ДЕРЖАВНИЙ КОМІТЕТ БУДІВНИЦТВА,АРХІТЕКТУРИ ТА ЖИТЛОВОЇ ПОЛІТИКИ УКРАЇНИ
ЗАТВЕРДЖЕНОНаказ Держбуду України
з 1 січня 1999 р.
{ Документ втратив чинність на підставі Наказу Міністерстварегіонального розвитку, будівництва та
житлово-комунального господарства
N 313 ( v0313858-11 ) від 28.11.2011 }
N 313 ( v0313858-11 ) від 28.11.2011 }
ПРАВИЛАтехнічної експлуатації систем теплопостачання
комунальної енергетики України
{ Із змінами, внесеними згідно з Наказом Державного комітетуз питань житлово-комунального господарства
N 234 ( v0234508-04 ) від 29.12.2004 }
N 234 ( v0234508-04 ) від 29.12.2004 }
1. Загальні положення
1.1. Галузь застосування і призначення Правил 1.1.1. Правила технічної експлуатації систем теплопостачання
комунальної енергетики України (далі - Правила) установлюють
вимоги до ремонту, реконструкції, налагодження та експлуатації
систем теплопостачання комунальної енергетики, до яких входять
джерела теплової енергії, теплові мережі, теплові пункти і
теплоспоживачі. 1.1.2. Правила поширюються на: - районні, квартальні, групові та індивідуальні котельні,
обладнані паровими та водогрійними котлами, незалежно від
параметрів роботи; - парові та водяні теплові мережі; - центральні та індивідуальні теплові пункти,
теплорозподільні станції, водяні та парові системи центрального
опалення і вентиляції, системи гарячого водопостачання житлових,
громадських та промислових будівель та інші пристрої і споруди
теплоспоживачів. 1.1.3. Ці Правила обов'язкові для виконання усіма
підприємствами, які зайняті ремонтом, реконструкцією,
налагодженням та експлуатацією котелень, теплових мереж,
теплорозподільних вузлів і систем теплоспоживання комунальної
форми власності.
1.2. Нормативні посилання При розробці цих Правил використовувались чинні в Україні
такі нормативні документи.
------------------------------------------------------------------ | N п/п | Позначення | Назва нормативного документа | |--------+--------------+----------------------------------------| | 1 | 2 | 3 | |--------+--------------+----------------------------------------| | 1.2.1. |СНиП |Тепловые сети | | |2.04.07-86 | | |--------+--------------+----------------------------------------| | 1.2.2. |СНиП II-4.79 |Естественное и искусственное освещение | |--------+--------------+----------------------------------------| | 1.2.3. |СНиП II-35-76 |Котельные установки | |--------+--------------+----------------------------------------| | 1.2.4. | |Рекомендації по проектуванню дахових, | | | |вбудованих і прибудованих котельних | | | |установок та установлення побутових | | | |теплогенераторів, працюючих на | | | |природному газі (посібник до СНиП | | | |II-35-76) | |--------+--------------+----------------------------------------| | 1.2.5. |СНиП II-58-75 |Электростанции тепловые | |--------+--------------+----------------------------------------| | 1.2.6. |ДБН |Приймання в експлуатацію закінчених | | |А.3.1.-3-94 |будівництвом об'єктів. Основні положення| |--------+--------------+----------------------------------------| | 1.2.7. |СНиП |Газоснабжение | | |2.04.08-87 | | |--------+--------------+----------------------------------------| | 1.2.8. |СНиП |Отопление, вентиляция и | | |2.04.05-91 |кондиционирование воздуха. | |--------+--------------+----------------------------------------| | 1.2.9. |СНиП |Внутренний водопровод и канализация | | |2.04.01-85 |зданий. | |--------+--------------+----------------------------------------| |1.2.10. |ГОСТ 5542-87 |Газы горючие природные для промышленного| | | |и коммунально-бытового назначения. | | | |Технические требования | |--------+--------------+----------------------------------------| |1.2.11. |ГОСТ 2939-63 |Газы. Условия для определения объема. | |--------+--------------+----------------------------------------| |1.2.12. | |Правила подачі та використання | | | |природного газу в народному господарстві| | | |України. Затверджені наказом | | | |Держкомнафтогазу 01.11.94 N 355 | | | |( z0281-94 ) | |--------+--------------+----------------------------------------| |1.2.13. |ГОСТ 3619-89 |Котлы паровые стационарные. Типы и | | | |основные параметры | |--------+--------------+----------------------------------------| |1.2.14. |ГОСТ 1137-64 |Правила приемки топлива по качеству и | | | |отбор проб | |--------+--------------+----------------------------------------| |1.2.15. |ГОСТ 8731-87 |Трубы стальные бесшовные | | | |горячедеформированные. Технические | | | |условия | |--------+--------------+----------------------------------------| |1.2.16. |ГОСТ 8733-87 |Трубы стальные бесшовные холодно- и | | | |теплодеформированные. Технические | | | |условия | |--------+--------------+----------------------------------------| |1.2.17. |ГОСТ 10705-80 |Трубы стальные электросварные. | | | |Технические условия | |--------+--------------+----------------------------------------| |1.2.18. |ГОСТ 10706-76 |Трубы стальные электросварные | | | |прямошовные. Технические требования | |--------+--------------+----------------------------------------| |1.2.19. |ГОСТ 20295-85 |Трубы стальные сварные для магистральных| | | |газонефтепроводов. Технические условия | |--------+--------------+----------------------------------------| |1.2.20. |ГОСТ 21563-82 |Котлы водогрейные стационарные. Основные| | | |параметры и технические требования | |--------+--------------+----------------------------------------| |1.2.21. |ГОСТ 25365-82 |Котлы паровые и водогрейные. Общие | | | |технические требования. Требования к | | | |конструкции | |--------+--------------+----------------------------------------| |1.2.22. |ГОСТ 27303-87 |Котлы паровые и водогрейные. Правила | | | |приемки после монтажа | |--------+--------------+----------------------------------------| |1.2.23. |ОСТ |Котлы паровые стационарные. | | |34-38-453-79 |Ремонтопригодность. Общие требования | | |Минэнерго | | |--------+--------------+----------------------------------------| |1.2.24. |ТУ 14-3-190-82|Трубы стальные бесшовные для котельных | | | |установок и трубопроводов | |--------+--------------+----------------------------------------| |1.2.25. |ТУ 3-420-75 |Трубы стальные бесшовные горячекатаные | | | |толстолистовые для паровых котлов и | | | |трубопроводов | |--------+--------------+----------------------------------------| |1.2.26. |ТУ 14-3-460-75|Трубы стальные бесшовные для паровых | | | |котлов и трубопроводов | |--------+--------------+----------------------------------------| |1.2.27. |ТУ 14-3-858-79|Трубы бесшовные холоднодеформированные | |--------+--------------+----------------------------------------| |1.2.28. |ТУ 14-3-954-80|Трубы стальные электросварные | | | |спиральношовные диаметром 580 - 1420 мм | | | |для трубопроводов тепловых сетей | |--------+--------------+----------------------------------------| |1.2.29. |ДНАОП |Перечень работ с повышенной опасностью | | |0.00-8.02-93 | | |--------+--------------+----------------------------------------| |1.2.30. |ДНАОП |Правила будови та безпечної експлуатації| | |0.00-1.07-94 |посудин, що працюють під тиском (зі | | | |змінами та доповненнями) | |--------+--------------+----------------------------------------| |1.2.31. |ДНАОП |Правила будови та безпечної експлуатації| | |0.00-1.08-94 |парових і водогрійних котлів (зі змінами| | | |та доповненнями) | |--------+--------------+----------------------------------------| |1.2.32. |ДНАОП |Типова інструкція для операторів | | |0.00-5.10-96 |(машиністів) парових та водогрійних | | | |котлів | |--------+--------------+----------------------------------------| | 1.2.33 |ДНАОП |Правила атестації зварників | | |0.00-1.16-96 | | |--------+--------------+----------------------------------------| |1.2.34. |РД 2730.940 |Котлы паровые и водогрейные, | | |102-92 |трубопроводы пара и горячей воды. | | |Минэнерго |Сварные соединения. Общие требования. | | |Украины |Контроль качества. | |--------+--------------+----------------------------------------| |1.2.35. |ДНАОП |Правила будови і безпечної експлуатації | | |0.00-1.26-96 |парових котлів з тиском пари не більше | | | |0,07 МПа (0,7 кгс/кв.см) | | | |водопідігрівачів з температурою нагріву | | | |води не вище 115 град.C | |--------+--------------+----------------------------------------| |1.2.36. |ДНАОП |Правила будови і безпечної експлуатації | | |0.00-1.11-98 |трубопроводів пари та гарячої води | |--------+--------------+----------------------------------------| |1.2.37. | |Правила обстежень, оцінки технічного | | | |стану, паспортизації та проведення | | | |планово-попереджувальних ремонтів | | | |теплових мереж і споруд на них. | | | |Затверджені наказом Держбуду України | | | |09.06.98 р. N 123 | |--------+--------------+----------------------------------------| |1.2.38. |Р 204 України |Рекомендації обробки води систем | | |001-96 |підживлення теплових мереж за допомогою | | | |магнієвих фільтрів. | |--------+--------------+----------------------------------------| |1.2.39. | |Правила устройства электроустановок | | | |(ПУЭ) | |--------+--------------+----------------------------------------| |1.2.40. |ДНАОП |Правила безпечної експлуатації | | |0.00-1.21-98 |електроустановок споживачів | |--------+--------------+----------------------------------------| |1.2.41. |ДНАОП |Правила пожежної безпеки в Україні | | |0.01-1.01-95 | | |--------+--------------+----------------------------------------| |1.2.42. |ДНАОП |Інструкція про порядок видачі дозволу на| | |0.00-5.08-96 |виготовлення, ремонт і реконструкцію | | | |об'єктів котлонагляду і здійснення | | | |нагляду за виконанням цих робіт | |--------+--------------+----------------------------------------| |1.2.43. |ДНАОП |Типове положення про навчання, | | |0.00-4.12-94 |інструктаж і перевірку знань працівників| | | |з питань охорони праці ( z0095-94 ) | |--------+--------------+----------------------------------------| |1.2.44. | |Тимчасові правила обліку відпуску і | | | |споживання теплової енергії. Затверджені| | | |наказом Держжитлокомунгоспу і Міненерго | | | |України 01.07.96 N 57/112 | |--------+--------------+----------------------------------------| |1.2.45. |ДНАОП |Правила безпеки систем газопостачання | | |0.00-1.20-98 |України (ПБСГ) | |--------+--------------+----------------------------------------| |1.2.46. |НАОП |Правила технической эксплуатации систем | | |1.123-1.18-80 |газоснабжения Украины | |--------+--------------+----------------------------------------| |1.2.47. |ДБН В.1.2-1-95|Положення про розслідування причин | | | |аварій (обвалень) будівель, споруд, їх | | | |частин та конструктивних елементів | |--------+--------------+----------------------------------------| |1.2.48. |ДНАОП |Положення про розслідування та облік | | |0.00-1.03-98 |нещасних випадків, професійних | | | |захворювань і аварій на підприємствах, в| | | |установах і організаціях ( 623-93-п ) | |--------+--------------+----------------------------------------| |1.2.49. | |Перелік чинних в Україні нормативних | | | |документів у галузі будівництва. | | | |Затверджений наказом Держбуду України | | | |21.12.98 N 295 та введений в дію з | | | |01.01.99 р. | ------------------------------------------------------------------
