транспорта и тяговые подстанции в зоне не менее 15 м от проекции на
поверхность земли края строительной конструкции тепловой сети или
бесканального трубопровода по обе стороны трассы. На плане тепловой
сети систематически отмечаются места и результаты плановых шурфовок,
места аварийных повреждений, затоплений трассы и переложенные участки.
План, схемы, профили теплотрасс и перечень газоопасных камер и
каналов ежегодно корректируются в соответствии с фактическим
состоянием тепловых сетей.
Все изменения вносятся за подписью ответственного лица с
указанием его должности и даты внесения изменения.
Информация об изменениях в схемах, чертежах, перечнях и
соответствующие этому изменения в инструкциях доводятся до сведения
всех работников (с записью в журнале распоряжений), для которых
обязательно знание этих документов.
6.2.6. На планах, схемах и пьезометрических графиках обозначаются
эксплуатационные номера всех тепломагистралей, камер (узлов
ответвлений), насосных станций, узлов автоматического регулирования,
неподвижных опор, компенсаторов и других сооружений тепловой сети.
На эксплуатационных (расчетных) схемах подлежат нумерации все
присоединенные к сети системы потребителя, а на оперативных схемах,
кроме того, секционирующая и запорная арматура.
Арматура, установленная на подающем трубопроводе (паропроводе),
обозначается нечетным номером, а соответствующая ей арматура на
обратном трубопроводе (конденсатопроводе) - следующим за ним четным
номером.
6.2.7. На оперативной схеме тепловой сети отмечаются все
газоопасные камеры и проходные каналы.
Газоопасные камеры должны иметь специальные знаки, окраску люков
и содержаться под надежным запором.
Надзор за газоопасными камерами осуществляется в соответствии с
правилами безопасности в газовом хозяйстве.
6.2.8. Организация, эксплуатирующая тепловые сети
(теплоснабжающая организация), участвует в приемке после монтажа и
ремонта тепловых сетей, тепловых пунктов и теплопотребляющих
установок, принадлежащих потребителю.
Участие в технической приемке объектов потребителей заключается в
присутствии представителя теплоснабжающей организации при испытаниях
на прочность и плотность трубопроводов и оборудования тепловых
пунктов, подключенных к тепловым сетям теплоснабжающей организации, а
также систем теплопотребления, подключенных по зависимой схеме. В
организации, эксплуатирующей тепловые сети, хранятся копии актов
испытаний, исполнительная документация с указанием основной запорной и
регулирующей арматуры, воздушников и дренажей.
6.2.9. После завершения строительно-монтажных работ (при новом
строительстве, модернизации, реконструкции), капитального или текущего
ремонта с заменой участков трубопроводов трубопроводы тепловых сетей
подвергаются испытаниям на прочность и плотность.
Трубопроводы, прокладываемые в непроходных каналах или
бесканально, подлежат также предварительным испытаниям на прочность и
плотность в процессе производства работ до установки сальниковых
(сильфонных) компенсаторов, секционирующих задвижек, закрывания
каналов и засыпки трубопроводов.
6.2.10. Предварительные и приемочные испытания трубопроводов
производят водой. При необходимости в отдельных случаях допускается
выполнение предварительных испытаний пневматическим способом.
Выполнение пневматических испытаний надземных трубопроводов, а
также трубопроводов, прокладываемых в одном канале или в одной траншее
с действующими инженерными коммуникациями, не допускается.
6.2.11. Гидравлические испытания трубопроводов водяных тепловых
сетей с целью проверки прочности и плотности следует проводить пробным
давлением с внесением в паспорт.
Минимальная величина пробного давления при гидравлическом
испытании составляет 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.
Все вновь смонтированные трубопроводы тепловых сетей,
подконтрольные Госгортехнадзору России, должны быть подвергнуты
гидравлическому испытанию на прочность и плотность в соответствии с
требованиями, установленными Госгортехнадзором России.
6.2.12. При проведении гидравлических испытаний на прочность и
плотность тепловых сетей отключать заглушками оборудование тепловых
сетей (сальниковые, сильфонные компенсаторы и др.), а также участки
трубопроводов и присоединенные теплопотребляющие энергоустановки, не
задействованные в испытаниях.
6.2.13. В процессе эксплуатации все тепловые сети должны
подвергаться испытаниям на прочность и плотность для выявления
дефектов не позже, чем через две недели после окончания отопительного
сезона.
6.2.14. Испытания на прочность и плотность проводятся в следующем
порядке:
- испытываемый участок трубопровода отключить от действующих
сетей;
- в самой высокой точке участка испытываемого трубопровода (после
наполнения его водой и спуска воздуха) установить пробное давление;
- давление в трубопроводе следует повышать плавно;
- скорость подъема давления должна быть указана в
нормативно-технической документации (далее НТД) на трубопровод.
При значительном перепаде геодезических отметок на испытываемом
участке значение максимально допустимого давления в его нижней точке
согласовывается с проектной организацией для обеспечения прочности
трубопроводов и устойчивости неподвижных опор. В противном случае
испытание участка необходимо производить по частям.
6.2.15. Испытания на прочность и плотность следует выполнять с
соблюдением следующих основных требований:
- измерение давления при выполнении испытаний следует производить
по двум аттестованным пружинным манометрам (один - контрольный) класса
не ниже 1,5 с диаметром корпуса не менее 160 мм. Манометр должен
выбираться из условия, что измеряемая величина давления находится в
2/3 шкалы прибора;
- испытательное давление должно быть обеспечено в верхней точке
(отметке) трубопроводов;
- температура воды должна быть не ниже 5 град. С и не выше 40
град. С;
- при заполнении водой из трубопроводов должен быть полностью
удален воздух;
- испытательное давление должно быть выдержано не менее 10 мин. и
затем снижено до рабочего;
- при рабочем давлении проводится тщательный осмотр трубопроводов
по всей их длине.
6.2.16. Результаты испытаний считаются удовлетворительными, если
во время их проведения не произошло падения давления и не обнаружены
признаки разрыва, течи или запотевания в сварных швах, а также течи в
основном металле, в корпусах и сальниках арматуры, во фланцевых
соединениях и других элементах трубопроводов. Кроме того, должны
отсутствовать признаки сдвига или деформации трубопроводов и
неподвижных опор.
О результатах испытаний трубопроводов на прочность и плотность
необходимо составить акт установленной формы.
6.2.17. Трубопроводы тепловых сетей до пуска их в эксплуатацию
после монтажа, капитального или текущего ремонта с заменой участков
трубопроводов подвергаются очистке:
- паропроводы - продувке со сбросом пара в атмосферу;
- водяные сети в закрытых системах теплоснабжения и
конденсатопроводы - гидропневматической промывке;
- водяные сети в открытых системах теплоснабжения и сети горячего
водоснабжения - гидропневматической промывке и дезинфекции (в
соответствии с санитарными правилами) с последующей повторной
промывкой питьевой водой. Повторная промывка после дезинфекции
производится до достижения показателей качества сбрасываемой воды,
соответствующих санитарным нормам на питьевую воду.
О проведении промывки (продувки) трубопроводов необходимо
составить акт.
6.2.18. Для промывки закрытых систем теплоснабжения допускается
использовать воду из питьевого или технического водопровода, после
промывки вода из трубопроводов удаляется.
6.2.19. Подключение тепловых сетей и систем теплопотребления
после монтажа и реконструкции производится на основании разрешения,
выдаваемого органами государственного энергетического надзора.
6.2.20. Заполнение трубопроводов тепловых сетей, их промывка,
дезинфекция, включение циркуляции, продувка, прогрев паропроводов и
другие операции по пуску водяных и паровых тепловых сетей, а также
любые испытания тепловых сетей или их отдельных элементов и
конструкций выполняются по программе, утвержденной техническим
руководителем организации и согласованной с источником теплоты, а при
необходимости с природоохранными органами.
6.2.21. Пуск водяных тепловых сетей состоит из следующих
операций:
- заполнения трубопроводов сетевой водой;
- установления циркуляции;
- проверки плотности сети;
- включения потребителей и пусковой регулировки сети.
Трубопроводы тепловых сетей заполняются водой температурой не
выше 70 град. С при отключенных системах теплопотребления.
Заполнение трубопроводов следует производить водой давлением, не
превышающим статического давления заполняемой части тепловой сети
более чем на 0,2 МПа.
Во избежание гидравлических ударов и для лучшего удаления воздуха
из трубопроводов максимальный часовой расход воды Gв при заполнении
трубопроводов тепловой сети с условным диаметром Ду не должен
превышать величин, указанных в приведенной ниже таблице:
------------------------------------------------------------------
|Ду, мм | 100 | 150 | 250 | 300 | 350 | 400 | 450 |
|--------|-----|-----|-----|-----|-----|-----|-------------------|
|Gв, м3/ч| 10 | 15 | 25 | 35 | 50 | 65 | 85 |
------------------------------------------------------------------
------------------------------------------------------------------
|Ду, мм | 500 | 600 | 700 | 800 | 900 |1000 |1100 |1200 |
|--------|-----|-----|-----|-----|-----|-----|-----|-------------|
|Gв, м3/ч| 100 | 150 | 200 | 250 | 300 | 350 | 400 | 500 |
------------------------------------------------------------------
Заполнение распределительных сетей следует производить после
заполнения водой магистральных трубопроводов, а ответвлений к
потребителям - после заполнения распределительных сетей.
6.2.22. В период пуска необходимо вести наблюдение за наполнением
и прогревом трубопроводов, состоянием запорной арматуры, сальниковых
компенсаторов, дренажных устройств.
Последовательность и скорость проведения пусковых операций
осуществляются так, чтобы исключить возможность значительных тепловых
деформаций трубопроводов.
В программе по пуску тепловых сетей учитываются особенности пуска
водяной тепловой сети при отрицательных температурах наружного воздуха
(после длительного аварийного останова, капитального ремонта или при
пуске вновь построенных сетей).
Подогрев сетевой воды при установлении циркуляции следует
производить со скоростью не более 30 град. С в час.
В случае повреждения пусковых трубопроводов или связанного с ними
оборудования принимаются меры к ликвидации этих повреждений.
При отсутствии приборов измерения расхода теплоносителя пусковая
регулировка производится по температуре в обратных трубопроводах (до
выравнивания температуры от всех подключенных к сети потребителей).
6.2.23. Пуск паровых сетей состоит из следующих операций:
- прогрева и продувки паропроводов;
- заполнения и промывки конденсатопроводов;
- подключения потребителей.
6.2.24. Перед началом прогрева все задвижки на ответвлениях от
прогреваемого участка плотно закрываются. Вначале прогревается
магистраль, а затем поочередно ее ответвления. Небольшие
малоразветвленные паропроводы можно прогревать одновременно по всей
сети.
