отопления с естественной циркуляцией,
допускается применять один ручной насос.
5.1.11. Допускается подпитка системы отопления от водопровода при
условии, что напор воды в водопроводе превышает статическое давление в
нижней точке системы не менее, чем на 0,1 МПа (1 кгс/см2) после
химводоподготовки. В этом случае на водопроводе в непосредственной
близости от котлов устанавливаются: запорный вентиль, обратный клапан
и манометр.
5.1.12. Установка для подпитки тепловых сетей должна обеспечивать
их подпитку химически очищенной деаэрированной водой в рабочем режиме
и аварийную подпитку.
5.1.13. Подпитка водогрейных котлов, работающих на систему
отопления с принудительной циркуляцией, производится в трубопровод на
всасывании сетевых насосов системы отопления, а при естественной
циркуляции в обратный трубопровод системы отопления на расстоянии не
менее 3 м от запорного устройства котла.
5.1.14. Подпиточно-сбросные устройства должны поддерживать
заданное давление на всасывающей стороне сетевых насосов при рабочем
режиме тепловых сетей и останове сетевых насосов. Должна быть
предусмотрена защита обратных трубопроводов от внезапного повышения
давления.
5.1.15. Для предотвращения кавитации давление среды во
всасывающем патрубке насоса должно быть не ниже допустимого по
инструкции завода-изготовителя и подлежит периодическому контролю.
5.1.16. При работе насосов, дымососов, вентиляторов и
аналогичного оборудования температура подшипников не должна превышать
более чем на 40 - 50 град. С температуру окружающего воздуха и во всех
случаях не быть выше 70 град. С. Пуск в работу этого оборудования при
неисправных системах охлаждения подшипников, предусмотренных проектом
или инструкцией завода-изготовителя, не допускается.
5.1.17. Смена смазки подшипников и промывка их корпусов
производится через 10 - 15 суток в первый месяц работы оборудования и
в дальнейшем - через 30 - 40 суток.
5.1.18. Вращающиеся агрегаты котельных (насосы, дымососы,
вентиляторы и др.) проходят вибродиагностический контроль при вводе в
эксплуатацию из монтажа, перед выводом в ремонт и после капитального
ремонта, а также в процессе эксплуатации (мониторинг).
5.1.19. Нормальное вибросостояние тягодутьевых машин насосов,
двигателей в установившемся режиме не должно превышать 4,5 мм/с по
среднеквадратическому значению (СКЗ) виброскорости в диапазоне частот
от 10 до 1000 Гц.
Агрегаты с оборотами 1500 об/мин. и ниже дополнительно должны не
превышать удвоенной амплитуды колебаний подшипников (размах
виброперемещений) по следующим значениям: 1500 об/мин. - 60 мкм, 750
об/мин. и менее - 90 мкм.
При повышенных значениях вибрации агрегат подлежит отключению.
5.1.20. Всасывающие отверстия дутьевых вентиляторов или их
заборных коробов защищаются сеткой.
5.1.21. Резервные питательные насосы находятся в постоянной
пусковой готовности и опробываются не реже одного раза в смену.
5.1.22. При эксплуатации двух и более параллельно работающих
деаэраторов задвижки на уравнительных линиях по паровому и водяному
пространству баков-деаэраторов находятся в открытом положении.
5.2. Трубопроводы и арматура
5.2.1. Руководитель организации назначает лиц, ответственных за
исправное состояние и безопасную эксплуатацию трубопроводов из числа
инженерно-технических работников (начальников цехов и служб),
прошедших проверку знаний правил устройства и безопасной эксплуатации
трубопроводов пара и горячей воды, настоящих Правил и другой
отраслевой нормативной документации (инструкций, противоаварийных
циркуляров и т.п.).
5.2.2. В организации составляются перечни трубопроводов,
подлежащих регистрации в органах Госгортехнадзора России и учету на
предприятии. В перечнях указываются лица, ответственные за исправное
состояние и безопасную эксплуатацию трубопроводов. На каждый
трубопровод заводится паспорт по установленной форме.
5.2.3. Арматура должна использоваться строго в соответствии с ее
функциональным назначением. Использование запорной арматуры в качестве
регулирующей не допускается. Арматура условным диаметром 50 мм и более
должна иметь паспорта установленной формы.
5.2.4. Схема трубопроводов и их эксплуатация должны исключить
возникновение дополнительных внутренних напряжений элементов
трубопроводов, связанных с их температурным удлинением или другими
внешними усилиями, превышающими расчетные.
5.2.5. После капитального ремонта, а также ремонтов, связанных с
вырезкой и переваркой участков трубопровода, заменой арматуры и
тепловой изоляции, перед включением оборудования в работу проверяются:
- исправность неподвижных и подвижных опор и пружинных креплений;
- размер затяжки пружин подвесок и опор в холодном состоянии;
- исправность индикаторов тепловых перемещений;
- возможность свободного перемещения трубопроводов при их
прогреве;
- состояние дренажей и воздушников, предохранительных устройств;
- легкость хода подвижных частей арматуры;
- соответствие сигнализации крайних положений запорной арматуры
("открыто" - "закрыто") на щитах управления ее фактическому положению;
- исправность тепловой изоляции.
Также проводятся гидравлические испытания с целью проверки
прочности и плотности отремонтированного участка со всеми элементами и
арматурой пробным давлением. Результаты испытаний вносятся в паспорт.
Арматура и фасонные детали трубопроводов должны подвергаться
гидравлическому испытанию пробным давлением в соответствии с
действующим стандартом.
Минимальная величина пробного давления при гидравлическом
испытании должна составлять 1,25 рабочего давления, но не менее 0,2
МПа (2 кгс/см2).
Максимальная величина пробного давления устанавливается расчетом
на прочность по нормативно-технической документации, согласованной с
Госгортехнадзором России.
Величину пробного давления выбирает предприятие-изготовитель
(проектная организация) в пределах между минимальным и максимальным
значениями.
5.2.6. Система дренажей должна обеспечивать полное удаление влаги
при прогреве, остывании и опорожнении трубопроводов, для чего
последние должны иметь уклон горизонтальных участков не менее 0,004.