1.3. Терміни і визначення
------------------------------------------------------------------ | N п/п | Термін | Визначення | |--------+-----------------+-------------------------------------| | 1 | 2 | 3 | |--------+-----------------+-------------------------------------| | 1.3.1. |Паровий котел |Пристрій, що має топку і огрівається | | | |продуктами спаленого в ній палива та | | | |призначений для отримання пари з | | | |тиском вище атмосферного, що | | | |використовується поза самим | | | |пристроєм. | |--------+-----------------+-------------------------------------| | 1.3.2. |Водогрійний котел|Пристрій, що має топку і огрівається | | | |продуктами спаленого в ній палива та | | | |призначений для нагрівання води, яка | | | |знаходиться під тиском вище | | | |атмосферного і використовується як | | | |теплоносій поза самим пристроєм. | |--------+-----------------+-------------------------------------| | 1.3.3. |Бойлер |Підігрівач води із мережі, | | | |пароводяний або водоводяний | | | |теплообмінник, що використовує тепло | | | |пари або котлової води для отримання | | | |гарячої води інших параметрів. Бойлер| | | |може бути вбудованим в котел або | | | |стояти окремо. | |--------+-----------------+-------------------------------------| | 1.3.4. |Котел-утилізатор |Паровий або водогрійний котел без | | | |топки або з топкою для допалювання | | | |газів, в якому як джерело тепла | | | |використовуються гарячі гази | | | |технологічних або металургійних | | | |виробництв або інші технічні | | | |продуктові потоки. | |--------+-----------------+-------------------------------------| | 1.3.5. |Пароводогрійний |Котел, призначений для видачі | | |котел |споживачу пари та гарячої води. | |--------+-----------------+-------------------------------------| | 1.3.6. |Котел-бойлер |Паровий котел, у барабані якого | | | |розміщено пристрій для нагрівання | | | |води, що використовується поза самим | | | |котлом, а також паровий котел, в | | | |природну циркуляцію якого включено | | | |бойлер, який стоїть окремо. | | | |Примітка. На бойлер поширюються дані | | | |Правила незалежно від того, | | | |відключається він від котла арматурою| | | |чи ні. | |--------+-----------------+-------------------------------------| | 1.3.7. |Економайзер |Пристрій, що обігрівається продуктами| | | |згорання палива і призначений для | | | |підігрівання або часткового | | | |випаровування води, що надходить до | | | |парового чи водогрійного котла. | |--------+-----------------+-------------------------------------| | 1.3.8. |Стаціонарний |Котел, установлений на нерухомому | | |котел |фундаменті. | |--------+-----------------+-------------------------------------| | 1.3.9. |Транспортабельна |Комплекс, який складається з котла, | | |котельна |допоміжного устаткування, системи | | |установка |керування і захисту, приміщення | | | |(контейнера), в якому вмонтовано усе | | | |устаткування, і пристосований для | | | |транспортування з метою швидкої зміни| | | |місця використання. | |--------+-----------------+-------------------------------------| |1.3.10. |Пересувна |Транспортабельна котельна установка, | | |котельна |яка має ходову частину. | | |установка | | |--------+-----------------+-------------------------------------| |1.3.11. |Розрахунковий |Термін служби у календарних роках, | | |строк служби |після закінчення якого слід провести | | |котла |експертне обстеження технічного стану| | | |основних деталей котла, які працюють | | | |під тиском, з метою визначення | | | |допустимості, параметрів і умов | | | |подальшої експлуатації котла або | | | |необхідності його демонтажу; термін | | | |служби повинен вираховуватись з дня | | | |введення котла в експлуатацію. | |--------+-----------------+-------------------------------------| |1.3.12. |Напрацювання |Тривалість роботи об'єкта, яка | | | |вимірюється у годинах. | |--------+-----------------+-------------------------------------| |1.3.13. |Ресурс |Сумарне напрацювання об'єкта від | | | |початку його експлуатації або його | | | |відновлення після ремонту до переходу| | | |в граничний стан. | |--------+-----------------+-------------------------------------| |1.3.14. |Строк служби |Календарна тривалість експлуатації | | | |об'єкта до чи після ремонту до | | | |переходу в граничний стан. | |--------+-----------------+-------------------------------------| |1.3.15. |Залишковий ресурс|Сумарне напрацювання об'єкта від | | | |моменту контролю його технічного | | | |стану до переходу в граничний стан. | |--------+-----------------+-------------------------------------| |1.3.16. |Граничний стан |Стан об'єкта, при якому або його | | | |подальша експлуатація або відновлення| | | |працездатного стану неможливі або | | | |недоцільні. | |--------+-----------------+-------------------------------------| |1.3.17. |Залишковий строк |Календарна тривалість експлуатації | | |служби |об'єкта від моменту контролю його | | | |технічного стану до переходу в | | | |граничний стан. | |--------+-----------------+-------------------------------------| |1.3.18. |Експертне |Технічне діагностування котла, що | | |технічне |виконується по закінченні | | |діагностування |розрахункового терміну його служби | | | |або після вичерпання розрахункового | | | |ресурсу безпечної роботи, а також | | | |після аварії або виявлення пошкоджень| | | |елементів, які працюють під тиском, з| | | |метою визначення можливих параметрів | | | |і умов подальшої експлуатації. | |--------+-----------------+-------------------------------------| |1.3.19. |Розрахунковий |Максимальний надлишковий тиск у | | |тиск |деталі, на який робиться розрахунок | | | |на міцність при обгрунтуванні | | | |основних розмірів, що забезпечують | | | |надійну роботу протягом | | | |розрахункового ресурсу. | |--------+-----------------+-------------------------------------| |1.3.20. |Дозволений тиск |Максимально допустимий надлишковий | | |котла (елемента) |тиск котла (елемента), який | | | |встановлений за результатами | | | |технічного опосвідчення або | | | |контрольного розрахунку на міцність. | |--------+-----------------+-------------------------------------| |1.3.21. |Робочий тиск |Максимально надлишковий тиск за | | |котла |котлом (пароперегрівачем) при | | | |нормальних умовах експлуатації. | |--------+-----------------+-------------------------------------| |1.3.22. |Пробний тиск |Надлишковий тиск, при якому повинно | | | |проводитись гідравлічне випробування | | | |котла або його елементів на міцність | | | |і щільність. | |--------+-----------------+-------------------------------------| |1.3.23. |Нормальні умови |Група експлуатаційних режимів, що | | |експлуатації |передбачена регламентом роботи: | | | |стаціонарний режим, пуск, вимірювання| | | |продуктивності, зупинка, гарячий | | | |резерв. | |--------+-----------------+-------------------------------------| |1.3.24. |Аварійна ситуація|Стан потенційно небезпечного об'єкта,| | | |що характеризується порушенням меж та| | | |(або) умов безпечної експлуатації, | | | |але не перейшов в аварію, при якому | | | |всі несприятливі впливи джерел | | | |небезпеки на персонал утримуються в | | | |прийнятих межах за допомогою | | | |відповідних технічних засобів, | | | |передбачених проектом. | |--------+-----------------+-------------------------------------| |1.3.25. |Елемент котла |Складальна одиниця котла, що | | | |призначена для виконання однієї із | | | |основних функцій котла (наприклад, | | | |колектор, барабан, пароперегрівач, | | | |поверхня нагріву та інші). | |--------+-----------------+-------------------------------------| |1.3.26. |Основний елемент |Складальна одиниця із деталей, | | |котла |навантажених внутрішнім тиском, яка | | | |виконує одну із функцій котла | | | |(наприклад, збір пароводяної суміші і| | | |її розділення перегрів пари та інші).| |--------+-----------------+-------------------------------------| |1.3.27. |Елемент |Складальна одиниця трубопроводу пари | | |трубопроводу |чи гарячої води, призначена для | | | |виконання однієї з основних функцій | | | |трубопроводу (наприклад, прямолінійна| | | |ділянка, коліно, трійник, конусний | | | |перехід, фланець тощо). | |--------+-----------------+-------------------------------------| |1.3.28. |Температура |Максимальна температура пари або | | |робочого |гарячої води в елементі котла, що | | |середовища |розглядається. | |--------+-----------------+-------------------------------------| |1.3.29. |Гранична |Максимальна температура деталі котла | | |температура |або трубопроводу з боку середовища з | | |стінки |найбільшою температурою, що | | | |визначається за тепловим і | | | |гідравлічним розрахунками або | | | |випробуваннями без врахування | | | |тимчасового збільшення обігріву (не | | | |більше 5 % розрахункового ресурсу). | |--------+-----------------+-------------------------------------| |1.3.30. |Розрахункова |Середня температура зовнішнього | | |температура |повітря за найбільш холодну | | |зовнішнього |п'ятиденку року. | | |повітря взимку | | |--------+-----------------+-------------------------------------| |1.3.31. |Стикове зварне |З'єднання, в якому елементи, що | | |з'єднання |зварюються, примикають один до одного| | | |торцевими поверхнями включають в себе| | | |шов і зону термічного впливу. | |--------+-----------------+-------------------------------------| |1.3.32. |Нормативна |Правила, галузеві та державні | | |документація |стандарти, технічні умови, керівні | | | |документи на проектування, | | | |виготовлення ремонт, реконструкцію, | | | |монтаж, налагодження технічне | | | |діагностування | |--------+-----------------+-------------------------------------| |1.3.33. |Держнаглядохоронп|Комітет по нагляду за охороною праці | | |раці України |України Міністерства праці та | | | |соціальної політики України. | |--------+-----------------+-------------------------------------| |1.3.34. |Орган |Територіальне управління | | |Держнаглядохоронп|Держнаглядохоронпраці України в | | |раці України |областях і Республіці Крим. | |--------+-----------------+-------------------------------------| |1.3.35. |Сертифікаційний |Установа (організація), яка | | |центр |призначена Держстандартом України з | | | |подання Держнагладохоронпраці України| | | |займатися проведенням сертифікації | | | |котлів. | |--------+-----------------+-------------------------------------| |1.3.36. |Спеціалізована |Організація, яка має дозвіл органів | | |організація |Держнаглядохоронпраці України на | | |котлобудування |право виконання робіт по оцінці | | | |технічного стану котлів (діагностика,| | | |ремонт, монтаж, налагодження | | | |випробування та ін.). | |--------+-----------------+-------------------------------------| |1.3.37. |Головна |Організація, яка уповноважена | | |організація з |Держнаглядохоронпраці