При возникновении гидравлических ударов подача пара немедленно
сокращается, а при частых и сильных ударах - полностью прекращается
впредь до полного удаления из прогреваемого участка паропровода
скопившегося в нем конденсата.
Скорость прогрева паропровода регулируется по признакам появления
легких гидравлических ударов (щелчков). При проведении прогрева
необходимо регулировать его скорость, не допуская при этом сползания
паропровода с подвижных опор.
6.2.25. При текущей эксплуатации тепловых сетей необходимо:
- поддерживать в исправном состоянии все оборудование,
строительные и другие конструкции тепловых сетей, проводя своевременно
их осмотр и ремонт;
- наблюдать за работой компенсаторов, опор, арматуры, дренажей,
воздушников, контрольно-измерительных приборов и других элементов
оборудования, своевременно устраняя выявленные дефекты и неплотности;
- выявлять и восстанавливать разрушенную тепловую изоляцию и
антикоррозионное покрытие;
- удалять скапливающуюся в каналах и камерах воду и предотвращать
попадание туда грунтовых и верховых вод;
- отключать неработающие участки сети;
- своевременно удалять воздух из теплопроводов через воздушники,
не допускать присоса воздуха в тепловые сети, поддерживая постоянно
необходимое избыточное давление во всех точках сети и системах
теплопотребления;
- поддерживать чистоту в камерах и проходных каналах, не
допускать пребывания в них посторонних лиц;
- принимать меры к предупреждению, локализации и ликвидации
аварий и инцидентов в работе тепловой сети;
- осуществлять контроль за коррозией.
6.2.26. Для контроля состояния оборудования тепловых сетей и
тепловой изоляции, режимов их работы регулярно по графику проводится
обход теплопроводов и тепловых пунктов. График обхода предусматривает
осуществление контроля состояния оборудования как
слесарями-обходчиками, так и мастером.
Частота обходов устанавливается в зависимости от типа
оборудования и его состояния, но не реже 1 раза в неделю в течение
отопительного сезона и одного раза в месяц в межотопительный период.
Тепловые камеры необходимо осматривать не реже одного раза в месяц;
камеры с дренажными насосами - не реже двух раз в неделю. Проверка
работоспособности дренажных насосов и автоматики их включения
обязательна при каждом обходе.
Результаты осмотра заносятся в журнал дефектов тепловых сетей.
Дефекты, угрожающие аварией и инцидентом, устраняются немедленно.
Сведения о дефектах, которые не представляют опасности с точки зрения
надежности эксплуатации тепловой сети, но которые нельзя устранить без
отключения трубопроводов, заносятся в журнал обхода и осмотра тепловых
сетей, а для ликвидации этих дефектов при ближайшем отключении
трубопроводов или при ремонте - в журнал текущих ремонтов. Контроль
может осуществляться дистанционными методами.
6.2.27. При обходе тепловой сети и осмотре подземных камер
персонал обеспечивается набором необходимых инструментов,
приспособлений, осветительных приборов, газоанализатором
взрывозащищенного типа.
6.2.28. Для контроля гидравлического и температурного режимов
тепловых сетей и теплопотребляющих установок необходимо при плановых
обходах проверять давление и температуру в узловых точках сети по
манометрам и термометрам.
6.2.29. При эксплуатации тепловых сетей утечка теплоносителя не
должна превышать норму, которая составляет 0,25% среднегодового объема
воды в тепловой сети и присоединенных к ней системах теплопотребления
в час, независимо от схемы их присоединения за исключением систем
горячего водоснабжения (далее ГВС), присоединенных через
водоподогреватель.
При определении нормы утечки теплоносителя не должен учитываться
расход воды на заполнение теплопроводов и систем теплопотребления при
их плановом ремонте и подключении новых участков сети и потребителей.
6.2.30. Для контроля за плотностью оборудования источников
теплоты, тепловых сетей и систем теплопотребления допускается в
установленном порядке использование окрашивающих индикаторов утечки,
допущенных к применению в системах теплоснабжения.
6.2.31. На каждом узле подпитки тепловых сетей определяется
расход подпиточной воды, соответствующий нормативной утечке, и
обеспечивается приборный учет фактического расхода подпиточной воды.
При утечке теплоносителя, превышающей установленные нормы, должны
быть приняты меры к обнаружению места утечек и их устранению.
6.2.32. Помимо испытаний на прочность и плотность в организациях,
эксплуатирующих тепловые сети, проводятся их испытания на максимальную
температуру теплоносителя, на определение тепловых и гидравлических
потерь 1 раз в 5 лет.
Все испытания тепловых сетей выполняются раздельно и в
соответствии с действующими методическими указаниями.
6.2.33. На каждый вновь вводимый в работу участок теплосети
(независимо от параметров теплоносителя и диаметра трубопроводов)
составляется паспорт установленной формы (Приложение N 5). В паспорте
ведется учет продолжительности эксплуатации трубопроводов и
конструкций теплосети, делаются записи о результатах всех видов
испытаний (кроме ежегодных на прочность и герметичность по окончании
отопительного сезона), заносятся сведения о ремонтах, реконструкциях и
технических освидетельствованиях.
6.2.34. Для контроля за состоянием подземных теплопроводов,
теплоизоляционных и строительных конструкций следует периодически
производить шурфовки на тепловой сети.
Плановые шурфовки проводятся по ежегодно составляемому плану,
утвержденному ответственным лицом за исправное состояние и безопасную
эксплуатацию тепловых энергоустановок и (или) тепловых сетей
(техническим руководителем) организации.
Количество ежегодно проводимых шурфовок устанавливается в
зависимости от протяженности сети, способов прокладок и
теплоизоляционных конструкций, количества ранее выявленных
коррозионных повреждений труб, результатов испытаний на наличие
потенциала блуждающих токов.
На 1 км трассы предусматривается не менее одного шурфа.
На новых участках сети шурфовки начинаются с третьего года
эксплуатации.
6.2.35. Шурфовки в первую очередь проводятся:
- вблизи мест, где зафиксированы коррозионные повреждения
трубопроводов;
- в местах пересечений с водостоками, канализацией, водопроводом;
- на участках, расположенных вблизи открытых водостоков
(кюветов), проходящих под газонами или вблизи бортовых камней
тротуаров;
- в местах с неблагоприятными гидрогеологическими условиями;
- на участках с предполагаемым неудовлетворительным состоянием
теплоизоляционных конструкций (о чем свидетельствуют, например, талые
места вдоль трассы теплопровода в зимнее время);
- на участках бесканальной прокладки, а также канальной прокладки
с теплоизоляцией без воздушного зазора.
6.2.36. Размеры шурфа выбирают, исходя из удобства осмотра
вскрываемого трубопровода со всех сторон. В бесканальных прокладках
предусматриваются размеры шурфа по низу не менее 1,5 x 1,5 м; в
канальных прокладках минимальные размеры обеспечивают снятие плит
перекрытия на длину не менее 1,5 м.
6.2.37. При шурфовом контроле производится осмотр изоляции,
трубопровода под изоляцией и строительных конструкций. При наличии
заметных следов коррозии необходимо зачистить поверхность трубы и
произвести замер толщины стенки трубопровода с помощью ультразвукового
толщиномера или дефектоскопа.
При результатах измерений, вызывающих сомнения, и при выявлении
утонения стенки на 10% и более необходимо произвести контрольные
засверловки и определить фактическую толщину стенки.
При выявлении местного утонения стенки на 10% проектного
(первоначального) значения эти участки подвергают повторному контролю
в ремонтную кампанию следующего года.
Участки с утонением стенки трубопровода на 20% и более подлежат
замене.
По результатам осмотра составляется акт.
6.2.38. Работы по защите тепловых сетей от электрохимической
коррозии проводятся специализированными организациями
(подразделениями).
Эксплуатация средств защиты от коррозии и коррозионные измерения
выполняются в соответствии с действующими нормативно-техническими
документами.
6.2.39. Для определения коррозионной агрессивности грунтов и
опасного воздействия блуждающих токов проводятся систематические
осмотры трубопроводов подземных тепловых сетей и электрические
измерения на потенциал блуждающих токов.
6.2.40. Электрические измерения на трассах вновь сооружаемых и
реконструируемых тепловых сетей производятся организациями,
разработавшими проект тепловых сетей, или специализированными
организациями, разрабатывающими технические решения по защите тепловых
сетей от наружной коррозии.
Измерения удельного электрического сопротивления грунтов
производятся по мере необходимости для выявления участков трассы
тепловых сетей бесканальной прокладки в грунтах с высокой коррозионной
агрессивностью.
Коррозионные измерения для определения опасного действия
блуждающих токов на стальные трубопроводы подземных тепловых сетей
должны проводиться в зонах влияния блуждающих токов один раз в 6
месяцев, а также после каждого значительного изменения режима работы
систем электроснабжения электрифицированного транспорта (изменение
графика работы электротранспорта, изменения расположения тяговых
подстанций, отсасывающих пунктов и т.д.) и условий, связанных с
развитием сети подземных сооружений и источников блуждающих токов,
введения средств электрохимической защиты на смежных сооружениях.
В других случаях измерение производится один раз в 2 года.
6.2.41. Установки электрохимической защиты подвергаются
периодическому техническому осмотру, проверке эффективности их работы
и планово-предупредительному ремонту.
Установки электрохимической защиты постоянно содержатся в
состоянии полной работоспособности.
Профилактическое обслуживание установок электрохимической защиты
производится по графику технических осмотров и
планово-предупредительных ремонтов, утвержденных техническим
руководителем организации. График предусматривает перечень видов и
объемов технических осмотров и ремонтных работ, сроки их проведения,
указания по организации учета и отчетности о выполненных работах.
6.2.42. Технические осмотры и планово-предупредительные ремонты
производятся в следующие сроки:
- технический осмотр катодных установок - 2 раза в месяц,
дренажных установок - 4 раза в месяц;
- технический осмотр с проверкой эффективности - 1 раз в 6
месяцев;
- текущий ремонт - 1 раз в год;
- капитальный ремонт - 1 раз в 5 лет.
Все неисправности в работе установки электрохимической защиты
устраняются в течение 24 часов после их обнаружения.
6.2.43. Эффективность действия дренажных и катодных установок
проверяется 2 раза в год, а также при каждом изменении режима работы
установок электрохимической защиты и при изменениях, связанных с
развитием сети подземных сооружений и источников блуждающих токов.
6.2.44. Сопротивление растеканию тока с анодного заземлителя
катодной станции измеряется во всех случаях, когда режим работы
катодной станции резко меняется, но не реже одного раза в год.
6.2.45. Суммарная продолжительность перерывов в работе установок
электрохимической защиты на тепловых сетях не может превышать 7 суток
в течение года.