5.2.7. При прокладке дренажных линий должно быть учтено
направление тепловых перемещений во избежание защемления
трубопроводов.
5.2.8. При объединении дренажных линий нескольких трубопроводов
на каждом из них устанавливается запорная арматура.
5.2.9. Арматура должна иметь надписи, определяющие ее назначение,
быть занумерованной по технологической схеме трубопроводов, а также
иметь указатели направления вращения штурвалов.
5.2.10. Регулирующие клапаны оборудуются указателями степени
открытия регулирующего органа, а запорная арматура - указателями
"открыто" и "закрыто". Арматура должна быть доступна для обслуживания.
5.2.11. В местах установки арматуры и индикаторов тепловых
перемещений паропроводов устанавливаются площадки обслуживания.
5.2.12. Ремонт трубопроводов и арматуры выполняется одновременно
с ремонтом соответствующей тепловой энергоустановки.
5.2.13. Тепловая изоляция фланцевых соединений, арматуры и
участков трубопроводов, подвергающихся периодическому контролю
(сварные соединения и т.п.), должна быть съемной.
5.2.14. Тепловая изоляция трубопроводов, расположенных на
открытом воздухе, вблизи масляных баков, маслопроводов,
мазутопроводов, оснащается покрытием для предохранения ее от
пропитывания влагой или нефтепродуктами.
5.2.15. Для тепловой изоляции применяются материалы, не
вызывающие коррозии металла трубопроводов.
5.3. Паровые и водогрейные котельные установки
5.3.1. Общий порядок, последовательность и условия выполнения
основных технологических операций, обеспечивающих безаварийную и
экологически безопасную эксплуатацию тепловых энергоустановок,
устанавливается инструкциями по эксплуатации, противоаварийной
инструкцией, утвержденными техническим руководителем организации, с
учетом инструкций заводов-изготовителей и настоящих Правил.
5.3.2. При эксплуатации котлов, водоподогревателей и
утилизационных теплообменников обеспечивается:
- надежность и безопасность работы;
- возможность достижения номинальной производительности,
параметров и качества пара и воды;
- экономичный режим работы, установленный на основании испытаний
и заводских инструкций;
- регулировочный диапазон нагрузок, определенный для каждого типа
тепловой энергоустановки, а для котлов - и вида сжигаемого топлива;
- минимально допустимые нагрузки;
- минимальное загрязнение окружающей среды.
5.3.3. При вводе в эксплуатацию новых, модернизируемых и
реконструируемых действующих котельных установок, при переводе на
другой вид топлива проводятся пусконаладочные работы по котлам,
вспомогательному оборудованию, устройствам и системам, обеспечивающим
надежную и экономичную работу котельных.
5.3.4. В процессе пусконаладочных испытаний и на их основе
устанавливается режим работы котлов и другого оборудования котельной
установки и разрабатываются режимные карты.
Режимные карты по эксплуатации котлов, утвержденные техническим
руководителем организации, должны находиться на щитах управления.
5.3.5. Котлы и другое оборудование котельных оборудуются
необходимыми приборами и приспособлениями для проведения
пусконаладочных работ и режимных испытаний.
5.3.6. Режим работы котла ведется строго по режимной карте,
составленной на основе испытаний оборудования и инструкции по монтажу
и эксплуатации завода-изготовителя. При реконструкции котла и
изменении марки или качества топлива проводятся новые
режимно-наладочные испытания с выдачей режимных карт.
В объем режимно-наладочных испытаний входят: подготовительные
работы; экспериментальные работы; балансовые испытания с выдачей
режимных карт.
5.3.7. Режимно-наладочные испытания проводятся не реже одного
раза в 5 лет для котлов на твердом и жидком топливе и не реже одного
раза в 3 года для котлов на газообразном топливе. Для последних, при
стабильной работе, периодичность может быть увеличена по согласованию
с органом государственного энергетического надзора.
5.3.8. Растопка и остановка котла может производиться только по
указанию ответственного лица с соответствующей записью об этом в
оперативном журнале по утвержденной программе в соответствии с
рекомендациями завода-изготовителя. О времени растопки уведомляется
весь персонал смены.
5.3.9. При наличии признаков загазованности помещения котельной
включение электрооборудования, растопка котла, а также использование
открытого огня не допускается.
5.3.10. Если котел растапливается вновь после ремонта, монтажа
или реконструкции, перед закрытием люков и лазов необходимо:
- убедиться, что внутри котла, в газоходах и в топке нет людей и
посторонних предметов;
- проверить, нет ли заглушек у предохранительных клапанов и на
трубопроводах, подведенных к котлу;
- проверить, очищены ли от накипи отверстия для присоединения
арматуры и контрольно-измерительных приборов;
- проверить состояние обмуровки котла, при наличии трещин
заделать их огнеупорным глиняным раствором;
- проверить наличие, исправность и готовность к включению
вспомогательного оборудования, контрольно-измерительных приборов,
средств дистанционного управления арматурой и механизмами,
авторегуляторов, устройств защиты, блокировок и средств оперативной
связи. При неисправности блокировок и устройств защиты, действующих на
останов котла, пуск его не допускается;
- при невозможности проверки исполнительных органов в связи с
тепловым состоянием агрегата проверка защиты осуществляется без
воздействия на исполнительные органы;
- проверить наличие необходимого давления в питающей
(водопроводной) магистрали по прибору;
- проверить путем кратковременного пуска исправность всех
питательных, сетевых и других насосов.
5.3.11. После закрытия люков и лазов необходимо проверить:
- у паровых котлов - заполнение водой котла до низшего уровня по
водоуказательному стеклу, а также заполнение водой предохранительного
(выкидного) устройства до уровня установленного на нем контрольного
крана. Пуск котла при неисправных предохранительных устройствах или
при наличии между ними и котлом запорных приспособлений не
допускается;
- у водогрейных котлов - заполнение водой котла и системы
отопления по выходу воды из сигнальной трубки расширительного бака по
манометру на котле и системе отопления и горячего водоснабжения.