України | | |котлобудування |проводити науково-дослідні роботи | | | |щодо вдосконалення котлів та їх | | | |безпечної експлуатації. | |--------+-----------------+-------------------------------------| |1.3.38. |Експертно-технічн|Організація, яка має дозвіл органів | | |ий центр (ЕТЦ) |Держнаглядохоронпраці України (або | | | |входить у його систему) на право | | | |виконання робіт по оцінці технічного | | | |стану котлів (діагностика, технічне | | | |опосвідчення, випробування та ін.). | |--------+-----------------+-------------------------------------| |1.3.39. |Експерт |Фахівець експертно-технічного центру,| | | |який пройшов атестування в органах | | | |Держнаглядохоронпраці України і має | | | |відповідне посвідчення. | |--------+-----------------+-------------------------------------| | 1.3.40 |Власник котла |Підприємство, об'єднання, товариство,| | | |асоціація, інша організація, | | | |незалежно від форм власності, що | | | |мають котел в приватній власності, а | | | |також орендарі, які прийняли на себе | | | |функції власників котла згідно з | | | |договором. | |--------+-----------------+-------------------------------------| |1.3.41. |Система |Газопроводи і споруди на них | | |газопостачання |(включаючи міжселищні). Газове | | | |обладнання житлових і громадських | | | |будинків, промислових і | | | |сільськогосподарських підприємств, | | | |підприємств комунально-побутового | | | |обслуговування населення виробничого | | | |характеру, ГНС, ГНП, ПСБ, АГЗС, | | | |резервуарних, геотермальних, групових| | | |та індивідуальних установок ЗВГ. | |--------+-----------------+-------------------------------------| |1.3.42. |Споруди систем |Газопроводи і споруди на них (ГРП, | | |газопостачання |колодязі, контрольні трубки, | | | |контрольно-вимірювальні пункти інш.).| | | |Установки ЕХЗ від корозії, АСУТП, | | | |телемеханіка. Газифіковані житлові і | | | |громадські будинки, промислові і | | | |сільськогосподарські та інші | | | |підприємства. ГНС, ГНП, ПСБ, АГЗС, | | | |резервуарні групові і геотермальні | | | |установки. | |--------+-----------------+-------------------------------------| |1.3.43. |Газове |Газопроводи і споруди на них, засоби | | |господарство |захисту від електрохімічної корозії, | | |підприємств |ГРП, ГРУ, газообладнання | | | |газифікованих виробничих і допоміжних| | | |споруд і котелень, розташованих на | | | |території підприємства. | |--------+-----------------+-------------------------------------| |1.3.44. |Розподільні |Зовнішні газопроводи, які | | |газопроводи |забезпечують подачу газу від джерела | | | |(газопроводи високого і середнього | | | |тиску) до ГРП промислових | | | |підприємств, котелень, | | | |сільськогосподарських підприємств, | | | |комунальних об'єктів і інших | | | |споживачів, а також газопроводи | | | |низького тиску населених пунктів. | |--------+-----------------+-------------------------------------| |1.3.45. |Внутрішньоплошадк|Газопроводи, які прокладаються по | | |ові газопроводи |території підприємств, котелень і | | | |інших виробничих об'єктів. | |--------+-----------------+-------------------------------------| |1.3.46. |Газопровід-ввід |Газопровід від місця приєднання до | | | |розподільного газопроводу до | | | |вимикального пристрою на вводі. До | | | |газопроводу-вводу належать і ділянки | | | |дворових газопроводів до вимикального| | | |пристрою на ввідному газопроводі. | |--------+-----------------+-------------------------------------| |1.3.47. |Ввідний |Ділянка газопроводу від вимикаючого | | |газопровід |пристрою на вводі в будинок (при | | | |встановленні вимикального пристрою | | | |зовні будинку) до внутрішнього | | | |газопроводу, включаючи газопровід, | | | |прокладений в футлярі через стіну | | | |будинку. | |--------+-----------------+-------------------------------------| |1.3.48. |Внутрішні |Ділянки газопроводів від | | |газопроводи |газопроводу-вводу (при встановленні | | | |вимикального пристрою в будинку) або | | | |від ввідного газопроводу до місця | | | |підключення газовикористовувального | | | |агрегату, установки, газового | | | |приладу. | |--------+-----------------+-------------------------------------| |1.3.49. |Скидний |Трубопровід, призначений для скидання| | |газопровід |в атмосферу газу при спрацюванні | | | |регулювальних або запобіжних | | | |пристроїв з тим, щоб тиск газу в | | | |контрольованій точці не перевищував | | | |заданого. | |--------+-----------------+-------------------------------------| |1.3.50. |Сигналізація |Пристрій, який забезпечує подачу | | | |звукового або світового сигналу при | | | |досягненні попереджувального значення| | | |контрольованого параметра. | |--------+-----------------+-------------------------------------| |1.3.51. |Протиаварійний |Пристрій, який забезпечує відключення| | |захист |газу при аварійних ситуаціях. | |--------+-----------------+-------------------------------------| |1.3.52. |Газонебезпечні |Роботи, які виконуються у | | |роботи |загазованому середовищі або при яких | | | |можливий вихід газу. | |--------+-----------------+-------------------------------------| |1.3.53. |Вогневі роботи |Роботи, пов'язані з застосуванням | | | |відкритого вогню. | |--------+-----------------+-------------------------------------| |1.3.54. |Небезпечна |Концентрація (об'ємна частина газу), | | |концентрація |що дорівнює 20% від нижньої межі | | | |вибуховості. | |--------+-----------------+-------------------------------------| |1.3.55. |Технічне |Система обходів (оглядів), ремонтів, | | |обслуговування |які дають змогу утримувати обладнання| | | |в справному стані. При технічному | | | |обслуговуванні здійснюється контроль | | | |за технічним станом, перевірка на | | | |загазованість, виявлення виходу газу,| | | |очищення, змазування, регулювання та | | | |інші операції з утримання | | | |працездатності і справності | | | |газопроводів, ГРП, електрохімзахисту,| | | |сигналізації, обладнання ГРП, ГНС, | | | |ГНП і АЗГС, газовикористовувальних | | | |установок і газових приладів. | |--------+-----------------+-------------------------------------| |1.3.56. |Технічне |Періодичний обхід (огляд) з метою | | |обстеження |нагляду за станом герметичності | | |(технічний огляд)|газопроводів і станом обладнання та | | | |споруд на них, електрохімзахисту, а | | | |також усунення дрібних несправностей,| | | |які виникли під час експлуатації. | ------------------------------------------------------------------
1.4. Відповідальність за порушення Правил 1.4.1. Працівники, які обслуговують тепловикористуючі
установки і теплові мережі, повинні чітко уявляти технологічні
особливості свого підприємства (організації), знати й виконувати
ці Правила та інші нормативні акти (1.2). 1.4.2. Працівники, які порушили Правила, притягуються до
відповідальності згідно з чинним законодавством України. 1.4.3. Відповідальним за загальний стан теплового
господарства підприємства (організації) є керівник підприємства. У теплових і технологічних цехах наказом по підприємству
(організації) повинна бути призначена потрібна кількість
спеціально підготовленого персоналу, відповідального за технічний
стан та безпечну експлуатацію тепловикористовуючих установок і
теплових мереж. Решта персоналу підприємства (організації) несе
відповідальність за дотримання Правил згідно з посадовими
інструкціями. 1.4.4. Аварії та нещасні випадки, пов'язані з експлуатацією
тепловикористовуючих установок і теплових мереж, розслідуються
згідно з Законом України про охорону праці ( 2694-12 ), ДБН
В.1.2-1-95, ДНАОП 0.00-4.03-98. На підставі матеріалів розслідування аварій та нещасних
випадків повинні бути розроблені протиаварійні заходи щодо
попередження подібних аварій та нещасних випадків. 1.4.5. За порушення цих Правил та нормативних актів про
охорону праці, створення перешкод для діяльності посадових осіб
органів державного нагляду за охороною праці і представників
професійних спілок винні працівники притягуються до
дисциплінарної, адміністративної, матеріальної, кримінальної
відповідальності згідно з законодавством.
2. Паливо джерел теплопостачання
2.1. Загальні положення 2.1.1. Для одержання теплоенергії у котельнях, як правило,
використовується тверде, рідке і газоподібне паливо. 2.1.2. Постачання палива здійснюється на підставі угод з
постачальниками. В угодах повинні бути обумовлені нормативи
показників палива, графіки відвантаження і транспортування. 2.1.3. При недотриманні договірних умов постачання палива
спори між постачальником і споживачем вирішуються у встановленому
законодавством порядку.
2.2. Тверде паливо 2.2.1. У котлах спалюють вугілля різних сортів (буре,
кам'яне, антрацити), торф і деревні відходи. Теплота згорання
різного палива неоднакова і змінюється в межах від 4 до 40 МДж/кг
(1000 - 10000 ккал/кг). Залежно від теплоти згорання прийнято поділяти паливо на
високосортне й низькосортне. Низькосортне паливо ще називають
місцевим паливом, оскільки рентабельність його використання
невелика (дрова, торф з радіусом доставки до 20 - 30 км, а буре
вугілля - до 200 км). Для одержання порівнюваних величин під час
складання паливних балансів вводять поняття умовного палива. Умовним паливом прийнято вважати паливо, теплота згорання
якого дорівнює 29,33 МДж/кг (7000 ккал/кг). Для перерахування витрати натурального палива Вн в умовне Вумp
Q
3
треба величину Вн помножити на відношення, ------- тобто, 29,33p
Q
3 Вум = B x -------- кг. 3 29,33
2.2.2. Приймати тверде паливо від постачальників за кількістю
та якістю належить згідно з вимогами діючих нормативних
документів:"Збірника матеріалів для працівників паливо-постачальних
організацій" (Укрголовпаливо при Держпостачі України, 1985 рік) та
"Норм і вказівок по нормуванню витрат палива і теплової енергії на
опалення житлових та громадських будинків, а також на
житлово-господарчі і комунальні потреби по Україні" (затверджені
постановою Госплану УРСР від 22 березня 1982 року N 25
( 3225-10 ).2.2.3. На кожну одноразово відвантажувану споживачеві партію
палива постачальник зобов'язаний скласти й вислати споживачеві
посвідчення про якість палива із зазначенням номерів вагонів,
назву шахти (розрізу, ліспромгоспу, кар'єру), марки, класу палива,
зольності, вмісту вологи, сірки, теплоти згорання та інших
показників, обумовлених угодою.2.2.4. Усе паливо, що надходить споживачеві, слід зважити на
вагонних чи автомобільних вагах. При виявленні недовантаження, яке
перевищує встановлені норми природної втрати, одержувач
зобов'язаний пред'явити матеріальні претензії постачальникам і
транспортним організаціям.2.2.5. Розміри території складів твердого палива повинні бути
достатніми для забезпечення роздільного зберігання палива у
штабелях.2.2.6. За штабелями вугілля слід встановити постійний нагляд
з метою виявлення ознак самонагрівання та самозаймання.2.2.7. Не допускається самонагрівання вугілля до температури
60 - 70 град. C.2.2.8. При займанні вугілля, що горить, не дозволяється
засипати землею чи піском, а також заливати водою у штабелі.