6.2.46. При эксплуатации электроизолирующих фланцевых соединений
периодически, но не реже одного раза в год проводятся их технические
осмотры.
6.2.47. В водяных тепловых сетях и на конденсатопроводах
осуществляется систематический контроль за внутренней коррозией
трубопроводов путем анализов сетевой воды и конденсата, а также по
индикаторам внутренней коррозии, установленным в наиболее характерных
точках тепловых сетей (на выводах от источника теплоты, на концевых
участках, в нескольких промежуточных узлах). Проверка индикаторов
внутренней коррозии осуществляется в ремонтный период.
6.2.48. Ежегодно перед началом отопительного сезона все насосные
станции необходимо подвергать комплексному опробованию для определения
качества ремонта, правильности работы и взаимодействия всего
тепломеханического и электротехнического оборудования, средств
контроля, автоматики, телемеханики, защиты оборудования системы
теплоснабжения и определения степени готовности насосных станций к
отопительному сезону.
6.2.49. Текущий осмотр оборудования автоматизированных насосных
станций следует проводить ежесменно, проверяя нагрузку
электрооборудования, температуру подшипников, наличие смазки,
состояние сальников, действие системы охлаждения, наличие диаграммных
лент в регистрирующих приборах.
6.2.50. На неавтоматизированных насосных станциях проводится
ежесменное обслуживание оборудования.
6.2.51. Перед запуском насосов, а при их работе - 1 раз в смену
необходимо проверять состояние насосного и связанного с ним
оборудования.
В дренажных насосных станциях не реже 2 раз в неделю следует
контролировать воздействие регулятора уровня на устройство
автоматического включения насосов.
6.2.52. При эксплуатации автоматических регуляторов проводятся
периодические осмотры их состояния, проверка работы, очистка и смазка
движущихся частей, корректировка и настройка регулирующих органов на
поддержание заданных параметров. Устройства автоматизации и
технологической защиты тепловых сетей могут быть выведены из работы
только по распоряжению технического руководителя организации, кроме
случаев отключения отдельных защит при пуске оборудования,
предусмотренных местной инструкцией.
6.2.53. Подпитка тепловой сети производится умягченной
деаэрированной водой, качественные показатели которой соответствуют
требованиям к качеству сетевой и подпиточной воды водогрейных котлов в
зависимости от вида источника теплоты и системы теплоснабжения.
6.2.54. Подпитка систем теплопотребления, подключенных по
независимой схеме, осуществляется водой из тепловой сети.
6.2.55. Давление воды в любой точке подающей линии водяных
тепловых сетей, тепловых пунктов и в верхних точках непосредственно
присоединенных систем теплопотребления при работе сетевых насосов
должно быть выше давления насыщенного пара воды при ее максимальной
температуре не менее чем на 0,5 кгс/см2.
6.2.56. Избыточное давление воды в обратной линии водяных
тепловых сетей при работе сетевых насосов должно быть не ниже 0,5
кгс/см2. Давление воды в обратной линии должно быть не выше
допустимого для тепловых сетей, тепловых пунктов и для непосредственно
присоединенных систем теплопотребления.
6.2.57. Неработающая тепловая сеть заполняется только
деаэрированной водой и должна находиться под избыточным давлением не
ниже 0,5 кгс/см2 в верхних точках трубопроводов.
6.2.58. Для двухтрубных водяных тепловых сетей в основе режима
отпуска теплоты предусматривается график центрального качественного
регулирования.
При наличии нагрузки горячего водоснабжения минимальная
температура воды в подающем трубопроводе сети предусматривается для
закрытых систем теплоснабжения не ниже 70 град. С; для открытых систем
теплоснабжения горячего водоснабжения не ниже 60 град. С.
6.2.59. Температура воды в подающей линии водяной тепловой сети в
соответствии с утвержденным для системы теплоснабжения графиком
задается по усредненной температуре наружного воздуха за промежуток
времени в пределах 12 - 24 ч, определяемый диспетчером тепловой сети в
зависимости от длины сетей, климатических условий и других факторов.
Отклонения от заданного режима на источнике теплоты
предусматриваются не более:
- по температуре воды, поступающей в тепловую сеть, - +/- 3 %;
- по давлению в подающем трубопроводе, - +/- 5 %;
- по давлению в обратном трубопроводе, - +/- 0,2 кгс/см2.
Отклонение фактической среднесуточной температуры обратной воды
из тепловой сети может превышать заданную графиком не более чем на
+5%. Понижение фактической температуры обратной воды по сравнению с
графиком не лимитируется.
6.2.60. Гидравлические режимы водяных тепловых сетей
разрабатываются ежегодно для отопительного и летнего периодов; для
открытых систем теплоснабжения в отопительный период режимы
разрабатываются при максимальном водоразборе из подающего и обратного
трубопроводов и при отсутствии водоразбора.
Мероприятия по регулированию расхода воды у потребителей
составляются для каждого отопительного сезона.
Очередность сооружения новых магистралей и насосных станций,
предусмотренных схемой теплоснабжения, определяется с учетом реального
роста присоединяемой тепловой нагрузки, для чего в организации,
эксплуатирующей тепловую сеть, разрабатываются гидравлические режимы
системы теплоснабжения на ближайшие 3 - 5 лет.
6.2.61. Для каждой контрольной точки тепловой сети и на узлах
подпитки в виде режимной карты устанавливаются допустимые значения
расходов и давлений воды в подающем, обратном (и подпиточном)
трубопроводах, соответствующие нормальным гидравлическим режимам для
отопительного и летнего периодов.
6.2.62. При аварийном прекращении электроснабжения сетевых и
перекачивающих насосов организация, эксплуатирующая тепловую сеть,
обеспечивает давление в тепловых сетях и системах теплопотребления в
пределах допустимого уровня. При возможности превышения этого уровня
предусматривается установка специальных устройств, предохраняющих
систему теплоснабжения от гидроударов.
6.2.63. Ремонт тепловых сетей производится в соответствии с
утвержденным графиком (планом) на основе результатов анализа
выявленных дефектов, повреждений, периодических осмотров, испытаний,
диагностики и ежегодных испытаний на прочность и плотность.
График ремонтных работ составляется исходя из условия
одновременного ремонта трубопроводов тепловой сети и тепловых пунктов.
Перед проведением ремонтов тепловых сетей трубопроводы
освобождаются от сетевой воды, каналы должны быть осушены. Температура
воды, откачиваемой из сбросных колодцев, не должна превышать 40 град.
С. Спуск воды из камеры тепловых сетей на поверхность земли не
допускается.
6.2.64. В каждой организации, эксплуатирующей тепловые сети (в
каждом эксплуатационном районе, участке), составляется инструкция,
утверждаемая техническим руководителем организации, с четко
разработанным оперативным планом действий при аварии, на любой из
тепломагистралей или насосной станции, применительно к местным
условиям и коммуникациям сети.
Инструкция должна предусматривать порядок отключения магистралей,
распределительных сетей и ответвлений к потребителям, порядок обхода
камер и тепловых пунктов, возможные переключения для подачи теплоты
потребителям от других магистралей и иметь схемы возможных аварийных
переключений между магистралями.
Планы ликвидации технологических нарушений в тепловых сетях
городов и крупных населенных пунктов согласовываются с местными
органами власти.
6.2.65. По разработанным схемам переключений с оперативным и
оперативно-ремонтным персоналом тепловых сетей регулярно по
утвержденному графику (но не реже 1 раза в квартал) проводятся
тренировки с отработкой четкости, последовательности и быстроты
выполнения противоаварийных операций с отражением их на оперативной
схеме.
6.2.66. Для быстрого проведения работ по ограничению
распространения аварий в тепловых сетях и ликвидации повреждений
каждый эксплуатационный район теплосети обеспечивает необходимый запас
арматуры и материалов. Устанавливаемая на трубопроводах арматура
предусматривается однотипной по длине и фланцам.
Аварийный запас материалов хранится в двух местах: основная часть
хранится в кладовой, а некоторое количество аварийного запаса
(расходного) находится в специальном шкафу в распоряжении
ответственного лица из оперативного персонала. Расходные материалы,
использованные оперативным персоналом, восполняются в течение 24 ч из
основной части запаса.
Запас арматуры и материалов для каждого эксплуатационного района
теплосети определяется в зависимости от протяженности трубопроводов и
количества установленной арматуры в соответствии с нормами аварийного
запаса, составляется перечень необходимых арматуры и материалов,
который утверждается ответственным за исправное состояние и безопасную
эксплуатацию тепловых сетей организации.
7. Системы сбора и возврата конденсата
7.1. Технические требования
7.1.1. Системы сбора и возврата конденсата на источник теплоты
выполняются закрытыми. Избыточное давление в сборных баках конденсата
предусматривается не менее 0,005 МПа (0,05 кгс/см2). Открытые системы
сбора и возврата конденсата допускаются при количестве возвращаемого
конденсата менее 10 т/час и расстоянии от источника теплоты до 0,5 км.
Отказ от полного возврата конденсата должен быть обоснован.
7.1.2. Системы сбора и возврата конденсата используют теплоту
конденсата для собственных нужд организации. Отказ от использования
теплоты конденсата необходимо обосновать.
7.1.3. Вместимость сборных баков конденсата должна быть не менее
10-минутного максимального его расхода. Число баков при круглогодичной
работе должно быть не менее двух, вместимость каждого должна быть не
менее половины максимального расхода конденсата. При сезонной работе,
а также при максимальном расходе конденсата не более 5 т/час
допускается установка одного бака.
7.1.4. Сборные баки конденсата выполняются цилиндрической формы
и, как правило, со сферическим днищем. На внутренней поверхности баков
предусматривается антикоррозийное покрытие.
Сборные баки конденсата оборудуются:
- водоуказательными приборами;
- устройствами сигнализации верхнего и нижнего уровней;
- термометрами для измерения температуры конденсата;
- устройствами для отбора проб конденсата;
- мановакуумметрами для контроля избыточного давления;
- предохранительными устройствами от повышения давления;
- постоянными металлическими лестницами снаружи, а при высоте
бака более 1500 мм - постоянными лестницами внутри.
В открытых системах сбора конденсата баки дополнительно
оборудуются устройствами для сообщения их с атмосферой, люком
диаметром в свету не менее 0,6 м.
7.1.5. В системах сбора конденсата предусматривается возможность
отключения сборных баков без нарушения нормальной эксплуатации
теплопотребляющих установок.
7.1.6. Автоматизацию и контроль установок сбора и возврата
конденсата следует предусматривать в объеме, указанном в строительных
нормах и правилах для конденсатных насосных.
7.1.7. В каждой насосной предусматривается не менее двух насосов,
один из которых является резервным. Характеристики насосов должны
допускать их параллельную работу при всех режимах возврата конденсата.