5.3.12. При растопках и остановах котлов организовывается
контроль за температурным режимом барабана. Скорость прогрева и
охлаждения нижней образующей барабана и перепад температур между
верхней и нижней образующими барабана не должны превышать значений,
установленных заводской инструкцией. На всех типах котлов ускоренное
расхолаживание не допускается.
5.3.13. В процессе растопки котла из холодного состояния после
капитального ремонта, но не реже 1 раза в год, проверяется по реперам
тепловое перемещение экранов, барабанов и коллекторов.
5.3.14. При работе котла верхний предельный уровень воды не
должен превышать уровень, установленный заводом-изготовителем или
скорректированный на основе пусконаладочных испытаний. Нижний уровень
не должен быть ниже установленного заводом-изготовителем.
5.3.15. Котлы перед растопкой заполняются деаэрированной
химически очищенной водой. При отсутствии в котельной деаэрационной
установки допускается заполнять чугунные котлы химически очищенной
водой.
5.3.16. Расход сетевой воды перед растопкой водогрейного котла
устанавливается и поддерживается в дальнейшей работе не ниже
минимально допустимого, определяемого заводом-изготовителем для
каждого типа котла.
5.3.17. Мазутные форсунки перед установкой на место испытываются
на водяном стенде для проверки их производительности, качества
распыливания и угла раскрытия факела. Разница в номинальной
производительности отдельных форсунок в комплекте, устанавливаемом на
мазутный котел, должна быть не более 1,5%. Работа мазутных форсунок
без организованного подвода в них воздуха не допускается.
5.3.18. При эксплуатации форсунок и паромазутопроводов
выполняются условия, исключающие попадание мазута в паропровод.
5.3.19. Включение котла в общий паропровод проводится после
дренирования и прогрева соединительного паропровода. Давление пара за
котлом при включении должно быть равно давлению в общем паропроводе.
5.3.20. При работе котлов на твердом или газообразном топливе,
когда мазут является резервным или растопочным топливом, схемы
мазутохозяйства и мазутопроводов должны быть в состоянии,
обеспечивающем немедленную подачу мазута к котлам.
5.3.21. При разрыве мазутопровода или газопровода в пределах
котельной или сильных утечках мазута (газа) принимаются все меры для
предотвращения истечения топлива через поврежденные участки вплоть до
отключения мазутонасосной и закрытия запорной арматуры на
газорегуляторных пунктах, а также для предупреждения пожара или
взрыва.
5.3.22. Топка и весь газовый тракт котлов должны быть плотными.
5.3.23. Допустимые присосы в элементы газового тракта
регламентируются заводом-изготовителем.
5.3.24. Плотность ограждающих поверхностей котла и газоходов
контролируется путем осмотра и инструментального определения присосов
воздуха один раз в месяц. Присосы в топку определяются не реже одного
раза в год, а также до и после капитального ремонта. Неплотности топки
и газоходов котла должны быть устранены.
5.3.25. Предохранительные клапаны должны иметь табличку с
указанием:
- давления срабатывания клапана;
- срока проведения испытания;
- срока следующего проведения испытания.
5.3.26. Эксплуатация котлов с недействующим предохранительным
устройством не допускается.
5.3.27. Эксплуатация котлов, в конструкции которых предусмотрены
технические мероприятия для повышения коэффициента полезного действия
и снижения вредных выбросов в атмосферу (экономайзер,
воздухоподогреватель, возврат уноса, острое дутье и др.) без
использования этих технических мероприятий не допускается.
5.3.28. При обнаружении свищей и трещин в питательных
трубопроводах, паропроводах пара, а также в их арматуре аварийный
участок отключается.
5.3.29. Если при отключении невозможно резервировать аварийный
участок, то оборудование, связанное с этим участком, останавливается.
5.3.30. На установках со стальными водогрейными котлами,
работающими в базовом режиме при основном или резервном топливе -
мазуте с приведенным содержанием серы 0,2% и более, для борьбы с
интенсивной низкотемпературной сернокислотной коррозией поверхностей
нагрева котлов руководствоваться инструкцией завода-изготовителя.
5.3.31. Работа котла при камерном сжигании топлива без
постоянного надзора персонала допускается при наличии автоматики,
обеспечивающей:
- контроль и ведение режима работы с удаленного диспетчерского
пульта управления;
- останов котла при нарушениях режима, способных вызвать
повреждение котла с одновременной сигнализацией на удаленный
диспетчерский пульт управления.
При этом необходимо организовать круглосуточное дежурство на
оперативно-диспетчерском пульте.
5.3.32. В котельных, работающих без постоянного обслуживающего
персонала, на диспетчерский пункт должны выноситься сигналы (световые
и звуковые):
- неисправности оборудования, при этом в котельной фиксируется
причина вызова;
- сигнал срабатывания главного быстродействующего запорного
клапана топливоснабжения котельной;
- загазованности помещений более 10% от нижнего предела
воспламеняемости применяемого газообразного топлива или СО;
- пожар;
- несанкционированное проникновение.
5.3.33. Спуск воды из остановленного парового котла с
естественной циркуляцией разрешается после снижения давления в нем до
атмосферного, а при наличии вальцовочных соединений - при температуре
воды не выше 80 град. С. Спускать воду из водогрейного котла
разрешается после охлаждения воды в нем до температуры, равной
температуре воды в обратном трубопроводе, но не выше 70 град. С.
5.3.34. Оставлять котлы без надзора до полного прекращения
горения в топке, удаления из нее остатков топлива и снижения давления
до нуля не допускается.
5.3.35. При ремонте или длительном останове котла, а также при
останове отопительной котельной на летнее время газопроводы котла
(котельной) должны быть отключены и продуты, а после запорных
устройств установлены заглушки.
5.3.36. Перед пуском котла после ремонта или длительного
нахождения в резерве (более 3-х суток) проверяются исправность и
готовность к включению вспомогательного оборудования,
контрольно-измерительных приборов, средств дистанционного управления
арматурой и механизмами, авторегуляторов, устройств защиты, блокировок
и средств оперативной связи.