Полум'я, що виникло, слід збивати вуглекислотою з вогнегасників
типу ОУ-80, ОУ-25 транспортного виконання.2.2.9. На підвищення темпів самонагрівання вугілля у штабелі
впливають такі причини:- змішування вугілля різних марок в одному штабелі;треба величину Вн помножити на відношення, ------- тобто, 29,33
p
Q
3 Вум = B x -------- кг. 3 29,33
2.2.2. Приймати тверде паливо від постачальників за кількістю
та якістю належить згідно з вимогами діючих нормативних
документів:"Збірника матеріалів для працівників паливо-постачальних
організацій" (Укрголовпаливо при Держпостачі України, 1985 рік) та
"Норм і вказівок по нормуванню витрат палива і теплової енергії на
опалення житлових та громадських будинків, а також на
житлово-господарчі і комунальні потреби по Україні" (затверджені
постановою Госплану УРСР від 22 березня 1982 року N 25
( 3225-10 ).2.2.3. На кожну одноразово відвантажувану споживачеві партію
палива постачальник зобов'язаний скласти й вислати споживачеві
посвідчення про якість палива із зазначенням номерів вагонів,
назву шахти (розрізу, ліспромгоспу, кар'єру), марки, класу палива,
зольності, вмісту вологи, сірки, теплоти згорання та інших
показників, обумовлених угодою.2.2.4. Усе паливо, що надходить споживачеві, слід зважити на
вагонних чи автомобільних вагах. При виявленні недовантаження, яке
перевищує встановлені норми природної втрати, одержувач
зобов'язаний пред'явити матеріальні претензії постачальникам і
транспортним організаціям.2.2.5. Розміри території складів твердого палива повинні бути
достатніми для забезпечення роздільного зберігання палива у
штабелях.2.2.6. За штабелями вугілля слід встановити постійний нагляд
з метою виявлення ознак самонагрівання та самозаймання.2.2.7. Не допускається самонагрівання вугілля до температури
60 - 70 град. C.2.2.8. При займанні вугілля, що горить, не дозволяється
засипати землею чи піском, а також заливати водою у штабелі.
Полум'я, що виникло, слід збивати вуглекислотою з вогнегасників
типу ОУ-80, ОУ-25 транспортного виконання.2.2.9. На підвищення темпів самонагрівання вугілля у штабелі
впливають такі причини:- змішування вугілля різних марок в одному штабелі; - інтенсивне проникнення повітря всередину штабеля; - інтенсивне нагрівання штабеля променями сонця; - наявність у вугіллі сірчаного колчедану (піритної сірки); - скупчення дріб'язку вугілля окремо від великих шматків; - наявність у вугіллі ганчір'я, соломи, фарби та іншого
будівельного сміття. 2.2.10. На кожному складі зберігання твердого палива повинні
бути розроблені відповідні робочі інструкції, погоджені з
місцевими органами охорони праці, промсанітарії та пожежної
безпеки. Наказом по підприємству повинен бути призначений
відповідальний працівник за пожежний стан і сформована добровільна
пожежна дружина. 2.2.11. Не рідше одного разу на квартал слід провадити
інвентаризацію палива. 2.2.12. У галереях та естакадах стрічкових конвеєрів подачі
палива до котелень, вузлах перевантаження слід у холодну пору року
підтримувати температуру на менше як +5 град.C. Пристрої, які
усувають зависання палива в бункерах і течах (пневмозавалювачі,
вібратори тощо), повинні бути справними і своєчасно функціонувати. Кути нахилу стінок бункерів і теч для вугілля повинні бути на
менш як 60 град. до горизонту. Бункери сирого палива у котельні
слід не рідше одного разу на 10 діб повністю спорожняти для огляду
та очищення. 2.2.13. Всередині приміщень та на обладнанні
паливоприготування і паливоподачі не допускається скупчення пилу. Запиленість повітря слід періодично за затвердженим графіком
контролювати. Вона не повинна перевищувати допустимих санітарних
норм. 2.2.14. Капітальний ремонт механізмів паливних складів,
паливоподачі та паливоприготування провадиться в міру потреби за
графіками ППР, затвердженими головним інженером підприємства.
2.3. Рідке паливо 2.3.1. Рідке паливо утворюється в процесі переробки природних
рідких і твердих горючих копалин: нафти, вугілля та горючих
сланців внаслідок їх перегонки, крекінгу, піролізу або
гідрогенізації, а також в результаті синтезу з горючих газів. 2.3.2. У топках котлів комунальної енергетики тепер
використовується переважно два види рідкого палива: пічне побутове
згідно з ТУ 38-101-656-76 та мазут паливний марки 100 згідно з
ГОСТ 10585-75*. 2.3.3. Норми якості мазуту (табл. 1). 2.3.4. Характеристика пічного палива (табл. 2). 2.3.5. Транспортування мазутів до паливосховищ, як правило,
здійснюється залізничним транспортом. Системи зливання і
перекачування повинні бути обладнані захистом від займання у
зв'язку із статичною електрикою, що виникає, а трубопроводи
зливника повинні прокладатися з тепловими супутниками. Естакади зливника обладнуються пристроями для обігрівання
рубашок чи змійовиків транспортних цистерн, і якщо мазут
поставляється без розігрівальних пристроїв, то повинні бути
пристрої для розігрівання мазуту відкритим сухим паром тиском не
вище як 0,5 МПа (5 кгс/кв.см). 2.3.6. Сірчані мазути розігрівати гострою парою не
допускається, температура їх розігрівання повинна бути в межах 70
- 80 град.C.
Таблиця 1
НОРМИякості мазутів
------------------------------------------------------------------ | Найменування показника | Марка мазуту | |--------------------------------------+-------------------------| | | 40 | 100 | |--------------------------------------+------------+------------| |В'язкість за град.ВУ = 80 град.C | 8,0 | 16,0 | |--------------------------------------+------------+------------| |Зольність, %, не більше | 0,12 | 0,14 | |--------------------------------------+------------+------------| |Механічні домішки, %, не більше | 0,80 | 1,5 | |--------------------------------------+------------+------------| |Вміст води, %, не більше | 1,5 | 1,5 | |--------------------------------------+------------+------------| |Вміст сірки, %, не більше: | | | |--------------------------------------+------------+------------| |малосірчисті мазути | 0,5 | - | |--------------------------------------+------------+------------| |сірчисті мазути | 2,0 | - | |--------------------------------------+------------+------------| |високосірчисті мазути | 3,5 | 3,5 | |--------------------------------------+------------+------------| |Температура спалаху, град.C, не нижче | 90,0 | 110,0 | |--------------------------------------+------------+------------| |Температура застигання, град.C, не | | | |нижче: | | | |--------------------------------------+------------+------------| |низькопарафіновані мазути | 10 | 25 | |--------------------------------------+------------+------------| |високопарафіновані мазути | 25 | 42 | |--------------------------------------+------------+------------| |Теплота згорання, МДж/кг (ккал/кг), не| | | |нижче: | | | |--------------------------------------+------------+------------| |малосірчисті (сірчисті) мазути | 40,740 | 40,530 | | | (9723) | (9673) | |--------------------------------------+------------+------------| |високосірчисті мазути | - |39,90 (9523)| ------------------------------------------------------------------
Таблиця 2
Характеристика пічного палива
------------------------------------------------------------------ |Кінематична в'язкість, кв.мм/с | 6 | |--------------------------------------------------+-------------| |Зольність, %, не більше | 0,02 | |--------------------------------------------------+-------------| |Механічні домішки, %, не більше | - | |--------------------------------------------------+-------------| |Вміст води, % | Сліди | |--------------------------------------------------+-------------| |Вміст сірки, %, не більше | 0,5 - 1,2 | |--------------------------------------------------+-------------| |Температура спалаху у закритому тиглі, град.C, не | 42 | |менше | | |--------------------------------------------------+-------------| |Температура застигання, град.C, не вище | -15 | |--------------------------------------------------+-------------| |Теплота згорання, МДж/кг (ккал) |42,0 (10023) | ------------------------------------------------------------------
2.3.7. Для нормального перекачування мазуту марки 100 його
розігрівають до температури 60 - 80 град.C. Мазут марки 40
розігрівають до температури 40 - 60 град.C. 2.3.8. Система пічного палива не потребує підігрівання,
зважаючи на незначну залежність в'язкості палива від температури. 2.3.9. Рідке паливо, надходячи на зливальний пункт, повинно
супроводжуватися відповідними документами. За статутом приймання
перед його зливанням беруть проби для перевірки вмісту сірки,
води, зольності та механічних домішок згідно з вимогами ГОСТ
10585-75*. 2.3.10. Ділянки приймання, зберігання й перекачування рідкого
палива є зонами підвищеної небезпеки. За виробничими інструкціями
і схемами усі роботи слід виконувати не менше як двома
працівниками. Взуття, одяг та інструмент не повинні бути причиною
іскроутворення. Усі електродвигуни повинні бути виконані в
іскрозахищеному та вибухонебезпечному виконанні (типу ВАО). 2.3.11. Засувки і вентилі на трубопроводах рідкого палива
повинні відкриватися від руки, плавно, не викликаючи гідравлічних
ударів. Застосовувати для відкривання і закривання важелі та
ударний інструмент забороняється. 2.3.12. Уся система зливного обладнання, насоси,
трубопроводи, підігрівачі повинні бути надійно заземлені. Фланцеві
з'єднання повинні бути обладнані гнучкими мідними перемичками. 2.3.13. Зливальні пункти, естакади, сховища палива повинні
бути обладнані системою блискавкозахисту згідно з РД 34.21.122.87
"Инструкция по устройству молниезащиты зданий и сооружений". 2.3.14. Дані про кількість, якість палива, що приймається,
відомості про температуру і спосіб розігрівання слід заносити у
відповідну робочу технічну документацію. 2.3.15. Ділянку приймання палива (естакаду) слід утримувати у
чистоті. Майданчики, де розміщене заливне устаткування, не повинні
мати сторонніх предметів, горючих матеріалів та сміття, повинні
мати стічні канави для відведення пролитого палива в уловлювачі.