7.1.8. Разность отметок между уровнем конденсата в сборном баке и
осью насоса должна быть достаточной для предупреждения вскипания среды
во всасывающем патрубке насоса при максимальной температуре
конденсата, но не менее 0,5 м.
7.1.9. У конденсатных насосов, работающих на общий
конденсатопровод, устанавливаются задвижки на всасывающих и
нагнетательных линиях и обратные клапаны на линии нагнетания. Работа
насосов при неисправных обратных клапанах не допускается.
7.1.10. Оборудование систем сбора и возврата конденсата
устанавливается в помещении (конденсатной станции), соответствующем
требованиям строительных норм и правил, с электрическим освещением и
системой вентиляции. Помещение должно запираться на замок.
7.1.11. Для контроля за работой систем сбора и возврата
конденсата конденсатные станции оборудуются:
- расходомерами-счетчиками воды для измерения количества
перекачиваемого конденсата;
- манометрами для измерения давления в сборном конденсатопроводе,
а также на конденсатопроводе до и после перекачивающих насосов;
- приборами для измерения температуры перекачиваемого конденсата;
- пробоотборниками.
7.1.12. Для предотвращения внутренней коррозии конденсатопроводов
и конденсатных баков сбор конденсата осуществляется по закрытой схеме.
Кроме того, необходимо предусматривать антикоррозийные покрытия для
внутренней и наружной поверхностей сборных баков, меры по удалению
растворенных в конденсате газов, автоматическую защиту от опорожнения
баков и труб, подвод конденсата в нижнюю часть бака под уровень
конденсата и др.
7.1.13. Во избежание попадания конденсата из общего
конденсатопровода в сборные баки параллельно работающих потребителей
пара конденсатопроводы каждого потребителя оснащаются обратными
клапанами.
7.1.14. Регуляторы перелива и конденсатоотводчики необходимо
оснащать обводными трубопроводами, обеспечивающими возможность сброса
конденсата помимо этих устройств.
В случаях, когда имеется противодавление в трубопроводах для
сбора конденсата, предусматривается установка обратного клапана на
конденсатопроводе после обводного трубопровода. Обратный клапан
устанавливается на обводном трубопроводе, если в конструкции
конденсатоотводчика предусмотрен обратный клапан.
7.1.15. Возврат конденсата от потребителей предусматривается за
счет избыточного давления за конденсатоотводчиками, а при
недостаточном давлении - за счет установки для одного или группы
потребителей сборных баков конденсата и насосов для перекачки
конденсата. Возврат конденсата при наличии конденсатоотводчиков без
насосов по общей сети допускается применять при разнице в давлении
пара перед конденсатоотводчиками не более 0,3 МПа.
Параллельная работа насосов и конденсатоотводчиков, отводящих
конденсат от потребителей пара на общую конденсатную сеть, не
допускается.
7.1.16. Постоянный и аварийный сброс конденсата в системы
дождевой или бытовой канализации допускается после охлаждения его до
температуры 40 град. С. Конденсат можно не охлаждать при сбросе в
систему производственной канализации с постоянными стоками воды.
7.2. Эксплуатация
7.2.1. При эксплуатации систем сбора и возврата конденсата
осуществляются:
- контроль за качеством и расходом возвращаемого конденсата,
обеспечение его отвода на источники теплоты;
- обслуживание сборных баков конденсата и насосов, наблюдение за
работой дренажных устройств и автоматических воздухоотводчиков.
Количество конденсата, возвращаемого на источники теплоты,
устанавливается проектом.
7.2.2. С целью предупреждения гидравлических ударов в
конденсатопроводе должны поддерживаться параметры конденсата,
исключающие возможность его вскипания.
Если качество возвращаемого конденсата не соответствует нормам
качества питательной воды, должна быть предусмотрена очистка его до
достижения этих норм в зависимости от конкретных технических условий.
7.2.3. Сборные баки конденсата закрытого типа необходимо
испытывать на плотность и прочность давлением, равным 1,5 рабочего, но
не менее 0,3 МПа (3 кгс/см2).
Контроль плотности и прочности открытых баков проводится
наполнением их водой.
7.2.4. Работа конденсатоотводчиков контролируется периодически не
реже 1 раза в 6 месяцев. При неудовлетворительной работе
конденсатоотводчики подвергаются ревизии. Плотность обратных клапанов
контролируется в сроки, установленные местной инструкцией.
В организации с большим количеством конденсатоотводчиков
устанавливается постоянно действующий стенд для их проверки и наладки.
8. Баки-аккумуляторы
8.1. Технические требования
8.1.1. Баки-аккумуляторы изготавливаются по специально
разработанным проектам. На всех вновь вводимых и эксплуатируемых
баках-аккумуляторах устанавливаются наружные усиливающие конструкции
для предотвращения разрушения баков.
8.1.2. Рабочий объем баков-аккумуляторов горячей воды, их
расположение на источнике теплоты (как на территории, так и в
помещении), в районах теплопотребления должны соответствовать
действующим строительным нормам и правилам по сооружению внутреннего
водопровода и канализации зданий и тепловых сетей.
При этом выполняются нормативные требования, предъявляемые к
зданиям, сооружениям и дорогам, размещаемым на прилегающей к баку
территории (освещенность, пожарная безопасность, монтажные и
эксплуатационные условия и т.д.).
8.1.3. Применение типовых баков хранения нефтепродуктов для
замены существующих баков-аккумуляторов не допускается.
8.1.4. Для изготовления корпуса, днища и несущих конструкций
покрытия резервуаров применяется сталь ВСт3пс6 при строительстве в
районах с расчетной температурой не ниже -30 град. С и сталь ВСт3пс5 в
районах с расчетной температурой от -30 град. С до -40 град. С.
8.1.5. Помещения, в которых устанавливаются баки-аккумуляторы,
должны вентилироваться и освещаться. Несущие конструкции помещения
должны быть из несгораемых материалов. Под баками необходимо
предусматривать поддоны, расстояние от поддона до дна бака должно быть
не менее 0,5 м.
8.1.6. Для предотвращения растекания воды по территории источника
теплоты и в других местах сооружения баков-аккумуляторов горячей воды
при протечках всю группу баков-аккумуляторов горячей воды (как вновь
вводимых, так и находящихся в эксплуатации) необходимо обваловать по
всему периметру бакового хозяйства высотой не менее 0,5 м. При этом
вокруг каждого бака-аккумулятора горячей воды выполняется отмостка, а
обвалованная территория должна иметь организованный отвод воды в
систему канализации или по согласованию на рельеф. Обвалованная
территория должна вмещать объем наибольшего бака.
8.1.7. При размещении баков-аккумуляторов горячей воды вне
территории организации помимо выполнения требований, приведенных выше,
следует предусматривать ограждения указанных баков-аккумуляторов
горячей воды сплошным железобетонным или другим равным по прочности
плотным забором высотой не ниже 2,5 м. Расстояние от забора до
бака-аккумулятора горячей воды в свету должно составлять не менее 10
м. Кроме того, необходимо установить соответствующие запрещающие знаки
и предусмотреть другие меры, исключающие доступ к бакам-аккумуляторам
горячей воды посторонних лиц.
8.1.8. Баки-аккумуляторы горячей воды оборудуются:
- переливной трубой на отметке предельно допустимого уровня
заполнения бака-аккумулятора, пропускная способность которой должна
быть не менее пропускной способности всех труб, подводящих воду к
баку-аккумулятору; должен быть организован отвод воды от переливной
трубы;
- вестовой трубой, сечение которой должно обеспечивать свободное
поступление в бак-аккумулятор воздуха, исключающее образование вакуума
при откачке воды из бака-аккумулятора, и свободный выпуск
паровоздушной смеси, предотвращающей повышение давления выше
атмосферного при заполнении бака-аккумулятора. При этом необходимо
исключить или учесть возможность обледенения вестовых и переливных
труб со снижением их пропускной способности;
- с наружной стороны - тепловой изоляцией, защищенной покровным
слоем от воздействия осадков, с внутренней - антикоррозионной защитой.
Антикоррозионная защита баков-аккумуляторов выполняется в соответствии
с методическими указаниями по оптимальной защите баков-аккумуляторов
от коррозии и воды в них от аэрации;
- автоматическим регулятором уровня, обеспечивающим полное
прекращение подачи воды в бак-аккумулятор при достижении верхнего
предельного уровня заполнения бака-аккумулятора, а также блокировочным
устройством, отключающим насосы при достижении нижнего предельного
уровня воды в баке;
- автоматическим устройством включения резервных откачивающих
насосов при отключении рабочих;
- автоматическим устройством переключения системы
электроснабжения бакового хозяйства с основного источника
электропитания на резервный при исчезновении напряжения в основном
источнике;
- сигнализацией достижения верхнего и нижнего предельных уровней
и автоматикой прекращения поступления воды и откачки воды по всем
подающим и откачивающим трубопроводам бака-аккумулятора;
- дренажной линией с арматурой, предназначенной для полного
удаления остатков воды при осмотрах и ремонтах;
- контрольно-измерительными приборами для измерения уровня и
температуры воды в баках, давления во всех подводящих и отводящих
трубопроводах. Кроме того, на каждый бак или группу баков необходимо
устанавливать приборы для дистанционного измерения уровня воды.
Надежность электроснабжения указанных электроприемников должна
соответствовать 1 категории.
8.1.9. На линиях подвода и отвода горячей воды в каждый
бак-аккумулятор и между баками устанавливаются электрифицированные
задвижки. Электроприводы задвижек и арматура управления этими
задвижками выносятся в зоны, доступные для обслуживания и не
затопляемые при повреждении баков. Задвижки располагаются таким
образом, чтобы в случае аварийного повреждения одного из баков было
обеспечено его оперативное отключение от остальных, параллельно
работающих баков-аккумуляторов.
8.1.10. Проверка сигнализации, электроприводов и схем питания
электронасосных агрегатов, запорной электрифицированной арматуры и
другого оборудования бака-аккумулятора проводится по графику,
утвержденному техническим руководителем эксплуатирующей организации,
но не реже одного раза в квартал. Все обнаруженные при проверке
дефекты немедленно устраняются, а в случае невозможности немедленного
устранения дефектов принимаются меры к контролю и ручному управлению
схемой бака-аккумулятора в соответствии с письменным указанием
технического руководителя эксплуатирующей организации.
8.1.11. Все трубопроводы, за исключением дренажного,
присоединяются к вертикальным стенкам баков-аккумуляторов с установкой
компенсирующих устройств на расчетную осадку баков. Конструктивные
решения по подключению трубопроводов к бакам должны исключать
возможность передачи усилия от этих трубопроводов на его стенки и
днище.