5.3.37. По окончании отопительного сезона или при останове
водогрейные котлы и теплосети консервируются. Способы консервации
выбираются специализированной наладочной организацией, исходя из
местных условий, на основе рекомендаций действующих методических
указаний по консервации теплоэнергетического оборудования и вносятся в
инструкцию по консервации, утверждаемую техническим руководителем
организации. При пуске водогрейных котлов в эксплуатацию, а также
перед началом отопительного сезона тепловые сети и внутренние системы
теплопотребления предварительно промываются.
5.3.38. Монтаж и эксплуатация вспомогательного оборудования
осуществляется в соответствии с инструкциями заводов-изготовителей по
монтажу и эксплуатации. Перед включением его в работу проверяется
исправность предохранительных клапанов, автоматических устройств,
арматуры и контрольно-измерительных приборов.
5.3.39. Деаэраторы один раз в год подвергаются внутреннему
осмотру через съемные люки, а при необходимости - текущему ремонту и
чистке деаэрирующих элементов.
5.3.40. Атмосферные и вакуумные деаэраторы перед включением в
работу после монтажа и ремонта, связанного с восстановлением плотности
деаэратора, а также по мере необходимости подвергаются испытанию на
прочность и плотность избыточным давлением 0,2 МПа (2,0 кгс/см2), но
не реже, чем через каждые 8 лет.
5.3.41. Перед растопкой и после останова котла топка и газоходы,
включая рециркуляционные, должны быть провентилированы дымососами,
дутьевыми вентиляторами и дымососами рециркуляции при открытых шиберах
газовоздушного тракта не менее 10 минут с расходом воздуха не менее
25% от номинального.
5.3.42. В водогрейных котлах, трубопроводах и вспомогательном
оборудовании насосно-подогревательной установки при расчетном расходе
сетевой воды по данным испытаний устанавливаются потери напора для
последующего контроля в процессе эксплуатации.
5.3.43. Гидравлические испытания проводятся на вновь
смонтированных установках, после проведения ремонта, а также
периодически не реже одного раза в 3 года.
Минимальное значение пробного давления при гидравлическом
испытании для котлов, пароперегревателей, экономайзеров, а также
трубопроводов в пределах котла принимается:
- при рабочем давлении не более 0,5 МПа (5 кгс/см2) минимальное
значение пробного давления принимается 1,5 рабочего, но не менее 0,2
МПа (2 кгс/см2);
- при рабочем давлении более 0,5 МПа (5 кгс/см2) минимальное
значение пробного давления принимается 1,25 рабочего, но не менее
рабочего плюс 0,3 МПа (3 кгс/см2);
- при проведении гидравлического испытания барабанных котлов, а
также их пароперегревателей и экономайзеров за рабочее давление
принимается давление в барабане котла, а для безбарабанных и
прямоточных котлов с принудительной циркуляцией - давление питательной
воды на входе в котел, установленное конструкторской документацией.
Максимальное значение пробного давления устанавливается расчетами
на прочность по нормативно-технической документации, согласованной с
Госгортехнадзором России.
Вновь смонтированные паровые и водогрейные котлы до ввода в
эксплуатацию должны быть подвергнуты гидравлическому испытанию на
прочность и плотность в соответствии с требованиями, установленными
Госгортехнадзором России.
5.3.44. Давление воды при испытании контролируется двумя
манометрами, из которых один с классом точности не ниже 1,5.
5.3.45. Гидравлическое испытание должно проводиться водой
температурой не ниже 5 и не выше 40 град. С. В случаях, когда это
необходимо по условиям характеристик металла, верхний предел
температуры воды может быть увеличен до 80 град. С в соответствии с
рекомендацией специализированной научно-исследовательской организации.
5.3.46. Время выдержки под пробным давлением составляет не менее
10 минут.
5.3.47. После снижения пробного давления до рабочего производится
тщательный осмотр всех элементов энергоустановки, сварных швов по всей
их длине.
5.3.48. Водяной или паровой тракт считается выдержавшим испытание
на прочность и плотность, если не обнаружено:
- признаков разрыва;
- течи, слезок и потения на основном металле и в сварных
соединениях;
- остаточных деформаций.
В развальцованных и разъемных соединениях допускается появление
отдельных капель, которые при выдержке времени не увеличиваются в
размерах.
5.3.49. При эксплуатации трубопроводов и арматуры контролируются:
- величины тепловых перемещений трубопроводов и их соответствие
расчетным значениям по показаниям индикаторов; наличие защемления и
повышенной вибрации трубопроводов;
- плотность предохранительных устройств, арматуры и фланцевых
соединений;
- температурный режим работы металла при пусках и остановах;
- степень затяжки пружин подвесок опор в рабочем и холодном
состоянии - не реже одного раза в 2 года;
- герметичность сальниковых уплотнений арматуры;
- соответствие показаний указателей положения регулирующей
арматуры на щитах управления ее фактическому положению;
- наличие смазки подшипников, узлов приводных механизмов,
редукторов электроприводов арматуры.
5.3.50. Регулирование температуры воды на выходе из сетевых
подогревателей и на выводах тепловой сети должно быть равномерным со
скоростью, не превышающей 30 град. С в 1 час.
5.3.51. Подачу греющей среды в корпусы теплообменных аппаратов
следует осуществлять после установления циркуляции нагреваемой среды в
теплообменном аппарате.
5.3.52. Устройства контроля, авторегулирования и защиты постоянно
находятся в рабочем состоянии, периодически в соответствии с
требованиями завода-изготовителя выполняются регламентные работы.
5.3.53. Средства технологических защит (первичные измерительные
преобразователи, измерительные приборы, сборки зажимов, ключи и
переключатели, запорная арматура импульсных линий и др.) должны иметь
внешние отличительные признаки (красный цвет и др.). На панелях защит
с обеих сторон на установленной на них аппаратуре должны быть надписи,
указывающие их назначение.
5.3.54. Исполнительные органы защит и устройств автоматического
включения резерва технологического оборудования проверяются персоналом
котельной и персоналом, обслуживающим эти средства, перед пуском
оборудования после его простоя более 3 суток или если во время
останова на срок менее 3 суток проводились ремонтные работы в цепях
защит.