Усі проїзди і проходи повинні бути вільні. Зливальні лотки та
знімні рукави слід утримувати у чистоті та справному стані і
прибирати після роботи у захищені місця від впливу сонячної
радіації. Гумотканинні рукави при наявності у них пошкоджень слід
своєчасно замінювати новими. 2.3.16. Сховища рідкого палива повинні відповідати вимогам
СНиП 2.11.04-85 "Подземные хранения нефти, нефтепродуктов и
сжиженных газов". 2.3.17. Майданчик складів рідкого палива повинен мати тверде
покриття з ухилом в бік стоку зливових вод та обвалований із
суцільним обдернуванням. Висота земляного вала повинна бути такою,
щоб у разі аварійного виливання палива з наземних резервуарів усе
паливо містилось у межах обвалованого майданчика і ще залишалось
500 мм запасу на випадок, якщо паливо треба вкривати вогнезахисною
піною. 2.3.18. Зливові і талі води з території паливосховищ скидати
у каналізацію без попередньої обробки у системі очистки
забороняється. Вміст нафтопродуктів у водах, що скидаються у водойми, треба
систематично контролювати згідно з санітарними нормами, не
допускаючи перевищення рівня гранично допустимих скидів. 2.3.19. Майданчики зберігання рідкого палива повинні
охоронятися і бути обнесені огорожею з негорючих матеріалів. На
огорожі та хвіртці повинні бути попереджувальні написи,
протипожежний інвентар закріпляється на щитах. 2.3.20. Для зберігання рідкого палива слід використовувати
наземні й підземні як металеві, так і з інших матеріалів
циліндричні місткості, які виготовляються за типовими проектами
згідно з ГОСТ 17032-71. 2.3.21. Зовнішні поверхні наземних резервуарів фарбують у
світлі тони для зменшення нагрівання палива від сонячної радіації.
Резервуари повинні мати написи про призначення місткості, номер за
схемою паливного господарства, корисний об'єм, а також
попереджувальні написи. 2.3.22. Зовнішня поверхня надземних і підземних резервуарів
зберігання рідкого палива повинна бути захищена протикорозійним
покриттям. 2.3.23. Резервуари сховища рідкого палива повинні бути
обладнані спускними трубами, переливними трубами, пробними
вентилями та дихальними клапанами. Труби і арматура повинні
розміщуватися зручно для обслуговування. Паливо по спускних і
переливних трубах повинно відводитися до зливальної підземної
місткості. Якщо схема паливосховища дозволяє спорожнити систему
паливопостачання безпосередньо у підземні резервуари-сховища, то
зливальна підземна місткість окремо не виконується. 2.3.24. У підземних сховищах мінімальна температура палива
повинна бути не нижче як +7 град.C, а максимальна +35 град.C. 2.3.25. Відбирати паливо на витрату слід не з самого дна
сховища, а на 100 мм вище, що дає можливість уникнути надходження
у паливопроводи палива з великим вмістом води. Під час відбирання
придонних проб і виявлення обводненості палива більш як на 7 %
придонний шар палива слід здренувати у зливальну місткість. 2.3.26. Донні відклади, які утворюються під час зберігання
рідкого палива, слід регулярно видаляти. Очищування слід
здійснювати не рідше одного разу на рік. Видалені відклади
зберігати на території забороняється. Їх треба спалювати у
спеціально відведених місцях. 2.3.27. Періодично не рідше одного разу на рік слід провадити
внутрішній огляд резервуарів з обов'язковим контролем стану їхніх
внутрішніх поверхонь та зварних швів. Під час виявлення дефектів,
корозійних пошкоджень, тріщин слід вживати заходів щодо їх
усунення. 2.3.28. Роботи по очищенню резервуарів, внутрішній огляд та
усунення дефектів слід провадити у світлий час доби і обов'язково
оформити наряд-допуск на небезпечні роботи. Концентрація парів
палива в повітрі резервуарів повинна контролюватися
газоаналізаторами. Особи, які працюють в резервуарах, повинні
користуватися шланговими або ізолюючими протигазами та
переговорними пристроями. Взуття, одяг та інструмент перед початком робіт повинні бути
перевірені й відповідати тим видам робіт, які обумовлені у
наряд-допуск. 2.3.29. Штучне освітлення (якщо воно застосовується) повинно
бути у вибухозахищеному виконанні напругою 12 В, вмикання й
вимикання його повинно здійснюватися тільки після закінчення
роботи поза внутрішніми об'ємами резервуарів. 2.3.30. Усі резервуари-сховища і витратні баки рідкого палива
повинні бути обладнані безпечними вимірювачами рівня палива.
Обладнання їх скляними покажчиками категорично забороняється. 2.3.31. Кожний резервуар, що експлуатується, повинен мати
калібрувальну таблицю, за якою установлюється залежність між
рівнем палива та його кількістю в резервуарі. Калібрувальні
таблиці уточнюються після кожного капітального ремонту
резервуарів, а також після ремонту, під час якого можуть бути
змінені його форма і розміри. Уточнення калібрувальних таблиць
провадиться також після переміщення резервуарів на нове місце. 2.3.32. Паливопроводи після монтажу або капітального ремонту
перед експлуатацією повинні продуватися стисненим повітрям з метою
усунення можливих засмічень та закупорок.
2.4. Газоподібне паливо 2.4.1. Правила установлюють вимоги до експлуатації систем
газопостачання котелень, які як паливо використовують природні
гази (газових та нафтових родовищ) з наднормальним тиском не
більше 1,2 МПа. 2.4.2. Природний газ, який використовується для газифікованих
котелень, повинен відповідати вимогам ГОСТ 5542-87 (табл. 3). Номінальна нижча теплота згорання газу затверджується за
поданням газодобувних підприємств з урахуванням джерел газу.
Наявність у газі рідкої фази води та вуглеводнів не допускається.
Границі концентрації газу (за CH4) у газоповітряній суміші, за
якою можливе займання (границі вибуховості), такі: нижня - 5,
верхня - 15 % за об'ємом. Для природного газу визначеного складу
вказані границі визначають згідно з ГОСТ 12.1.044-89. 2.4.3. Порядок визначення показників якості природного газу
обумовлюється у договорах на постачання газу. У разі розбіжностей
між постачальником і споживачем щодо якості газу, кожна із сторін
має право звернутися до обласних центрів стандартизації і
метрології Держстандарту України. 2.4.4. Періодичність перевірки якості природного газу, місця
відбирання і випробування установлюються угодами. Якість
природного газу визначається методами, передбаченими державним
стандартом та іншими нормативними актами залежно від призначення
його використання.
Таблиця 3
Якісні характеристики природного газу
------------------------------------------------------------------ |Теплота згорання нижча при 20 град.C і 1011, | 31,8 | |325 кПа, МДж/куб.м, не менше | | |----------------------------------------------+-----------------| |Сфера значень числа Воббе (вищого), МДж/куб.м | 41,2 - 54,5 | |----------------------------------------------+-----------------| |Допустиме відхилення числа Воббе від | +- 5 | |нормального значення, %, не більше | | |----------------------------------------------+-----------------| |Масова концентрація сірководню, г/куб.м, не | 0,02 | |більше | | |----------------------------------------------+-----------------| |Те саме, меркаптової сірки, г/куб.м, не більше| 0,036 | |----------------------------------------------+-----------------| |Об'ємна частка кисню, %, не більше | 1,0 | |----------------------------------------------+-----------------| |Маса механічних домішок в 1 куб.м, г, не | | |більше | 0,001 | |----------------------------------------------+-----------------| |Інтенсивність запаху газу при об'ємній частці | 3,0 | |в повітрі 1 %, балів, не менше | | ------------------------------------------------------------------
2.4.5. Засоби вимірювання, необхідні для визначення якісних
характеристик природного газу, повинні бути перевірені органами
Держстандарту України. Лабораторії, які виконують роботу по
визначенню якості природного газу, повинні бути атестовані у
встановленому порядку. 2.4.6. Кількість природного газу, передбаченого для
постачання, визначається договором залежно із затвердженими для
газопостачальних, газозбутових організацій і споживачів річними і
квартальними лімітами. Місячні ліміти поставки природного газу
споживачам установлюються на підставі квартальних лімітів,
виходячи із середньодобової норми споживання природного газу. 2.4.7. Умови для визначення кількості газу при взаємних
розрахунках із споживачами визначаються згідно з ГОСТ 2939-63.
Одиницею вимірювання кількості газу встановлено 1 куб.м сухого
газу (вологість дорівнює 0) при температурі 293,15 К (20 град.C),
тиск 101325 Н/кв.м (760 мм рт. ст.). 2.4.8. Облік кількості газу слід передбачати комерційний -
для здійснення фінансових розрахунків між газозбутовими
організаціями і кожним споживачем, а також внутрішньовиробничий
(технологічний) - для контролю за ефективністю використання газу і
дисципліною споживання. 2.4.9. Внутрішньовиробничим обліком (технологічним) кількості
газу повинні бути забезпечені окремі об'єкти, у тому числі цехи,
ділянки, агрегати, які мають газове споживання понад 350000 куб.м
природного газу або еквіваленту за тепловим ефектом кількість
зрідженого вуглеводневого газу. Внутрішньовиробничим обліком споживання газу повинні бути
забезпечені усі водогрійні котли з тепловою продуктивністю понад
1,163 МВт і парові котли продуктивністю понад 1 т/год. 2.4.10. Способи вимірювання кількості газів та реалізуючі їх
засоби вимірювання слід вибирати залежно від умов експлуатації з
числа дозволених Держстандатом України, включених до Держреєстру
України або таких, що пройшли державну метрологічну атестацію. 2.4.11. Споживач у визначений договором строк зобов'язаний
сповіщати по телефону газозбутову організацію про кількість
прийнятого природного газу за минулу добу. За достовірність
переданих даних відповідальність несе споживач. 2.4.12. Відповідальність за експлуатацію і технічний стан
приладів обліку природного газу, а також за їх своєчасну перевірку
несуть керівники підприємств та організацій, яким належать
прилади. 2.4.13. Контроль за раціональним та ефективним використанням
всіх видів паливно-енергетичних ресурсів, в тому числі природного
газу, твердого палива, мазуту та інших, здійснює Державна
інспекція з енергозбереження Державного комітету з
енергозбереження та її регіональні і обласні центри.