8.2. Эксплуатация
8.2.1. Вновь смонтированные баки-аккумуляторы подлежат испытаниям
на прочность и плотность при их приемке в эксплуатацию, а находящиеся
в эксплуатации - после их ремонта, связанного с устранением течи. В
процессе испытаний обеспечивается наблюдение за возможным появлением
дефектов в отремонтированных местах, в стыковых соединениях.
8.2.2. Испытание на прочность и плотность бака-аккумулятора
производится заполнением его водой до максимально допустимого (по
проекту) уровня - до отметки переливной трубы. Испытание на прочность
и плотность, как правило, проводится при температуре наружного воздуха
не ниже 5 град. С. При производственной необходимости проведения
испытаний при температуре наружного воздуха ниже указанной, но не ниже
-10 град. С, должны быть приняты меры по предотвращению замерзания
воды в баке-аккумуляторе, его трубопроводах, арматуре и
вспомогательном оборудовании. Температура воды, которой заполняется
бак, должна быть не выше 45 град. С.
При заполнении бака недопустимо присутствие обслуживающего
персонала в охранной зоне.
По мере наполнения бака водой необходимо наблюдать за состоянием
его конструкций и сварных соединений. При обнаружении течи или мокрых
пятен необходимо прекратить испытание, слить воду, установить и
устранить причину течи.
8.2.3. Бак-аккумулятор горячей воды считается выдержавшим
испытание на прочность и плотность и допускается к эксплуатации, если
по истечении 24 часов на его поверхности или по краям днища не
появится течи и уровень воды в баке не будет снижаться.
8.2.4. Во время повышения давления или вакуума допуск к осмотру
бака-аккумулятора разрешается не ранее, чем через 10 минут после
достижения установленных испытательных нагрузок. Контрольные приборы
устанавливаются дистанционно вне охранной зоны бака-аккумулятора.
8.2.5. Скорость заполнения бака-аккумулятора должна
соответствовать пропускной способности вестовой трубы. Заполнение
бака-аккумулятора может производиться только до верхней проектной
отметки. Заполнение баков сверх проектного уровня категорически не
допускается.
На дистанционном уровнемере баков наносится красная черта,
соответствующая верхнему предельному уровню.
8.2.6. После окончания испытания на прочность и плотность
бака-аккумулятора и спуска воды из него для проверки качества
отремонтированного основания и неравномерности осадки
бака-аккумулятора проводится повторное нивелирование по периметру бака
не менее чем в 8 точках и не реже чем через 6 месяцев.
8.2.7. Вновь смонтированные, а также эксплуатируемые
баки-аккумуляторы после вывода из эксплуатации со сливом воды и после
ремонта перед очередным вводом в эксплуатацию заполняются только
химически очищенной деаэрированной водой с температурой не выше 45
град. С.
После начала нормальной эксплуатации баков-аккумуляторов их
заполнение может осуществляться химически очищенной деаэрированной
водой температурой не выше 95 град. С.
8.2.8. Предельный уровень заполнения баков-аккумуляторов,
запроектированных без тепловой изоляции, при выполнении изоляции
снижается на высоту, эквивалентную по массе тепловой изоляции.
8.2.9. На территории действующих источников тепловой энергии
(котельных) определяется охранная зона вокруг бака и устанавливаются
предупредительные знаки, запрещающие нахождение в этой зоне лиц, не
имеющих непосредственное отношение к бакам-аккумуляторам. При
расположении действующих баков-аккумуляторов на расстоянии менее 30 м
от эксплуатирующихся производственных зданий в последних
предусматриваются защитные мероприятия, исключающие попадание горячей
воды при возможном разрушении баков: устройство защитных ограждений,
ликвидация всех проемов, в том числе оконных и дверных, обращенных в
сторону баков, и т.д.
8.2.10. Ежедневно при приемке и сдаче смены баки-аккумуляторы
подлежат визуальному осмотру, при котором проверяется:
- отсутствие явных течей, подтеков и мокрых пятен на наружной
поверхности тепловой изоляции;
- исправность указателя уровня и регулятора уровня;
- отсутствие протечек через сальники запорной и регулировочной
арматуры;
- отсутствие засора или замерзания переливной и вестовой труб;
- исправность работы сигнализации достижения предельного уровня и
отключения насосов при достижении нижнего уровня.
8.2.11. Ежесменно осуществляется опробование электрической схемы
сигнализации и делаются соответствующие записи в оперативном журнале.
Все обнаруженные при опробовании дефекты подлежат немедленному
устранению.
8.2.12. Ежегодно в период отключения установок горячего
водоснабжения следует производить оценку состояния баков-аккумуляторов
и определение их пригодности к дальнейшей эксплуатации путем
визуального осмотра конструкций и основания баков, компенсирующих
устройств трубопроводов, а также вестовых труб с составлением акта по
результатам осмотра. Осмотр баков, защищенных герметиком, производится
при замене последнего.
8.2.13. Периодическая техническая диагностика конструкций
бака-аккумулятора выполняется не реже одного раза в три года, ежегодно
проводятся осмотр и проверка на прочность и плотность.
Результаты ежегодного осмотра и периодической диагностики
баков-аккумуляторов оформляются актами, в которых описываются
выявленные дефекты и назначаются методы и сроки их ликвидации. Акт
подписывается ответственным лицом за безопасную эксплуатацию
баков-аккумуляторов и утверждается техническим руководителем
эксплуатирующей организации.
8.2.14. При технической диагностике бака-аккумулятора выполняются
следующие работы:
- измерение фактических толщин листов поясов стенки с
использованием соответствующих средств измерения;
- дефектоскопия основного металла и сварных соединений;
- проверка качества основного металла и сварных соединений,
механические свойства и химический состав которых должны
соответствовать указаниям проекта и требованиям технических условий
завода-изготовителя на поставку.
8.2.15. Пригодность бака-аккумулятора к дальнейшей эксплуатации
оценивается следующим образом:
- предельно допустимый коррозионный износ кровли и днища
бака-аккумулятора, установленный по данным измерений с применением
технических средств, для наиболее изношенных частей не должен
превышать 50% проектной толщины; для несущих конструкций покрытия
(прогонов, балок, связей) и окраек днища - 30%; для нижней половины
стенок бака - 20% независимо от площади износа;
- при коррозионном износе стенок от 15 до 20% проектной толщины
дальнейшая эксплуатация бака-аккумулятора допускается только по
письменному распоряжению технического руководителя организации,
эксплуатирующей баки-аккумуляторы, при подтверждении расчетом
прочности бака и проведении ежегодного контроля стенок с
использованием технических средств;
- при коррозионном износе стенок верхней половины
бака-аккумулятора, равном 20 - 30% их проектной толщины, дальнейшая
эксплуатация бака-аккумулятора разрешается на срок не более одного
года при условии снижения допустимого верхнего уровня на 1 м ниже
коррозионного изношенного участка с соответствующим переносом
переливной трубы и перестройкой системы автоматики на новый уровень
заполнения бака;
- высота хлопунов днища нового бака-аккумулятора не должна
превышать 150 мм при площади их не более 2 м2. Для
баков-аккумуляторов, находящихся в эксплуатации более 15 лет,
допустимая высота хлопунов может составлять 200 мм при площади 3 м2, а
при большей высоте хлопунов дефектное место подлежит исправлению.
Эксплуатация бака-аккумулятора разрешается только после
восстановления расчетной толщины стен и обеспечения герметичности, что
подтверждается испытанием на прочность и плотность.
8.2.16. За монтажом вновь устанавливаемых и ремонтируемых
баков-аккумуляторов должен осуществляться технический надзор, при
котором особое внимание следует обращать на соответствие проекту марки
стали и толщины стенки поставленных металлоконструкций и проведение
100-процентного контроля неразрушающим методом заводских и монтажных
швов.
8.2.17. На действующих баках-аккумуляторах производство работ,
связанных с ударными воздействиями на их конструкции, изготовленные из
кипящей стали, при температуре наружного воздуха ниже минус 20 град. С
не допускается. Для изготовления новых и ремонта действующих
баков-аккумуляторов применение кипящей стали не допускается.
8.2.18. Для предупреждения выхода из строя насосов уровень воды в
баке-аккумуляторе не должен опускаться ниже предельно минимально
допустимого значения.
8.2.19. Эксплуатация бака-аккумулятора без антикоррозионной
защиты внутренней поверхности не допускается. В качестве
антикоррозионной защиты баков могут применяться герметики, катодная
защита, металлизационное алюминиевое покрытие, эпоксидные составы,
краски и эмали, отвечающие требованиям действующих
нормативно-технических документов.
8.2.20. При приближении уровня воды в баке-аккумуляторе к
границам, угрожающим их безопасной эксплуатации, и несрабатывании
средств защиты, а также при обнаружении неисправностей в конструкции
бака-аккумулятора или его коммуникациях обслуживающий персонал
выполняет следующие действия:
- сообщает диспетчеру организации, эксплуатирующей
баки-аккумуляторы, о возникшей угрозе безопасной эксплуатации баков;
- принимает меры к выявлению и устранению причин, приведших к
угрозе безопасной эксплуатации бака-аккумулятора, и одновременно
делает все необходимое для обеспечения их безопасной работы.
При невозможности устранения угрозы повреждения баков
производится их отключение от тепловой сети и при необходимости
дренирование горячей воды.
8.2.21. Каждый принятый в эксплуатацию бак-аккумулятор должен
иметь следующую документацию:
- технический паспорт (Приложение N 7);
- технологическую карту;
- журнал текущего обслуживания;
- журнал эксплуатации молниезащиты, защиты от проявления
статического электричества в случае применения герметика для защиты
баков-аккумуляторов от коррозии и воды в них от аэрации;
- схему нивелирования основания;
- распоряжения, акты на замену оборудования резервуаров;
- технологические карты на замену оборудования резервуаров.
При отсутствии технической документации на резервуар из-за
давности строительства или другим причинам паспорт составляется
организацией, эксплуатирующей резервуар, и подписывается техническим
руководителем организации. Паспорт необходимо составлять на основании
детальной технической инвентаризации всех частей и конструкций
резервуара. В паспорт вносятся результаты проводимых ежегодных
обследований, периодических испытаний и освидетельствований с
использованием технической диагностики, сведения о проведенных
ремонтах с указанием произведенных работ, а также о нивелировке
конструкций баков-аккумуляторов.
9. Теплопотребляющие энергоустановки
Общие требования
9.1. Технические решения, производство строительно-монтажных
работ на системах теплопотребления, а также средства автоматизации
теплопотребляющих энергоустановок должны соответствовать требованиям
действующих норм, правил, инструкций и стандартов.