5.3.55. При невозможности проверки исполнительных органов в связи
с тепловым состоянием агрегата проверка защиты осуществляется без
воздействия на исполнительные органы.
5.3.56. На шкалах приборов должны быть отметки уставок
срабатывания защит.
5.3.57. Значения уставок и выдержек времени срабатывания
технологических защит определяются заводом-изготовителем. В случае
реконструкции оборудования или отсутствия данных заводов-изготовителей
уставки и выдержки времени устанавливаются на основании результатов
испытаний.
5.3.58. Аппаратура защиты, имеющая устройства для изменения
уставок, пломбируется (кроме регистрирующих приборов). Пломбы
разрешается снимать только работникам, обслуживающим устройство
защиты, с записью об этом в оперативном журнале.
5.3.59. Снятие пломб разрешается только при отключенных
устройствах защиты.
5.3.60. Технологические защиты, действующие на отключение
оборудования, снабжаются устройствами, фиксирующими первопричину их
срабатывания, и находятся в эксплуатации в течение всего времени
работы защищаемого оборудования.
5.3.61. Ввод в эксплуатацию технологических защит после монтажа
или реконструкции выполняется по указанию лица, ответственного за
исправное состояние и безопасную эксплуатацию тепловых энергоустановок
с записью в журнал.
5.3.62. Все случаи срабатывания защит, а также их аварий и
инцидентов учитываются и анализируются причины неисправностей.
5.3.63. В котельной необходимо вести документацию в объеме
требований настоящих Правил. При этом в обязательном порядке в
оперативный журнал записываются:
- сдача, приемка смены;
- характеристика состояния оборудования;
- все переключения в схемах оборудования, должность и фамилия
лица, давшего распоряжение на переключение (за исключением случаев
аварийной остановки при срабатывании технологических защит, в этом
случае делается запись о первопричине срабатывания защиты).
5.3.64. Для записей параметров работы котлов и котельного
оборудования (водоуказательных приборов, сигнализаторов предельных
уровней воды, манометров, предохранительных клапанов, питательных
устройств, средств автоматики), а также о продолжительности продувки
котлов используется суточная ведомость или журнал режимов работы
оборудования.
5.3.65. Проверка водоуказательных приборов продувкой и сверка
показаний сниженных указателей уровня воды с водоуказательными
приборами прямого действия осуществляются не реже одного раза в смену,
с записью в оперативном журнале.
5.3.66. Проверку исправности действия предохранительных клапанов
их кратковременным "подрывом" производят при каждом пуске котла в
работу и периодически 1 раз в смену. Работа котлов и
водоподогревателей с неисправными или неотрегулированными
предохранительными клапанами не допускается.
5.3.67. Котел немедленно останавливается и отключается действием
защит или персоналом в случаях, предусмотренных производственной
инструкцией, и в частности в случаях:
- обнаружения неисправности предохранительных клапанов;
- если давление в барабане котла поднялось выше разрешенного на
10% и продолжает расти;
- снижения уровня воды ниже низшего допустимого уровня;
- повышения уровня воды выше высшего допустимого уровня;
- прекращения действия всех питательных насосов;
- прекращения действия всех указателей уровня воды прямого
действия;
- если в основных элементах котла (барабане, коллекторе,
паросборной камере, пароводоперепускных и водоспускных трубах, паровых
и питательных трубопроводах, жаровой трубе, огневой коробке, кожухе
топки, трубной решетке, внешнем сепараторе, арматуре) будут обнаружены
трещины, выпучины, пропуски в их сварных швах, обрыв анкерного болта
или связи;
- погасания факелов в топке при камерном сжигании топлива;
- снижения расхода воды через водогрейный котел ниже минимально
допустимого значения;
- снижения давления воды в тракте водогрейного котла ниже
допустимого;
- повышения температуры воды на выходе из водогрейного котла до
значения на 20 град. С ниже температуры насыщения, соответствующей
рабочему давлению воды в выходном коллекторе котла;
- неисправности автоматики безопасности или аварийной
сигнализации, включая исчезновение напряжения на этих устройствах;
- возникновения в котельной пожара, угрожающего обслуживающему
персоналу или котлу;
- несрабатывания технологических защит, действующих на останов
котла;
- разрыва газопровода котла;
- взрыва в топке, взрыва или загорания горючих отложений в
газоходах, разогрева докрасна несущих балок каркаса котла;
- обрушения обмуровки, а также других повреждениях, угрожающих
персоналу или оборудованию.
5.3.68. Порядок аварийной остановки котла указывается в
производственной инструкции. Причины аварийной остановки котла и
принятые меры по их устранению записываются в сменном журнале.
5.4. Тепловые насосы
5.4.1. Тепловые насосы, предназначенные для выработки тепловой
энергии с использованием низкопотенциального тепла, должны
удовлетворять требованиям действующих нормативно-технических
документов и настоящих Правил.
5.4.2. Применение тепловых насосов целесообразно в качестве
двухцелевых установок, одновременно производящих искусственный холод и
тепловую энергию для целей теплоснабжения.
5.4.3. Резервирование тепловых насосов определяется требованиями
надежности к источнику теплоты.
5.4.4. Систему теплоснабжения на основе тепловых насосов следует,
как правило, проектировать из двух или большего числа машин или
установок охлаждения; допускается проектировать одну машину или одну
установку охлаждения с регулируемой мощностью.
5.4.5. Тепловые насосы поставляются в полной заводской готовности
согласно комплекту поставки (компрессоры, трубопроводы,
теплообменники, предохранительные клапаны, средства автоматики и т.п.)
и монтируются специализированной подрядной организацией, имеющей
разрешение и сертификат завода-изготовителя.
5.4.6. Материалы частей оборудования, подвергающиеся действию
низких температур, не должны иметь необратимых структурных изменений и
должны сохранять необходимую прочность при этих температурах.
5.4.7. Помещения для установки тепловых насосов и тепловые насосы
по взрывопожарной и пожарной опасности по степени защиты от поражения
электрическим током должны соответствовать установленным требованиям.