3. Реєстрація, технічне, опосвідчення і дозвілна експлуатацію парових і водогрійних котлів
3.1. Реєстрація 3.1.1. Парові котли з робочим тиском (тут і далі за текстом -
надлишковим) більше 0,07 МПа, водогрійні котли з температурою води
вище 115 град.C до пуску в роботу повинні бути зареєстровані в
органах ЕТЦ. Парові котли з надлишковим тиском пари не більше 0,97 МПа,
водогрійні котли і водопідігрівачі з температурою нагріву води не
вище 115 град.C до пуску в роботу підлягають реєстрації в місцевих
органах Держнаглядохоронпраці України, за винятком: - парових і водогрійних котлів цих параметрів з поверхнею
нагріву менше 6 кв.м; - водопідігрівачів (бойлерів) незалежно від тиску і
температури. 3.1.2. Реєстрація проводиться на підставі письмової заяви
власника котла або організації, яка його орендує. При реєстрації повинні бути подані: - паспорт; - акт про справність котла, якщо він прибув з
заводу-виготовлювача в зібраному стані (або був переставлений з
одного місця на інше); - посвідчення про якість монтажу; - креслення приміщення котельні (план і поперечний переріз, а
при необхідності - і повздовжній переріз); - довідка про відповідність водопідготовки проекту; - довідка про наявність та характеристику живильних пристроїв
і відповідність їх проекту; - Інструкція з монтажу і експлуатації заводу - виготовлювача
котла. Перелічені документи повинні бути підписані керівником
підприємства та прошиті разом із паспортом котла. При відповідності документації вимогам ДНАОП 0.00-1.08-94 або
ДНАОП 0.00-1.26-96 вона реєструється. 3.1.3. Котли пересувних котельних установок повинні
реєструватися в органі ЕТЦ за місцем їх експлуатації. 3.1.4. Перереєстрація котла або водопідігрівача в органах ЕТЦ
або в місцевих органах Держнаглядохоронпраці України повинна бути
проведена: - при реконструкції; - після демонтажу і встановлення на новому місці; - при переведенні їх на інший режим роботи; - при передачі котла іншому власникові. 3.1.5. Для зняття з обліку зареєстрованого котла чи
водопідігрівача власник зобов'язаний подати в орган ЕТЦ або в
місцевий орган Держнаглядохоронпраці України заяву з
обгрунтуванням причин зняття і паспорт котла (водопідігрівача). 3.1.6. При відсутності паспорта заводом-виготовлювачем
направляється його дублікат. У випадку відсутності дубліката
складається в установленому порядку новий паспорт (додаток 2.3
ДНАОП 0.00-1.08-94, або додаток 2.3 ДНАОП 0.00-1.26-96).
3.2. Технічне опосвідчення 3.2.1. Кожний котел підлягає технічному опосвідченню до пуску
в роботу, періодично в процесі експлуатації і, в необхідних
випадках - позачерговому. Технічні опосвідчення проводяться
експертами ЕТЦ. Періодичне технічне опосвідчення допускається
проводити фахівцями організацій, підприємств, установ, які мають
дозвіл Держнаглядохоронпраці України, отриманий в установленому
порядку. Опосвідчення пароперегрівачів і економайзерів, які складають
з котлом один агрегат, проводиться одночасно з котлом. 3.2.2. Котел повинен бути зупинений не пізніше терміну
опосвідчення, зазначеного в його паспорті. Власник котла не пізніше ніж за 5 днів зобов'язаний
повідомити ЕТЦ або організацію, підприємство, установу, які мають
дозвіл Держнаглядохоронпраці України, про опосвідчення котла, яке
має відбутися. 3.2.3. Технічне опосвідчення котла складається із
зовнішнього, внутрішнього оглядів і гідравлічного випробування.
При технічному опосвідченні допускається використовувати методи
неруйнівного контролю, в тому числі метод акустичної емісії. 3.2.4. Зовнішні і внутрішні огляди мають за мету: а) при первинному опосвідченні перевірити, що котел
встановлений і обладнаний відповідно до даних Правил і
пред'явлених при реєстрації документів, а також, що котел і його
елементи не мають пошкоджень; б) при періодичних і позачергових опосвідченнях встановити
справність котла і можливість його подальшої роботи. 3.2.5. При зовнішньому і внутрішньому оглядах котла повинна
бути звернена увага на виявлення можливих тріщин, надривів,
випинів, видимів і корозії на внутрішніх і зовнішніх поверхнях
стінок, слідів пропарювання і пропусків у зварних, клепаних і
вальцьованих з'єднань, а також пошкоджень обмурку, що можуть
викликати небезпеку перегріву металу елементів котла. 3.2.6. Гідравлічне випробування має за мету перевірку
міцності елементів котла і щільності з'єднань. Значення пробного
гідравлічного тиску приймається відповідно до ст. 5.14.2 Правил.
При проведенні гідравлічного випробування повинні дотримуватись
вимоги підрозділу 5 - 14 ДНАОП 0.00-1.08-94, підрозділу 9.7 ДНАОП
0.00-1.26-96. Котел повинен пред'являтися до гідравлічного
випробування з встановленою на ньому арматурою. У випадку зниження робочого тиску за результатами технічного
опосвідчення пробний тиск при гідравлічному випробуванні
визначається, виходячи із дозволеного тиску. 3.2.7. Первинне технічне опосвідчення нововстановлених котлів
проводиться експертом ЕТЦ після їх монтажу і реєстрації. Котли,
які підлягають обмуровуванню, можуть бути опосвідчені до
реєстрації. 3.2.8. Котли, які піддавались внутрішньому огляду і
гідравлічному випробуванню на заводі-виготовлювачі і прибули на
місце встановлення в зібраному стані, підлягають первинному
технічному опосвідченню на місці встановлення особою,
відповідальною за їх справний стан і безпечну експлуатацію. При
цьому термін чергових внутрішнього огляду і гідравлічного
випробування встановлюється експертом ЕТЦ з врахуванням вказаної в
паспорті котла дати проведення технічного опосвідчення на
заводі-виготовлювачі. 3.2.9. Перевірка технічного стану елементів котла, які
недоступні для внутрішнього і зовнішнього оглядів, повинна
проводитись відповідно до інструкції з монтажу та експлуатації
заводу-виготовлювача, в якій повинні бути вказані обсяги, методи і
періодичність контролю. 3.2.10. Експерт ЕТЦ або фахівець організації, підприємства,
установи, які мають дозвіл Держнаглядохоронпраці України,
проводять періодичне технічне спосвідчення в такі терміни: а) зовнішній і внутрішній огляди - не рідше одного разу в 4
роки; б) гідравлічне випробування - не рідше одного разу в 8 років. Якщо за умов виробництва неможливо пред'явити котел для
опосвідчення в зазначений термін, власник зобов'язаний пред'явити
його достроково. Гідравлічне випробування котлів проводиться тільки при
задовільних результатах зовнішнього і внутрішнього оглядів. 3.2.11. Органу Держнаглядохоронпраці України надається право
продовжувати встановлені терміни опосвідчення котлів до трьох
місяців за обгрунтованим письмовим клопотанням власника котла з
поданням даних, що підтверджують задовільний стан котла і при
позитивних результатах огляду котла в робочому стані експертом
ЕТЦ. 3.2.12. Власник котла зобов'язаний самостійно проводити
зовнішній і внутрішній огляди кожної очистки внутрішніх поверхонь
або ремонту елементів, але не рідше ніж через 12 місяців, а також
перед пред'явленням котла експерту ЕТЦ або фахівцю організації,
підприємства, установи, які мають дозвіл Держнаглядохоронпраці
України. При цьому відповідальний за справний і безпечну
експлуатацію зобов'язаний забезпечити усунення виявлених дефектів
до пред'явлення котла для опосвідчення. Гідравлічне випробування робочим тиском власник зобов'язаний
проводити кожний раз після розкриття барабана, колектора або
ремонту котла, якщо характер і обсяг ремонту не викликають
необхідності позачергового опосвідчення. 3.2.13. Позачергове опосвідчення котлів повинно бути
проведено в таких випадках: а) якщо котел не експлуатувався більше 12 місяців; б) якщо котел був демонтований і встановлений на новому
місці; в) якщо проведено виправлення випинів або вм'ятин, а також
ремонт з застосуванням зварювання основних елементів котла
(барабана, колектора, жарової труби, трубної решітки, сухопарника,
грязьовика, вогневої камери, трубопроводів в межах котла); г) якщо змінено більше 15 % анкерних кріплень будь-якої
стінки; д) після заміни барабана, колектора, екрана пароперегрівача,
пароохолоджувача або економайзера; е) якщо замінено одночасно більше 50% загальної кількості
екранних і кип'ятильних чи димогарних труб або 100% труб
пароперегрівачів або економайзера; ж) після досягнення розрахункового терміну служби котла,
встановленого проектом, заводом-виготовлювачем, іншою нормативною
документацією або експертно-технічною комісією; з) після аварії котла або його елементів, якщо за обсягом
відновлювальних робіт вимагається таке опосвідчення; і) якщо на погляд інспектора (експерта) або особи,
відповідальної за справний стан і безпечну експлуатацію котла,
таке опосвідчення необхідне. У випадках, передбачених підпунктами "ж", "з", "і", перед
позачерговим технічним опосвідченням повинно бути проведене
експертне обстеження (технічне діагностування) котла ЕТЦ або
спеціалізованою організацією, яка має дозвіл Держнаглядохоронпраці
України, отриманий в установленому порядку. Обстеження проводиться відповідно до погодженого з
Держнаглядохоронпраці України галузевого Положення про технічне
діагностування. 3.2.14. Результати технічного опосвідчення повинні
записуватись в паспорт котла особою, яка проводила опосвідчення, а
зазначенням дозволених параметрів роботи і термінів наступних
опосвідчень. При проведенні позачергового опосвідчення повинна бути
вказана причина, що викликала необхідність такого опосвідчення. Якщо при опосвідченні проводились додаткові випробування і
дослідження, то в паспорті котла повинні бути записані види і
результати цих випробувань і досліджень з зазначенням місць
відбору зразків або ділянок, підданих випробуванням, а також
причин, що викликали необхідність проведення додаткових
випробувань. 3.2.15. Експлуатація котла понад розрахунковий термін служби
може бути допущена на підставі висновку ЕТЦ або спеціалізованої
організації, яка має дозвіл Держнаглядохоронпраці України,
отриманий в установленому порядку, про можливості і умови його
експлуатації, виданого за результатами технічного діагностування з
оцінкою залишкового ресурсу. Дозвіл на експлуатацію в цьому випадку видається органами
Держнаглядохоронпраці України.