9.2. На теплопотребляющих энергоустановках устанавливаются:
- запорная арматура на линиях входа и выхода греющей и
нагреваемой среды;
- смотровые и водоуказательные стекла в тех случаях, когда должно
осуществляться наблюдение за уровнем или состоянием жидкости или массы
в энергоустановке;
- устройства для отбора проб и удаления воздуха, газов,
технологических продуктов и конденсата;
- предохранительные клапаны в соответствии с правилами
Госгортехнадзора России;
- манометры и термометры для измерения давления и температуры
теплоносителя, греющей и нагреваемой среды;
- контрольно-измерительные приборы в объеме, необходимом для
контроля за режимом работы установок и для определения фактических
удельных расходов тепловой энергии по каждому виду производимой
продукции;
- другие приборы и средства автоматического регулирования,
предусмотренные проектной документацией и действующими
нормативно-техническими документами.
9.3. Присоединение различных систем теплопотребления производится
по отдельным трубопроводам. Последовательное включение различных
систем теплопотребления не допускается.
9.4. Давление и температура теплоносителя, подаваемого на
теплопотребляющие энергоустановки, должны соответствовать значениям,
установленным технологическим режимом. Пределы колебаний параметров
теплоносителя указываются в инструкции по эксплуатации.
9.5. В тех случаях, когда теплопотребляющие энергоустановки
рассчитаны на параметры ниже, чем на источнике теплоты,
предусматриваются автоматические устройства для понижения давления и
температуры, а также соответствующие предохранительные устройства.
9.6. Отвод конденсата от пароиспользующей энергоустановки
поверхностного типа осуществляется через автоматические
конденсатоотводчики и другие автоматические устройства.
Конденсатоотводчики должны иметь обводные трубопроводы с установкой на
них запорной арматуры.
9.7. При поступлении в теплопотребляющие энергоустановки влажного
пара в случае необходимости его осушки предусматриваются сепараторы
(влагоотделители).
9.8. Теплопотребляющие энергоустановки, работающие под давлением,
подвергаются наружному и внутреннему осмотрам, а также испытаниям на
прочность и плотность в соответствии с требованиями, установленными
Госгортехнадзором России, настоящими Правилами и инструкциями по
эксплуатации.
Вместе с теплопотребляющей энергоустановкой испытаниям
подвергаются относящиеся к ней арматура, трубопроводы и
вспомогательное оборудование.
9.9. Порядок и периодичность проведения испытаний на прочность и
плотность теплопотребляющих энергоустановок или их частей,
предназначенных для работы под давлением или разрежением,
устанавливаются инструкцией по эксплуатации, требованиями
завода-изготовителя или настоящими Правилами.
9.10. Внеочередные испытания на прочность и плотность и
внутренние осмотры теплопотребляющих энергоустановок производятся
после капитального ремонта или реконструкции, в случае бездействия
энергоустановки более 6 месяцев, а также по требованию лица,
ответственного за эксплуатацию данных энергоустановок, или органов
государственного энергетического надзора.
9.11. Теплопотребляющие энергоустановки, у которых действие
химической среды вызывает изменение состава и ухудшение механических
свойств металла, а также теплопотребляющие энергоустановки с сильной
коррозионной средой или температурой стенок выше 175 град. С должны
подвергаться дополнительным освидетельствованиям в соответствии с
инструкцией завода-изготовителя.
9.12. Все внешние части теплопотребляющих энергоустановок и
теплопроводы изолируются таким образом, чтобы температура поверхности
тепловой изоляции не превышала 45 град. С при температуре окружающего
воздуха 25 град. С. В случаях, когда по местным условиям эксплуатации
металл теплопотребляющих энергоустановок под изоляцией может
подвергаться разрушению, тепловая изоляция должна быть съемной.
9.13. Тепловая изоляция теплопотребляющих энергоустановок,
расположенных на открытом воздухе (вне зданий), оборудуется защитным
покрытием от атмосферных осадков, ветра.
9.14. Теплопотребляющая энергоустановка, трубопроводы и
вспомогательное оборудование к ней должны быть окрашены. Лаки или
краски должны быть стойкими против паров и газов, выделяющихся в
помещении, где расположена данная энергоустановка.
9.15. На арматуре наносятся названия и номера согласно
оперативным схемам трубопроводов, указатели направления вращения
штурвалов. Регулирующие клапаны снабжаются указателями степени
открытия регулирующего органа, а запорная арматура - указателями
"открыто" и "закрыто".
9.16. Окраска, надписи и обозначения на тепловых энергоустановках
и трубопроводах должны соответствовать проектным схемам. При выборе
основного цвета окраски, величины размера надписи и маркировочных
щитков необходимо руководствоваться государственными стандартами.
9.17. Трубопроводы агрессивных, лекговоспламеняющихся, горючих,
взрывоопасных или вредных веществ выполняются герметичными. В местах
возможных утечек (краны, вентили, фланцевые соединения)
устанавливаются защитные кожухи, а при необходимости - специальные
устройства со сливом из них продуктов утечек в безопасное место.
9.18. На каждой теплопотребляющей энергоустановке, работающей под
давлением, после установки и регистрации на специальную табличку
форматом 200 x 150 мм наносятся следующие данные:
- регистрационный номер;
- разрешенное давление;
- дата (число, месяц и год) следующего внутреннего осмотра и
испытания на прочность и плотность;
- отсутствует подготовленный эксплуатационный персонал;
- отсутствует паспорт;
- истек срок освидетельствования энергоустановки;
- неисправны предохранительные устройства;
- давление поднялось выше разрешенного и несмотря на меры,
принятые персоналом, не снижается;
- неисправен манометр и невозможно определить давление по другим
приборам;
- неисправны или в неполном комплекте крепежные детали крышек и
люков;
- неисправны приборы безопасности и технологических блокировок,
контрольно-измерительные приборы и средства автоматизации;
- имеются другие нарушения, требующие отключения
теплопотребляющих энергоустановок в соответствии с инструкциями по
эксплуатации и нормативно-технической документацией
заводов-изготовителей тепловых энергоустановок.
9.19. На шкале манометра наносится красная черта, указывающая
величину разрешенного давления. Взамен красной черты разрешается
прикреплять к корпусу манометра металлическую пластинку, окрашенную в
красный цвет.
9.20. Манометр устанавливается с 3-ходовым краном или заменяющим
его устройством, позволяющим проводить периодическую проверку
манометра с помощью контрольного.
В необходимых случаях манометр в зависимости от условий работы и
свойств среды снабжается сильфонной трубкой или другими устройствами,
предохраняющими его от непосредственного воздействия среды и
температуры и обеспечивающими его надежную работу.
9.1. Тепловые пункты
Технические требования
9.1.1. В тепловых пунктах предусматривается размещение
оборудования, арматуры, приборов контроля, управления и автоматизации,
посредством которых осуществляется:
- преобразование вида теплоносителя или его параметров;
- контроль параметров теплоносителя;
- регулирование расхода теплоносителя и распределение его по
системам потребления теплоты;
- отключение систем потребления теплоты;
- защита местных систем от аварийного повышения параметров
теплоносителя;
- заполнение и подпитка систем потребления теплоты;
- учет тепловых потоков и расходов теплоносителя и конденсата;
- сбор, охлаждение, возврат конденсата и контроль его качества;
- аккумулирование теплоты;
- водоподготовка для систем горячего водоснабжения.
В тепловом пункте в зависимости от его назначения и конкретных
условий присоединения потребителей могут осуществляться все
перечисленные функции или только их часть.
9.1.2. Устройство индивидуальных тепловых пунктов обязательно в
каждом здании независимо от наличия центрального теплового пункта, при
этом в индивидуальных тепловых пунктах предусматриваются только те
функции, которые необходимы для присоединения систем потребления
теплоты данного здания и не предусмотрены в центральном тепловом
пункте.
9.1.3. При теплоснабжении от внешних источников теплоты и числе
зданий более одного устройство центрального теплового пункта является
обязательным.
При теплоснабжении от собственных источников теплоты оборудование
теплового пункта, как правило, располагают в помещении источника
(например, котельной); сооружения отдельно стоящих центральных
тепловых пунктов следует определять в зависимости от конкретных
условий теплоснабжения.
9.1.4. Оборудование центрального теплового пункта должно
обеспечить требуемые параметры теплоносителя (расход, давление,
температуру), их контроль и регулирование для всех присоединенных к
нему систем теплопотребления. Присоединение систем теплопотребления
должно выполняться с максимально возможным использованием вторичных
тепловых ресурсов от других систем теплопотребления. Отказ от
использования вторичной теплоты должен быть мотивирован
технико-экономическим обоснованием.
9.1.5. На каждый тепловой пункт составляется технический паспорт,
рекомендуемая форма приведена в Приложении N 6.
9.1.6. Присоединение систем потребления теплоты необходимо
выполнять с учетом гидравлического режима работы тепловых сетей
(пьезометрического графика) и графика изменения температуры
теплоносителя в зависимости от изменения температуры наружного
воздуха.
9.1.7. Расчетная температура воды в подающих трубопроводах
водяных тепловых сетей после центрального теплового пункта при
присоединении систем отопления зданий по зависимой схеме должна
приниматься равной расчетной температуре воды в подающем трубопроводе
тепловых сетей до центрального теплового пункта, но не выше 150 град.
С.
9.1.8. Системы отопления, вентиляции и кондиционирования воздуха
должны присоединяться к двухтрубным водяным тепловым сетям, как
правило, по зависимой схеме.
По независимой схеме, предусматривающей установку
водоподогревателей, допускается присоединять:
- системы отопления 12-этажных зданий и выше (или более 36 м);
- системы отопления зданий в открытых системах теплоснабжения при
невозможности обеспечения требуемого качества воды.
9.1.9. Системы отопления зданий следует присоединять к тепловым
сетям:
- непосредственно при совпадении гидравлического и температурного
режимов тепловой сети и местной системы. При этом необходимо
обеспечивать невскипаемость перегретой воды при динамическом и
статическом режимах системы;
- через элеватор при необходимости снижения температуры воды в
системе отопления и располагаемом напоре перед элеватором, достаточном
для его работы;
- через смесительные насосы при необходимости снижения
температуры воды в системе отопления и располагаемом напоре,
недостаточном для работы элеватора, а также при осуществлении
автоматического регулирования системы.
9.1.10. К одному элеватору присоединяется, как правило, одна
система отопления. Допускается присоединять к одному элеватору
несколько систем отопления с увязкой гидравлических режимов этих
систем.
9.1.11. При необходимости изменения параметров пара должны
предусматриваться редукционно-охладительные, редукционные или
охладительные установки.
Размещение этих устройств, а также установок сбора, охлаждения и
возврата конденсата в центральных тепловых пунктах или в
индивидуальных тепловых пунктах следует предусматривать на основании
технико-экономического расчета в зависимости от числа потребителей и
расхода пара со сниженными параметрами, количества возвращаемого
конденсата, а также расположения потребителей пара на территории
организации.