5.4.8. Эксплуатация теплового насоса с неисправными защитами,
действующими на останов, не допускается. Помещения оборудования
низкотемпературного источника теплоты с температурой 0 град. С и ниже
оборудуются системой светозвуковой сигнализации "человек в камере",
сигнал от которой должен поступать на пульт в помещение оперативного
персонала.
5.4.9. Особенности эксплуатации теплового насоса определяются
нормативно-технической документацией завода-изготовителя, проектом,
требованиями, установленными Госгортехнадзором России и настоящими
Правилами, что отражается в инструкции по эксплуатации.
5.4.10. Техническое освидетельствование установок (внешний,
внутренний осмотр, испытания на прочность и плотность) производить до
пуска в работу и периодически в процессе эксплуатации. Все результаты
освидетельствования заносятся в паспорта оборудования.
5.5. Теплогенераторы
5.5.1. Теплогенераторы предназначаются для инфракрасного или
воздушного отопления и вентиляции зданий различного назначения.
5.5.2. Теплогенераторы, использующие в качестве топлива природный
газ, проектируются, монтируются, испытываются и эксплуатируются в
соответствии с установленными правилами.
5.5.3. Теплогенераторы, потребляющие электроэнергию, выполняются
в соответствии с правилами устройства электроустановок, а их
эксплуатация должна быть организована в соответствии с правилами
эксплуатации электроустановок потребителей.
5.5.4. Теплогенераторы, использующие дизельное топливо,
проектируются, монтируются, испытываются и эксплуатируются в
соответствии с требованиями по взрывобезопасности при сжигании жидкого
топлива.
5.5.5. Теплогенераторы оснащаются необходимыми средствами
автоматики и защиты.
5.5.6. Особенности эксплуатации каждого конкретного
теплогенератора определяются нормативно-технической документацией
завода-изготовителя, проектом на энергоустановку, что отражается в
эксплуатационной инструкции, а также настоящими Правилами.
5.6. Нетрадиционные теплогенерирующие энергоустановки
5.6.1. К нетрадиционным теплогенерирующим энергоустановкам
относятся энергоустановки, использующие энергию альтернативных видов
топлива (биомассы, биогаза, генераторного газа и др.) и возобновляемых
источников энергии (энергию солнца, ветра, теплоты земли и другие), а
также редко применяемые виды энергии или вторичные технологические
энергоносители.
5.6.2. Особенности эксплуатации каждой конкретной
теплогенерирующей энергоустановки определяются нормативно-технической
документацией завода-изготовителя, проектом на энергоустановку, что
отражается в эксплуатационной инструкции, а также настоящими
Правилами.
5.6.3. При проектировании нетрадиционных теплогенерирующих
энергоустановок следует предусматривать необходимые системы
(химводоподготовка, автоматика безопасности, регулирования, блокировки
и сигнализации) и выполнение природоохранных мероприятий,
предусмотренных настоящими Правилами и другими нормативно-техническими
документами.
6. Тепловые сети
6.1. Технические требования
6.1.1. Способ прокладки новых тепловых сетей, строительные
конструкции, тепловая изоляция должны соответствовать требованиям
действующих строительных норм и правил и других нормативно-технических
документов. Выбор диаметров трубопроводов осуществляется в
соответствии с технико-экономическим обоснованием.
6.1.2. Трубопроводы тепловых сетей и горячего водоснабжения при
4-трубной прокладке следует, как правило, располагать в одном канале с
выполнением раздельной тепловой изоляции каждого трубопровода.
6.1.3. Уклон трубопроводов тепловых сетей следует предусматривать
не менее 0,002 независимо от направления движения теплоносителя и
способа прокладки теплопроводов. Трассировка трубопроводов должна
исключать образование застойных зон и обеспечивать возможность полного
дренирования.
Уклон тепловых сетей к отдельным зданиям при подземной прокладке
принимается от здания к ближайшей камере. На отдельных участках (при
пересечении коммуникаций, прокладке по мостам и т.п.) допускается
прокладывать тепловые сети без уклона.
6.1.4. В местах пересечения тепловых сетей при их подземной
прокладке в каналах или тоннелях с газопроводами предусматриваются на
тепловых сетях на расстоянии не более 15 м по обе стороны от
газопровода устройства для отбора проб на утечку.
Прохождение газопроводов через строительные конструкции камер,
непроходных каналов и ниш тепловых сетей не допускается.
6.1.5. При пересечении тепловыми сетями действующих сетей
водопровода и канализации, расположенных над трубопроводами тепловых
сетей, а также при пересечении газопроводов следует выполнять
устройство футляров на трубопроводах водопровода, канализации и газа
на длине 2 м по обе стороны от пересечения (в свету).
6.1.6. На вводах трубопроводов тепловых сетей в здания необходимо
предусматривать устройства, предотвращающие проникновение воды и газа
в здания.
6.1.7. В местах пересечения надземных тепловых сетей с
высоковольтными линиями электропередачи необходимо выполнить
заземление (с сопротивлением заземляющих устройств не более 10 Ом)
всех электропроводящих элементов тепловых сетей, расположенных на
расстоянии по 5 м в каждую сторону от оси проекции края конструкции
воздушной линии электропередачи на поверхность земли.
6.1.8. В местах прокладки теплопроводов возведение строений,
складирование, посадка деревьев и многолетних кустарников не
допускается. Расстояние от проекции на поверхность земли края
строительной конструкции тепловой сети до сооружений определяется в
соответствии со строительными нормами и правилами.
6.1.9. Материалы труб, арматуры, опор, компенсаторов и других
элементов трубопроводов тепловых сетей, а также методы их
изготовления, ремонта и контроля должны соответствовать требованиям,
установленным Госгортехнадзором России.
6.1.10. Для трубопроводов тепловых сетей и тепловых пунктов при
температуре воды 115 град. С и ниже, при давлении до 1,6 МПа
включительно допускается применять неметаллические трубы, если их
качество удовлетворяет санитарным требованиям и соответствует
параметрам теплоносителя.