3.3. Дозвіл на експлуатацію нововстановлених котлів 3.3.1. Приймання в експлуатацію нововстановленого котла
здійснюється згідно з вимогами ГОСТ 27303-87, ДБН А.3.1-3.94,
ДНАОП 0.00-1.08-94, ДНАОП 0.00-1.26-96 і після реєстрації котла в
ЕТЦ. 3.3.2. Пуск котла в роботу проводиться за наказом власника
підприємства (організації), виданим по результатах проведених
пусконалагоджувальних робіт і обстеження котла експертом ЕТЦ під
час парового випробування для встановлення готовності котельної
установки до експлуатації і відповідності проекту і ДНАОП
0.00-1.08-94 або ДНАОП 0.00-1.26-96. 3.3.3. На кожному котлі, який введено в експлуатацію, повинна
бути прикріплена на видному місці табличка форматом не менше ніж
300 х 200 мм із зазначенням таких даних: а) реєстраційний номер; б) дозволений тиск; в) число, місяць і рік наступного внутрішнього огляду і
гідравлічного випробування.
4. Монтаж котелень і котлів
4.1. Вимоги до монтажу тепломеханічної частини 4.1.1. Під час спорудження фундаментів котельні одночасно
слід зводити фундаменти під котли і допоміжне обладнання. 4.1.2. Монтаж слід вести великоблоковими вузлами, складеними
та випробуваними на заготівельних підприємствах з урахуванням
можливості їх транспортування та наявності вантажопідйомних
механізмів для встановлення блоків на їхні постійні місця.
Укладання панелей перекриття та улаштування покрівлі слід
провадити після встановлення великої ваги обладнання котельні. 4.1.3. Під час монтажу котелень слід суворо дотримуватись
ДНАОП, ГОСТ, СНиП, ДБН (підрозділ 1.2), паспортів
заводу-виготовлювача та інструкцій з монтажу встановлюваного
обладнання і проекту котельні (1.2.). 4.1.4. Незалежно від методів монтажу при зведенні будівель і
приміщень котелень слід передбачити монтажні прорізи. 4.1.5. Під чавунні секційні котли згідно з установочними
кресленнями виконують бетонну основу і одночасно дуттьовий канал.
Після затвердження основи приступають до укладання стін зольника,
топки і газоходів на висоту до рівня розміщення нижніх головок
секцій. Стінки топки слід класти з вогнетривкої цегли. Одночасно з
муруванням у стінки топки закладають підколосникові балочки,
правильність закладання яких перевіряють укладанням колосників. З
фронтового боку котла лази для очищення збірних бічних газоходів.
Лази закладають цеглою без перев'язки з рештою мурування на
глиняному розчині. Обмурування котлів повинне забезпечувати
правильний рух топкових газів і не допускати підсмоктувань
зовнішнього повітря у газоходи. Для обмуровування застосовується
звичайна глиняна цегла марки 100, правильної форми, не
деформована. Недопалену і перепалену цеглу застосовувати не допускається.
Мурування виконують, чергуючи ложковий ряд з поперечниковим.
Починають з викладання кутів, перевіряючи правильність за виском.
Стояки каркасу, які закладають обмуруванням, ретельно ізолюють
азбестом, щоб запобігти перегріванню. Лежаки від котла до димової
труби викладають з червоної цегли. Склепіння збірного лежака у
напрямку до димової труби викладають суворо за кресленнями,
порушення прокладки під час експлуатації може викликати утворення
"мертвих кутів"; при накопиченні у них продуктів неповного
згорання може призвести до вибуху. Мурування газоходів та лежаків
при розміщенні їх вздовж стіни будівлі чи при проходженні через
стіну або фундамент не зв'язують з муруванням будівлі. Відстань
між ними повинна становити не менше 70 мм. Дно лежака вистилають
двома рядами цегли плиском. Склепіння, що перекриває лежак,
виконують в одну цеглу. Згори склепіння слід засипати шлаком чи
інфузорною землею шаром не менше 100 мм і зверху кладуть два ряди
червоної цегли плиском. При високому рівні грунтових вод
улаштовують дренажі або застосовують захисний гідроізоляційний шар
цементу з церезитом товщиною 30 мм. 4.1.6. Котел слід встановлювати на затверділе мурування не
раніше як через 3 дні після його закінчення. Між муруванням і
нижньою основою котла прокладають два шари листового азбесту. 4.1.7. Монтаж котлів, які пройшли складання, та гідравлічне
випробування на заготівельних підприємствах, полягає у переміщенні
котла з транспортних засобів на підготовлену основу. Після цього
монтажні болти слід замінити постійним, а потім виконати наступні
роботи. Передбачені при складанні котлів, що надійшли розібраними. 4.1.8. Секційні чавунні котли усіх марок найкраще складати
(якщо вони надійшли розібраними) за допомогою універсальних
пристроїв за паспортом та інструкцією по монтажу. 4.1.19. Стінки топки котла треба викладати з вогнетривкої
цегли на шамотному розчині. Червону цеглу перед укладанням в
обмурок змочують водою, вогнетривку цеглу попередньо змочувати
забороняється. Товщина шарів при муруванні червоної цегли повинна
становити не більше 3 мм, а вогнетривкої - не більше 2 мм. 4.1.10. Щоб складання секцій котла було надійним, пакети
починають складати з попередньої або задньої секції залежно від
габаритів котельні. По черзі піднімають секції на викладені
цегляні стінки в міру приєднання секцій до пакета. Завчасно
пригнані ніпелі легенько промащують графітовим мастилом і
вставляють у ніпельні отвори секцій, легенько вдаряючи їх
дерев'яним молотком. На середину ніпеля треба накрутити 2 - 3
витки джгутика з азбестового шнура, просоченого пастою; вільний
кінець змащують і на нього одягають наступну секцію. Треба
ретельно стежити за тим, щоб розмір азбестової підмотки не
перевищував глибини канавок біля ніпельних отворів двох суміжних
секцій (зайва підмотка призводить до поломки секції під час
стягування). Секції треба стягувати рівномірно і плавно, без
ривків, не допускаючи перекосів, одночасно по нижніх і верхніх
головках. Зазор між роздільними ребрами головок секцій після
натягування секцій повинен бути не більше 2 мм. Рівність зазорів
забезпечує паралельне положення торців верхніх і нижніх головок
кожної секції у вертикальній площині. Послідовно приєднуючи і
стягуючи по одній секції, складають правий чи лівий пакет котла,
потім другий пакет, суворо відцентрований на початку складання по
трійниках пакетів. 4.1.11. Після закінчення складання пакетів монтажні болти
змінюють постійними стяжними: до складених пакетів приєднують на
шпильках коліна і трійники, прибирають пристрій. Складений пакет
підлягає випробуванню гідравлічним тиском згідно з паспортом (як
правило, 1,25 робочого). Після гідравлічного випробування
видаляються тимчасові заглушки, встановлюють колосники, ущільнюють
мастикою і азбестовим шнуром топку і ведуть під верх обмурування
згідно з кресленнями. Після закінчення кладки обмуру його стягують каркасом з
куткової сталі і стяжних болтів. Усі місця зіткнення секцій котла
з цегляними муруваннями обмурки обов'язково прокладають азбестовим
картоном; одночасно з муруванням обмурку монтують топкову
гарнітуру, навішують фронтальну плиту з завантаженими і зольними
дверцями, установлюють шибери, блоки, троси і противаги. У котлах
"Універсал-5", "Універсал-6", "КЧ-1", "Тула-3" передні, бічні й
задні стінки, а в котлах "Мінськ-1" - тільки бічні покривають
теплоізоляційною мастикою пошарово у гарячому стані до товщини 30
мм, виконують ці роботи під час сушіння обмурку (котел при цьому
палять дровами). Сушіння чавунних котлів, як правило, триває 2 - 3
дні. 4.1.12. Фундаменти під котли "НИИСТУ-5" викладають за
кресленнями на загальній монолітній бетонній плиті товщиною 100
мм, верх якої розміщується на 218 мм нижче від рівня підлоги і
збігається з подом бічних повздовжніх і торцевого (заднього)
поперечного лежаків. Під час викладання лежаків за котлом
встановлюють збірні рамки для шиберів. Усі секції виставляють на цегляній основі, центрують по
колекторах, схоплюють, а потім зварюють колекторні стики. Після
зварювання перевіряють горизонтальність установлення котла,
провадять гідравлічне випробування, після чого приступають до
обмурування. До початку обмурування установлюють каркас котла,
навіщують фронтові плити, укладають на підколосникові балочки
колосники і приєднують зольникову коробку (чи газові пальники).
Мурування з червоної цегли провадять на глиняному розчині,
вогнетривкої - на шамотному. Особливу увагу під час мурування
бічних і задньої торцевої стін приділяють попередженню забруднення
розчином розведених ребер конвективної поверхні нагрівання. Для
цього між ребрами котла і стіною топки, що викладають, закладають
стальний лист, який пересувають вгору в міру викладення стіни. У
фронтовій стіні на відстані близько 500 мм від стелі топки
влаштовують оглядовий отвір. Під час просушування обмурку
всередині топки укладають теплоізоляційну мастику на розігріті
поверхні та усувають усі нещільності обмурування. 4.1.13. Стальні трубні парові котли малої потужності (Е 1/9,
Е 0,4/9, KB, ПНК-2С та інші) поставляють заводи-виготівники у
складеному вигляді в обмурку та обшивці. Після розпакування
провадять технічний огляд усього обладнання за відправними
документами, а потім складають акт технічного приймання
котлоагрегату з додаванням відомості виявлених дефектів. Котли
встановлюють на бетонну підготовку під полозки без кріплення
фундаментними болтами. Встановлення треба перевірити за рівнем у
повздовжньому і поперечному напрямках і усі наступні монтажні
роботи провадити згідно з кресленнями та інструкціями
заводів-виготівників на монтажні роботи. Монтаж електричної
частини і заземлення обладнання слід провадити згідно з ПУЭ до
1000 В. Останнім часом у комунальній енергетиці України поширені
жаротрубні стальні водогрійні автоматизовані котли типу "ВК"
продуктивністю до 3,15 МВт. Ця серія котлів відзначається високим
ККД, відсутністю обмурування. Котли можуть бути встановлені без
фундаменту на підлозі котельні (без ухилу), а також змонтовані як
пересувні блокові установки. Ці агрегати, які відзначаються
простою експлуатацією, компактністю, малими габаритами і незначною
масою, з часом витіснять старі малоефективні моделі. Технічні характеристики котлів наведено у табл. 4.