9.1.12. В тепловых пунктах с установками сбора, охлаждения и
возврата конденсата предусматриваются мероприятия по использованию
теплоты конденсата путем:
- охлаждения конденсата в водоподогревателях с использованием
нагретой воды для хозяйственно-бытовых или технологических
потребителей горячей воды;
- получения пара вторичного вскипания в расширительных баках с
использованием его для технологических потребителей пара низкого
давления.
9.1.13. При теплоснабжении от одного теплового пункта
производственного или общественного здания, имеющего различные системы
потребления теплоты, каждую из них следует присоединять по
самостоятельным трубопроводам от распределительного (подающего) и
сборного (обратного) коллекторов. Допускается присоединять к одному
общему трубопроводу системы теплопотребления, работающие при различных
режимах, удаленные от теплового пункта более чем на 200 м, с проверкой
работы этих систем при максимальных и минимальных расходах и
параметрах теплоносителя.
9.1.14. Обратный трубопровод от систем вентиляции присоединяется
перед водоподогревателем горячего водоснабжения I ступени.
При этом, если потери давления по сетевой воде в
водоподогревателе I ступени превысят 50 кПа, водоподогреватель
оборудуется обводным трубопроводом (перемычкой), на котором
устанавливаются дроссельная диафрагма или регулирующий клапан,
рассчитанные на то, чтобы потери давления в водоподогревателе не
превышали расчетной величины.
9.1.15. К паровым тепловым сетям потребители теплоты могут
присоединяться:
- по зависимой схеме - с непосредственной подачей пара в системы
теплопотребления с изменением или без изменения параметров пара;
- по независимой схеме - через пароводяные подогреватели.
Использование для целей горячего водоснабжения паровых
водонагревателей барботажного типа не допускается.
9.1.16. В тепловых пунктах, в которые возможно поступление
загрязненного конденсата, должна предусматриваться проверка качества
конденсата в каждом сборном баке и на дренажных трубопроводах. Способы
контроля устанавливаются в зависимости от характера загрязнения и
схемы водоподготовки на источнике теплоты.
9.1.17. На трубопроводах тепловых сетей и конденсатопроводах при
необходимости поглощения избыточного напора должны устанавливаться
регуляторы давления или дроссельные диафрагмы.
9.1.18. В тепловых пунктах следует применять водяные
горизонтальные секционные кожухотрубные или пластинчатые
водоподогреватели либо паровые горизонтальные многоходовые
водоподогреватели.
9.1.19. Для систем горячего водоснабжения допускается применять
емкостные водоподогреватели с использованием их в качестве
баков-аккумуляторов горячей воды в системах горячего водоснабжения при
условии соответствия их вместимости требуемой по расчету вместимости
баков-аккумуляторов.
9.1.20. Для водо-водяных подогревателей следует применять
противоточную схему потоков теплоносителей.
В горизонтальные секционные кожухотрубные водоподогреватели
систем отопления греющая вода из тепловой сети должна поступать в
трубки; в водоподогреватели систем горячего водоснабжения - в
межтрубное пространство.
В пластинчатых теплообменниках нагреваемая вода должна проходить
вдоль первой и последней пластин.
В пароводяных подогревателях пар должен поступать в межтрубное
пространство.
В системах горячего водоснабжения должны применяться
горизонтальные секционные кожухотрубные водоподогреватели с латунными
трубками, а емкостные - с латунными или со стальными змеевиками. Для
пластинчатых теплообменников должны применяться пластины из
нержавеющей стали в соответствии с действующими стандартами.
9.1.21. Перед элеватором на подающем трубопроводе рекомендуется
предусматривать прямую вставку длиной 0,25 м на фланцах для замены
сопла. Диаметр вставки следует принимать равным диаметру трубопровода.
9.1.22. На подающем трубопроводе при вводе в тепловой пункт после
входной задвижки и на обратном трубопроводе перед выходной задвижкой
по ходу теплоносителя должны быть смонтированы устройства для
механической очистки от взвешенных частиц. При наличии регулирующих
устройств и приборов учета допускается устанавливать дополнительную
очистку.
9.1.23. Перед механическими водосчетчиками, пластинчатыми
водоподогревателями и циркуляционными насосами системы отопления,
присоединенной по независимой схеме, по ходу воды следует
устанавливать устройства для механической очистки от взвешенных
частиц.
9.1.24. Расположение и крепление трубопроводов внутри теплового
пункта не должны препятствовать свободному перемещению
эксплуатационного персонала и подъемно-транспортных устройств.
9.1.25. Запорная арматура предусматривается:
- на всех подающих и обратных трубопроводах тепловых сетей на
вводе и выводе их из тепловых пунктов;
- на всасывающем и нагнетательном патрубках каждого насоса;
- на подводящих и отводящих трубопроводах каждого
водоподогревателя.
В остальных случаях необходимость установки запорной арматуры
определяется проектом. При этом количество запорной арматуры на
трубопроводах предусматривается минимально необходимым, обеспечивающим
надежную и безаварийную работу. Установка дублирующей запорной
арматуры допускается при обосновании.
9.1.26. В качестве отключающей арматуры на вводе тепловых сетей в
тепловой пункт применяется стальная запорная арматура.
На спускных, продувочных и дренажных устройствах применять
арматуру из серого чугуна не допускается.
При установке чугунной арматуры в тепловых пунктах
предусматривается защита ее от напряжений изгиба. В тепловых пунктах
допускается также применение арматуры из латуни и бронзы.
9.1.27. Применять запорную арматуру в качестве регулирующей не
допускается.
9.1.28. Размещение арматуры, дренажных устройств, фланцевых и
резьбовых соединений в местах прокладки трубопроводов над дверными и
оконными проемами, а также над воротами не допускается.
9.1.29. В подземных, отдельно расположенных от зданий,
центральных тепловых пунктах предусматривается на вводе трубопроводов
тепловой сети запорная арматура с электроприводом независимо от
диаметра трубопровода.
9.1.30. Для промывки и опорожнения систем потребления теплоты на
их обратных трубопроводах до запорной арматуры (по ходу теплоносителя)
предусматривается установка штуцера с запорной арматурой. Диаметр
штуцера следует определять расчетом в зависимости от вместимости и
необходимого времени опорожнения систем.
9.1.31. На трубопроводах следует предусматривать устройство
штуцеров с запорной арматурой:
- в высших точках всех трубопроводов - условным диаметром не
менее 15 мм для выпуска воздуха (воздушники);
- в низших точках трубопроводов воды и конденсата, а также на
коллекторах - условным диаметром не менее 25 мм для спуска воды
(спускники).
9.1.32. В тепловых пунктах не должно быть перемычек между
подающими и обратными трубопроводами и обводных трубопроводов
элеваторов, регулирующих клапанов, грязевиков и приборов учета
расходов теплоносителя и теплоты.
Допускается устройство в тепловом пункте перемычек между подающим
и обратным трубопроводами при обязательной установке на них двух
последовательно расположенных задвижек (вентилей). Между этими
задвижками (вентилями) должно быть выполнено дренажное устройство,
соединенное с атмосферой. Арматура на перемычках в нормальных условиях
эксплуатации должна быть закрыта и опломбирована, вентиль дренажного
устройства должен находиться в открытом состоянии.
9.1.33. Предусматривать обводные трубопроводы для насосов (кроме
подкачивающих), элеваторов, регулирующих клапанов, грязевиков и
приборов для учета тепловых потоков и расхода воды не допускается.
9.1.34. На паропроводе устанавливаются пусковые (прямые) и
постоянные (через конденсатоотводчик) дренажи.
Пусковые дренажи устанавливаются:
- перед запорной арматурой на вводе паропровода в тепловой пункт;
- на распределительном коллекторе;
- после запорной арматуры на ответвлениях паропроводов при уклоне
ответвления в сторону запорной арматуры (в нижних точках паропровода).
Постоянные дренажи устанавливаются в нижних точках паропровода.
9.1.35. Устройства для отвода конденсата из пароводяных
водоподогревателей и паропроводов должны размещаться ниже точек отбора
конденсата и соединяться с ними вертикальными или горизонтальными
трубопроводами с уклоном не менее 0,1 в сторону устройства для отбора
конденсата.
9.1.36. Обратные клапаны предусматриваются:
- на циркуляционном трубопроводе системы горячего водоснабжения
перед присоединением его к обратному трубопроводу тепловых сетей в
открытых системах теплоснабжения или к водоподогревателям в закрытых
системах теплоснабжения;
- на трубопроводе холодной воды перед водоподогревателями системы
горячего водоснабжения за водомерами по ходу воды;
- на ответвлении от обратного трубопровода тепловой сети перед
регулятором смешения в открытой системе теплоснабжения;
- на трубопроводе перемычки между подающим и обратным
трубопроводами систем отопления или вентиляции при установке
смесительных или корректирующих насосов на подающем или обратном
трубопроводе этих систем;
- на нагнетательном патрубке каждого насоса до задвижки при
установке более одного насоса;
- на обводном трубопроводе у подкачивающих насосов;
- на подпиточном трубопроводе системы отопления при отсутствии на
нем насоса;
- при статическом давлении в тепловой сети, превышающем
допускаемое давление для систем потребления теплоты, - отсекающий
клапан на подающем трубопроводе после входа в тепловой пункт, а на
обратном трубопроводе перед выходом из теплового пункта -
предохранительный и обратный клапаны.
Не следует предусматривать дублирующие обратные клапаны,
устанавливаемые за насосами.
9.1.37. Для коллекторов диаметром более 500 мм применение плоских
накладных приварных заглушек не допускается, применяются заглушки
плоские приварные с ребрами или эллиптические.
9.1.38. Нижняя врезка отводящих и подводящих трубопроводов в
коллектор не рекомендуется.
Врезки подводящего трубопровода распределительного коллектора и
отводящего трубопровода сборного коллектора следует предусматривать
около неподвижной опоры.
Коллектор устанавливается с уклоном 0,002 в сторону спускного
штуцера.
9.1.39. На трубопроводах, арматуре, оборудовании и фланцевых
соединениях предусматривается тепловая изоляция, обеспечивающая
температуру на поверхности теплоизоляционной конструкции,
расположенной в рабочей или обслуживаемой зоне помещения, для
теплоносителей с температурой выше 100 град. С - не более 45 град. С,
а с температурой ниже 100 град. С - не более 35 град. С (при
температуре воздуха помещения 25 град. С).
9.1.40. В зависимости от назначения трубопровода и параметров
среды поверхность трубопровода окрашивается в соответствующий цвет и
имеет маркировочные надписи в соответствии с требованиями,
установленными Госгортехнадзором России.
Окраска, условные обозначения, размеры букв и расположение
надписей должны соответствовать действующим стандартам. Пластинчатые
теплообменники следует окрашивать теплостойкой эмалью.