6.1.11. Проверке неразрушающими методами контроля подвергаются
сварные соединения трубопроводов в соответствии с объемами и
требованиями, установленными Госгортехнадзором России.
6.1.12. Неразрушающим методам контроля следует подвергать 100%
сварных соединений трубопроводов тепловых сетей, прокладываемых в
непроходных каналах под проезжей частью дорог, в футлярах, тоннелях
или технических коридорах совместно с другими инженерными
коммуникациями, а также при пересечениях:
- железных дорог и трамвайных путей - на расстоянии не менее 4 м,
электрифицированных железных дорог - не менее 11 м от оси крайнего
пути;
- железных дорог общей сети - на расстоянии не менее 3 м от
ближайшего сооружения земляного полотна;
- автодорог - на расстоянии не менее 2 м от края проезжей части,
укрепленной полосы обочины или подошвы насыпи;
- метрополитена - на расстоянии не менее 8 м от сооружений;
- кабелей силовых, контрольных и связи - на расстоянии не менее 2
м;
- газопроводов - на расстоянии не менее 4 м;
- магистральных газопроводов и нефтепроводов - на расстоянии не
менее 9 м;
- зданий и сооружений - на расстоянии не менее 5 м от стен и
фундаментов.
6.1.13. При контроле качества соединительного сварочного стыка
трубопровода с действующей магистралью (если между ними имеется только
одна отключающая задвижка, а также при контроле не более двух
соединений, выполненных при ремонте) испытание на прочность и
плотность может быть заменено проверкой сварного соединения двумя
видами контроля: радиационным и ультразвуковым. Для трубопроводов, на
которые не распространяются требования, установленные
Госгортехнадзором России, достаточно проведения проверки сплошности
сварных соединений с помощью магнитографического контроля.
6.1.14. Для всех трубопроводов тепловых сетей, кроме тепловых
пунктов и сетей горячего водоснабжения, не допускается применять
арматуру:
- из серого чугуна - в районах с расчетной температурой наружного
воздуха для проектирования отопления ниже минус 10 град. С;
- из ковкого чугуна - в районах с расчетной температурой
наружного воздуха для проектирования отопления ниже минус 30 град. С;
- из высокопрочного чугуна в районах с расчетной температурой
наружного воздуха для проектирования отопления ниже минус 40 град. С;
- из серого чугуна на спускных, продувочных и дренажных
устройствах во всех климатических зонах.
6.1.15. Применять запорную арматуру в качестве регулирующей не
допускается.
6.1.16. На трубопроводах тепловых сетей допускается применение
арматуры из латуни и бронзы при температуре теплоносителя не выше 250
град. С.
6.1.17. На выводах тепловых сетей от источников теплоты
устанавливается стальная арматура.
6.1.18. Установка запорной арматуры предусматривается:
- на всех трубопроводах выводов тепловых сетей от источников
теплоты независимо от параметров теплоносителей;
- на трубопроводах водяных сетей Ду 100 мм и более на расстоянии
не более 1000 м (секционирующие задвижки) с устройством перемычки
между подающим и обратным трубопроводами;
- в водяных и паровых тепловых сетях в узлах на трубопроводах
ответвлений Ду более 100 мм, а также в узлах на трубопроводах
ответвлений к отдельным зданиям независимо от диаметра трубопровода;
- на конденсатопроводах на вводе к сборному баку конденсата.
6.1.19. На водяных тепловых сетях диаметром 500 мм и более при
условном давлении 1,6 МПа (16 кгс/см2) и более, диаметром 300 мм и
более при условном давлении 2,5 МПа (25 кгс/см2) и более, на паровых
сетях диаметром 200 мм и более при условном давлении 1,6 МПа (16
кгс/см2) и более у задвижек и затворов предусматриваются обводные
трубопроводы (байпасы) с запорной арматурой.
6.1.20. Задвижки и затворы диаметром 500 мм и более оборудуются
электроприводом. При надземной прокладке тепловых сетей задвижки с
электроприводами устанавливаются в помещении или заключаются в кожухи,
защищающие арматуру и электропривод от атмосферных осадков и
исключающие доступ к ним посторонних лиц.
6.1.21. В нижних точках трубопроводов водяных тепловых сетей и
конденсатопроводов, а также секционируемых участков монтируются
штуцера с запорной арматурой для спуска воды (спускные устройства).
6.1.22. Из паропроводов тепловых сетей в нижних точках и перед
вертикальными подъемами должен осуществляться непрерывный отвод
конденсата через конденсатоотводчики.
В этих же местах, а также на прямых участках паропроводов через
400 - 500 м при попутном и через 200 - 300 м при встречном уклоне
монтируется устройство пускового дренажа паропроводов.
6.1.23. Для спуска воды из трубопроводов водяных тепловых сетей
предусматриваются сбросные колодцы с отводом воды в системы
канализации самотеком или передвижными насосами.
При отводе воды в бытовую канализацию на самотечном трубопроводе
устанавливается гидрозатвор, а в случае возможности обратного тока
воды - дополнительно отключающий (обратный) клапан.
При надземной прокладке трубопроводов по незастроенной территории
для спуска воды следует предусматривать бетонированные приямки с
отводом из них воды кюветами, лотками или трубопроводами.
6.1.24. Для отвода конденсата от постоянных дренажей паропровода
предусматривается возможность сброса конденсата в систему сбора и
возврата конденсата. Допускается его отвод в напорный
конденсатопровод, если давление в дренажном конденсатопроводе не менее
чем на 0,1 МПа (1 кгс/см2) выше, чем в напорном.
6.1.25. В высших точках трубопроводов тепловых сетей, в том числе
на каждом секционном участке, должны быть установлены штуцеры с
запорной арматурой для выпуска воздуха (воздушники).
6.1.26. В тепловых сетях должна быть обеспечена надежная
компенсация тепловых удлинений трубопроводов. Для компенсации тепловых
удлинений применяются:
- гибкие компенсаторы из труб (П-образные) с предварительной
растяжкой при монтаже;
- углы поворотов от 90 до 130 град. (самокомпенсация);
- сильфонные, линзовые, сальниковые и манжетные.