9.1.41. Средства автоматизации и контроля должны обеспечивать
работу тепловых пунктов без постоянного обслуживающего персонала (с
пребыванием персонала не более 50% рабочего времени).
9.1.42. Автоматизация тепловых пунктов закрытых и открытых систем
теплоснабжения обеспечивает:
- поддержание заданной температуры воды, поступающей в систему
горячего водоснабжения;
- регулирование подачи теплоты (теплового потока) в системы
отопления в зависимости от изменения параметров наружного воздуха с
целью поддержания заданной температуры воздуха в отапливаемых
помещениях;
- ограничение максимального расхода воды из тепловой сети на
тепловой пункт путем прикрытия клапана регулятора расхода;
- поддержание требуемого перепада давлений воды в подающем и
обратном трубопроводах тепловых сетей на вводе в центральные тепловые
пункты или индивидуальные тепловые пункты при превышении фактического
перепада давлений над требуемым более чем на 200 кПа;
- минимальное заданное давление в обратном трубопроводе системы
отопления при возможном его снижении;
- поддержание требуемого перепада давлений воды в подающем и
обратном трубопроводах систем отопления в закрытых системах
теплоснабжения при отсутствии регуляторов расхода теплоты на
отопление, на перемычке между обратным и подающим трубопроводами
тепловой сети;
- включение и выключение подпиточных устройств для поддержания
статического давления в системах теплопотребления при их независимом
присоединении;
- защиту систем теплопотребления от повышения давления или
температуры воды в них, при возможности превышения допустимых
параметров;
- поддержание заданного давления воды в системе горячего
водоснабжения;
- включение и выключение циркуляционных насосов;
- блокировку включения резервного насоса при отключении рабочего;
- защиту системы отопления от опорожнения;
- прекращение подачи воды в бак-аккумулятор или в расширительный
бак при независимом присоединении систем отопления по достижении
верхнего уровня в баке и включение подпиточных устройств при
достижении нижнего уровня;
- включение и выключение дренажных насосов в подземных тепловых
пунктах по заданным уровням воды в дренажном приямке.
9.1.43. Для контроля расхода тепловой энергии, теплоносителя,
утечки сетевой воды, возврата конденсата в тепловых пунктах
устанавливаются теплосчетчики и счетчики теплоносителя.
9.1.44. В центральных тепловых пунктах устанавливаются следующие
контрольно-измерительные приборы:
а) манометры показывающие:
- до запорной арматуры на вводе в тепловой пункт трубопроводов
водяных тепловых сетей, паропроводов и конденсатопроводов;
- на распределительном и сборном коллекторах водяных тепловых
сетей и паропроводов;
- после узла смешения;
- на паропроводах до и после редукционных клапанов;
- на трубопроводах водяных тепловых сетей паропроводах до и после
регуляторов давления;
- на подающих трубопроводах после запорной арматуры на каждом
ответвлении к системам потребления теплоты и на обратных трубопроводах
до запорной арматуры - из систем потребления теплоты;
б) штуцеры для манометров - до и после грязевиков, фильтров и
водомеров;
в) термометры показывающие:
- на распределительном и сборном коллекторах водяных тепловых
сетей и паропроводов;
- на трубопроводах водяных тепловых сетей после узла смешения;
- на подающих и обратных трубопроводах из каждой системы
потребления теплоты по ходу воды перед задвижкой.
9.1.45. В индивидуальных тепловых пунктах систем теплопотребления
устанавливаются:
а) манометры показывающие:
- после запорной арматуры на вводе в тепловой пункт трубопроводов
водяных тепловых сетей, паропроводов и конденсатопроводов;
- после узла смешения;
- до и после регуляторов давления на трубопроводах водяных
тепловых сетей и паропроводов;
- на паропроводах до и после редукционных клапанов;
- на подающих трубопроводах после запорной арматуры на каждом
ответвлении к системам потребления теплоты и на обратных трубопроводах
до запорной арматуры - из систем потребления теплоты;
б) штуцеры для манометров:
- до запорной арматуры на вводе в тепловой пункт трубопроводов
водяных тепловых сетей, паропроводов и конденсатопроводов;
- до и после грязевиков, фильтров и водомеров;
в) термометры показывающие:
- после запорной арматуры на вводе в тепловой пункт трубопроводов
водяных тепловых сетей, паропроводов и конденсатопроводов;
- на трубопроводах водяных тепловых сетей после узла смешения;
- на обратных трубопроводах из систем потребления теплоты по ходу
воды перед задвижками.
9.1.46. Показывающие манометры и термометры устанавливаются на
входе и выходе трубопроводов греющей и нагреваемой воды для каждой
ступени водоподогревателей систем горячего водоснабжения и отопления.
9.1.47. Показывающие манометры устанавливаются перед всасывающими
и после нагнетательных патрубков насосов.
9.1.48. При установке самопишущих термометров и манометров
следует предусматривать кроме них на тех же трубопроводах штуцеры для
показывающих манометров и гильзы для термометров.
9.1.49. В случаях, когда теплосчетчики и счетчики воды
регистрируют и показывают параметры теплоносителя, дублирующие
контрольно-измерительные приборы можно не предусматривать.
9.1.50. Устройства систем водоподготовки тепловых пунктов должны
обеспечивать качество теплоносителя в соответствии с требованиями
действующей нормативно-технической документации для систем
теплопотребления и настоящими Правилами.
9.1.51. На местном щите управления необходимо устанавливать
световую сигнализацию о включении резервных насосов и достижении
следующих предельных параметров:
- температуры воды, поступающей в систему горячего водоснабжения
(минимальная - максимальная);
- давления в обратных трубопроводах систем отопления каждого
здания или в обратном трубопроводе распределительных сетей отопления
на выходе из центрального теплового пункта (минимальное -
максимальное);
- минимального перепада давлений в подающем и обратном
трубопроводах тепловой сети на входе и на выходе из центрального
теплового пункта;
- уровней воды или конденсата в баках и водосборных приямках.
При применении регуляторов расхода теплоты на отопление должна
быть предусмотрена сигнализация о превышении заданной величины
отклонения регулируемого параметра.
Эксплуатация
9.1.52. Основными задачами эксплуатации являются:
- обеспечение требуемого расхода теплоносителя для каждого
теплового пункта при соответствующих параметрах;
- снижение тепловых потерь и утечек теплоносителя;
- обеспечение надежной и экономичной работы всего оборудования
теплового пункта.
9.1.53. При эксплуатации тепловых пунктов в системах
теплопотребления осуществляется:
- включение и отключение систем теплопотребления, подключенных на
тепловом пункте;
- контроль за работой оборудования;
- обеспечение требуемых режимными картами расходов пара и сетевой
воды;
- обеспечение требуемых инструкциями по эксплуатации и режимными
картами параметров пара и сетевой воды, поступающих на
теплопотребляющие энергоустановки, конденсата и обратной сетевой воды,
возвращаемых ими в тепловую сеть;
- регулирование отпуска тепловой энергии на
отопительно-вентиляционные нужды в зависимости от метеоусловий, а
также на нужды горячего водоснабжения в соответствии с санитарными и
технологическими нормами;
- снижение удельных расходов сетевой воды и утечек ее из системы,
сокращение технологических потерь тепловой энергии;
- обеспечение надежной и экономичной работы всего оборудования
теплового пункта;
- поддержание в работоспособном состоянии средств контроля, учета
и регулирования.
9.1.54. Эксплуатация тепловых пунктов осуществляется оперативным
или оперативно-ремонтным персоналом.
Необходимость дежурства персонала на тепловом пункте и его
продолжительность устанавливаются руководством организации в
зависимости от местных условий.
9.1.55. Тепловые пункты периодически не реже 1 раза в неделю
осматриваются управленческим персоналом и специалистами организации.
Результаты осмотра отражаются в оперативном журнале.
9.1.56. Эксплуатация тепловых пунктов, находящихся на балансе
потребителя тепловой энергии, осуществляется его персоналом.
Энергоснабжающая организация осуществляет контроль за соблюдением
потребителем режимов теплопотребления и состоянием учета
энергоносителей.
9.1.57. В случае возникновения аварийной ситуации потребитель
тепловой энергии извещает диспетчера и (или) администрацию
эксплутационного предприятия для принятия срочных мер по локализации
аварии и до прибытия персонала эксплутационного предприятия, ограждает
место аварии и устанавливает посты дежурных.
9.1.58. Включение и выключение тепловых пунктов, систем
теплопотребления и установление расхода теплоносителя производится
персоналом потребителей тепловой энергии с разрешения диспетчера и под
контролем персонала энергоснабжающей организации.
9.1.59. Испытания оборудования установок и систем
теплопотребления на плотность и прочность должны производиться после
их промывки персоналом потребителя тепловой энергии с обязательным
присутствием представителя энергоснабжащей организации. Результаты
проверки оформляются актом.
9.1.60. Опробование работы систем отопления производится после
получения положительных результатов испытаний систем на плотность и
прочность.
Опробование систем отопления в обвод элеваторов или с соплом
большего диаметра, а также при завышенном расходе теплоносителя не
допускается.
9.1.61. Давление теплоносителя в обратном трубопроводе теплового
пункта должно быть на 0,05 МПа (0,5 кгс/см2) больше статического
давления системы теплопотребления, присоединенной к тепловой сети по
зависимой схеме.
9.1.62. Повышение давления теплоносителя сверх допустимого и
снижение его менее статического даже кратковременное при отключении и
включении в работу систем теплопотребления, подключенных к тепловой
сети по зависимой схеме, не допускается. Отключение системы следует
производить поочередным закрытием задвижек, начиная с подающего
трубопровода, а включение - открытием, начиная с обратного.
9.1.63. Включение тепловых пунктов и систем паропотребления
осуществляется открытием пусковых дренажей, прогревом трубопровода
пара, оборудования теплового пункта и систем паропотребления. Скорость
прогрева зависит от условий дренажа скапливающегося конденсата, но не
выше 30 град. С/час.
9.1.64. Распределение пара по отдельным теплоприемникам
осуществляется настройкой регуляторов давления, а у потребителей с
постоянным расходом пара - установкой дроссельных диафрагм
соответствующих диаметров.
9.2. Системы отопления, вентиляции,
кондиционирования, горячего водоснабжения
9.2.1. Отклонение среднесуточной температуры воды, поступившей в
системы отопления, вентиляции, кондиционирования и горячего
водоснабжения, должно быть в пределах +/- 3% от установленного
температурного графика. Среднесуточная температура обратной сетевой
воды не должна превышать заданную температурным графиком температуру
более чем на 5%.
9.2.2. При эксплуатации систем отопления, вентиляции и горячего
водоснабжения часовая утечка теплоносителя не должна превышать норму,
которая составляет 0,25% объема воды в системах с учетом объема воды в
|