Сальниковые стальные компенсаторы допускается применять при Ру не
более 2,5 МПа и температуре не более 300 град. С для трубопроводов
диаметром 100 мм и более при подземной прокладке и надземной на низких
опорах.
6.1.27. Растяжку П-образного компенсатора следует выполнять после
окончания монтажа трубопровода, контроля качества сварных стыков
(кроме замыкающих стыков, используемых для натяжения) и закрепления
конструкций неподвижных опор.
Растяжка компенсатора производится на величину, указанную в
проекте, с учетом поправки на температуру наружного воздуха при сварке
замыкающих стыков.
Растяжку компенсатора необходимо выполнять одновременно с двух
сторон на стыках, расположенных на расстоянии не менее 20 и не более
40 диаметров трубопровода от оси симметрии компенсатора, с помощью
стяжных устройств, если другие требования не обоснованы проектом.
О проведении растяжки компенсаторов следует составить акт.
6.1.28. Для контроля параметров теплоносителя тепловая сеть
оборудуется отборными устройствами для измерения:
- температуры в подающих и обратных трубопроводах перед
секционирующими задвижками и в обратном трубопроводе ответвлений
диаметром 300 мм и более перед задвижкой по ходу воды;
- давления воды в подающих и обратных трубопроводах до и после
секционирующих задвижек и регулирующих устройств, в прямом и обратном
трубопроводах ответвлений перед задвижкой;
- давления пара в трубопроводах ответвлений перед задвижкой.
6.1.29. В контрольных точках тепловых сетей устанавливаются
местные показывающие контрольно-измерительные приборы для измерения
температуры и давления в трубопроводах.
6.1.30. Наружные поверхности трубопроводов и металлических
конструкций тепловых сетей (балки, опоры, фермы, эстакады и др.)
необходимо выполнять защищенными стойкими антикоррозионными
покрытиями.
Ввод в эксплуатацию тепловых сетей после окончания строительства
или капитального ремонта без наружного антикоррозийного покрытия труб
и металлических конструкций не допускается.
6.1.31. Для всех трубопроводов тепловых сетей, арматуры,
фланцевых соединений, компенсаторов и опор труб независимо от
температуры теплоносителя и способов прокладки следует выполнять
устройство тепловой изоляции в соответствии со строительными нормами и
правилами, определяющими требования к тепловой изоляции оборудования и
трубопроводов.
Материалы и толщина теплоизоляционных конструкций должны
определяться при проектировании из условий обеспечения нормативных
теплопотерь.
6.1.32. Допускается в местах, недоступных персоналу, при
технико-экономическом обосновании не предусматривать тепловую
изоляцию:
- при прокладке в помещениях обратных трубопроводов тепловых
сетей Ду <= 200 мм, если тепловой поток через неизолированные стенки
трубопроводов учтен в проекте систем отопления этих помещений;
- конденсатопроводов при сбросе конденсата в канализацию;
- конденсатных сетей при их совместной прокладке с паровыми
сетями в непроходных каналах.
6.1.33. Арматуру, фланцевые соединения, люки, компенсаторы
следует изолировать, если изолируется оборудование или трубопровод.
Тепловая изоляция фланцевых соединений, арматуры, участков
трубопроводов, подвергающихся периодическому контролю, а также
сальниковых, линзовых и сильфонных компенсаторов предусматривается
съемной.
Тепловые сети, проложенные вне помещений, независимо от вида
прокладки, необходимо защитить от воздействия влаги.
6.1.34. Конструкция тепловой изоляции должна исключать деформацию
и сползание теплоизоляционного слоя в процессе эксплуатации.
На вертикальных участках трубопроводов и оборудования через
каждые 1 - 2 м по высоте необходимо выполнять опорные конструкции.
6.1.35. Для трубопроводов надземной прокладки при применении
теплоизоляционных конструкций из горючих материалов следует
предусматривать вставки длиной 3 м из негорючих материалов через
каждые 100 м длины трубопровода.
6.1.36. В местах установки электрооборудования (насосные,
тепловые пункты, тоннели, камеры), а также в местах установки арматуры
с электроприводом, регуляторов и контрольно-измерительных приборов
предусматривается электрическое освещение, соответствующее правилам
устройства электроустановок.
Проходные каналы тепловых сетей оборудуются приточно-вытяжной
вентиляцией.
6.2. Эксплуатация
6.2.1. При эксплуатации систем тепловых сетей должна быть
обеспечена надежность теплоснабжения потребителей, подача
теплоносителя (воды и пара) с расходом и параметрами в соответствии с
температурным графиком и перепадом давления на вводе.
Присоединение новых потребителей к тепловым сетям
энергоснабжающей организации допускается только при наличии у
источника теплоты резерва мощности и резерва пропускной способности
магистралей тепловой сети.
6.2.2. Организация, эксплуатирующая тепловые сети, осуществляет
контроль за соблюдением потребителем заданных режимов
теплопотребления.
6.2.3. При эксплуатации тепловых сетей поддерживаются в
надлежащем состоянии пути подхода к объектам сети, а также дорожные
покрытия и планировка поверхностей над подземными сооружениями,
обеспечивается исправность ограждающих конструкций, препятствующих
доступу посторонних лиц к оборудованию и к запорно-регулирующей
арматуре.
6.2.4. Раскопка трассы трубопроводов тепловой сети или
производство работ вблизи них посторонними организациями допускается
только с разрешения организации, эксплуатирующей тепловую сеть, под
наблюдением специально назначенного ею лица.
6.2.5. В организации составляются и постоянно хранятся:
- план тепловой сети (масштабный);
- оперативная и эксплуатационная (расчетная) схемы;
- профили теплотрасс по каждой магистрали с нанесением линии
статического давления;
- перечень газоопасных камер и проходных каналов.
На план тепловой сети наносятся соседние подземные коммуникации
(газопровод, канализация, кабели), рельсовые пути электрифицированного
транспорта и тяговые подстанции в зоне не менее 15 м от проекции на
|