Таблиця 4
Технічні характеристики стальних водогрійнихавтоматизованих котлів
------------------------------------------------------------------ | Найменування показників | Марка котлів | |---------------------------+------------------------------------| | |КСВа-1,0 Гн |КСВа-2,0 Гс| КСВТа-3,0 | | | "ВК-22" | "ВК-21" - | | | | | М2 | | |---------------------------+------------+-----------+-----------| |Теплопродуктивність, МВт | 1,0 | 2,0 | 3,0 | |---------------------------+------------+-----------+-----------| |Коефіцієнт корисної дії, % | 93,4 | 93,1 | 92,4 | |---------------------------+------------+-----------+-----------| |Температура води на вході, | 62,4 | 60,6 | 60,0 | |град.C | | | | |---------------------------+------------+-----------+-----------| |Те саме, на виході, град.C | 89,2 | 108,8 | 92,8 | |---------------------------+------------+-----------+-----------| |Витрата води, т/год. | 33,5 | 42,8 | 78,6 | |---------------------------+------------+-----------+-----------| |Витрата газу, нкуб.м/год. | 118,0 | 230,0 | 338,0 | |---------------------------+------------+-----------+-----------| |Паливо | | Природний | | | | | газ | | |---------------------------+------------+-----------+-----------| |Пальниковий пристрій | | ТТС-Б | | |---------------------------+------------+-----------+-----------| |Температура газів, що | 165 | 164 | 175 | |відходять, град.C | | | | |---------------------------+------------+-----------+-----------| |Габаритні розміри (L х B х |2,63 х 1,3 х|4,3 х 1,7 х|4,29 х 2,5 | |H), м | 1,75 | 2,4 | х 2,8 | |---------------------------+------------+-----------+-----------| |Маса, кг | 2250 | 4100 | 8390 | ------------------------------------------------------------------
4.1.14. Стальні двобарабанні водогрійні котли ДКВР (ДЕ) усіх
типорозмірів, за винятком ДКВР-10-13 (23) у високій компановці,
поставляють споживачам блоками у складеному вигляді у полегшеному
обмурку та обшивці, а також без них. Котли ДКВР-10-13 (23) і
ДЕ-25-14ГМ поставляють споживачам тільки розібраними. До котлів
ДКВР-10-39 окремими блоками в обмурку та обшивці поставляють
хвостові поверхні нагрівання. Котли ДКВР-20-13 можуть поставлятися у вигляді трьох великих
блоків (два топкових і конвективний), у полегшеному обмурку та
обшивці, блоки також можуть поставлятися під важкий обмурок. 4.1.15. В усіх випадках блокового транспортування котлів
продуктивністю до 6,5 т/год. котла 10 т/год. у низькій компоновці
опорною конструкцією є тільки нижня опорна рама. На час
транспортування особливо ретельно затягують болти кріплення котла
до опорної рами (опорні балки нижнього барабана і опори камер
екранів). Пересувати котел можна на котках, які підводять під раму
котла з допомогою домкратів або підклинюванням; при цьому треба
піднімати одночасно два суміжних кути рами. До місця монтажу котел
доставляють на автомашині з причепом, на спеціальних санях або
візках, на стальному листі. Навантаження, переміщення,
розвантаження котла і його блоків провадити кантуванням не
дозволяється. Поздовжні балки опорної рами котла мають на кожному
кінці отвори, підсилені привареними втулками, які служать для
піднімання і транспортування. Для піднімання конвектного блока котла ДКВР-20-13(23) до
верхнього барабана приварюють спеціальні вантажні скоби.
Піднімання із застропуванням за інші частини котла або рами не
допускається. Слід звертати увагу на захист кип'ятильних труб від
тиску на них строповки. Під час піднімання котла у складеному
вигляді (але без обмурка та обшивки) крановими засобами до глухих
ден барабанів приварюють скоби для розтяжок; стропування провадять
за верхній барабан. 4.1.16. Під час приймання вантажу (котла) від транспортної
організації монтажна організація провадить кількісну перевірку
його за вантажними документами і технічний огляд із складанням
акта технічного приймання та відомості виявлених дефектів. Під час
приймання блоків, незалежно від наявності обмурку та обшивки,
провадять технічний огляд внутрішніх та зовнішніх поверхонь,
внутрішньої перегородки і трубних пучків, перевіряють головні
розміри котла та його основні деталі. У перегородці не
допускаються щілини між плитами; ущільнювані поверхні фланців,
штуцерів, люків не повинні мати забоїн, рисок, перекосів,
хвилястостей тощо. Дефекти усуває замовник або монтажна
організація за окрему оплату. При прийманні котла, що прибув у
розібраному вигляді, технічний огляд починають із зварних
барабанів. Зовнішнім оглядом перевіряють доброякісність швів,
трубних отворів і штуцерів для арматури, виявляють дефекти і
пошкодження у вигляді тріщин, плен, розшарувань, згортань, а також
овальність, конусність, задири, зобоїни і риски на стінках трубних
отворів, наявність задирок на їх кромках. Якщо барабани одержані
не від заводу-виготовника котла, то провадять ретельнішу перевірку
і промірювання довжини, діаметра, товщини стінок, овальності та
прогини через кожний метр довжини. Так само перевіряють камери
екранів і пароперегрівачів. Орієнтування за допусками повинно бути у паспорті котла.
Кип'ятильні, екранні та перегрівальні труби надходять у готовому
вигляді зігнутими та обрізаними за розмірами без припусків. Вони
повинні відповідати допустимим відхиленням за діаметром, товщиною
стінки, овальністю та радіусом гнуття по паспортних вимогах. 4.1.17. Усю арматуру піддають огляду та гідравлічному
випробуванню на щільність. Під час огляду перевіряють чистоту
відливки корпусу (відсутність свищів, тріщин), чистоту обробки
ущільнювальних поверхонь (відсутність забоїн, подряпин), чистоту
обробки циліндричної та нарізної частини шпинделя, легкість його
обертання. 4.1.18. Перевірку та приймання фундаменту під котел провадять
перед початком складання котла. Майданчик і колодязі для закладних
болтів очищають, розбивають монтажні осі, якими є поздовжня вісь
котлоагрегату лінія фронту котла. Осі розбивають за кресленнями з промірами від колон чи стін
будівлі. Для фіксації осей натягують тонкий стальний дріт на
висоті, яка забезпечує вільний прохід під ним. У стіни будівлі
забивають скоби, кінці дроту перекидають через скоби і для
натягування підвішують до них вантаж. Для перевірки можливих
відхилень при виконанні будівельних конструкцій будівлі після
попереднього встановлення осей перевіряють їх взаємну
перпендикулярність, після чого положення осей фіксують дротом,
укладеним в утворені у скобах канавки. Одержавши і зафіксувавши
відправні точки, перевіряють геометричні розміри фундаменту,
правильність розташування колодязів для закладених болтів та їх
розміру, відповідність кресленням габаритів фундаменту в цілому і
його прямокутність - шляхом зіставлення довжин діагоналей,
висотних позначок опорних поверхонь каркасу і опорних рам
(перевіряють нівеліром з рейкою або водяним рівнем). Відхилення за
розмірами фундаменту визначають вимогами, за яким габарити
башмаків повинні укладатися у габарити опорних поверхонь, а
габарити обмуровки не виходити за межі лінії обрізання фундаменту.
Приймання фундаменту оформляють відповідним актом заінтересованих
сторін з доданням виконавчої схеми фундаменту. Після приймання
фундаменту провадять складання, встановлення, вивірку і
розкріплення монтажного чи обв'язувального каркасів, щогл, кранів
та інших монтажних конструкцій та механізмів.
Таблиця 5
Технічна характеристика котлів типу ДЕ
------------------------------------------------------------------- | Найменування |ДЕ-4-14|ДЕ-6,5-14|ДЕ-10-14|ДЕ-16-14|ДЕ-25-| | показників | ГМ | ГМ | ГМ | ГМ |14 ГМ | |----------------------+-------+---------+--------+--------+------| |Паропродуктивність, | 4,14 | 6,73 | 10,35 | 16,56 |26,88 | |т/год. | | | | | | |----------------------+-------+---------+--------+--------+------| |Тиск, МПа | 14 | 14 | 14 | 14 | 14 | |----------------------+-------+---------+--------+--------+------| |Температура пари | 194 | 194 | 194 | 194 | 194 | |насиченої, град.C | | | | | | |----------------------+-------+---------+--------+--------+------| |Те саме, слабо- | 225 | 225 | 225 | 225 | 225 | |перегрітої, град.C | | | | | | |----------------------+-------+---------+--------+--------+------| |Площ поверхонь | | | | | | |нагрівання, кв.м: | | | | | | |----------------------+-------+---------+--------+--------+------| |радіаційної | 22,0 | 28,0 | 39,0 | 49,3 |64,0 | |----------------------+-------+---------+--------+--------+------| |конвективної | 48,0 | 67,0 | 116,0 | 155,0 |230,0 | |----------------------+-------+---------+--------+--------+------| |ККД (при спилюванні | 88,19 | 88,73 | 89,76 | 88,24 |91,1 | |мазута), % | | | | | | |----------------------+-------+---------+--------+--------+------| |Тип пальникового |ГМГ-2,5| ГМ-4,5 | ГМ-7 | ГМ-10 |ГМП-16| |пристрою | | | | | | |----------------------+-------+---------+--------+--------+------| |Габаритні розміри, м | 4,28 х| 5,05 х | 7,44 х | 9,26 х |11,55 | | | 4,3 | 4,3 | 5,13 | 4,67 | х | | | | | | |4,63 | |----------------------+-------+---------+--------+--------+------| |Висота до осі | 5,05 | 5,05 | 4,4 | 4,72 |4,72 | |верхнього барабана | | | | | | |----------------------+-------+---------+--------+--------+------| |Маса металу в об'ємі | 9,44 | 10,5 | 13,1 | 20,2 |23,3 | |заводської поставки | | | | | | -------------------------------------------------------------------
4.1.19. Порядок монтажу котлів ДКВР(1) залежить від умов
поставки.
_______________(1) Тепер котли ДКВР не випускаються. Бійський котельний
завод випускає подібні котли доскональних за своїми
теплотехнічними характеристиками типів E (ДЕ, КЕ), див. марки,
наведені у табл. 5.
При блоковій поставці в обмурку та обшивці роботи виконують у
такій послідовності: викладають обмурок шлакових та зольних
відсіків і встановлюють силовий каркас; установлюють і вивіряють
блоки на силовому каркасі або на фундаменті з бетону або червоної
цегли; монтують сходи й площадки, арматуру і трубопроводи у межах
котла; провадять гідравлічне випробування; викладають задній поріг
у топці, стінці, яка відділяє камеру догорання від топки, частини
фронтової стінки та інших обмурувальних вузлів; установлюють
обдувний прилад. Під час монтажу котла, який поставляється
транспортним блоком без обмурка та обшивки, виконують описані
операції і ще додається: встановлення за заливання закладних
болтів колон каркасу, встановлення каркасу котла; усі обмурувальні
роботи, за винятком обмурування шлакових і зольних відсіків,
виконують після гідравлічного випробування котла. 4.1.20. При поставці котлів у розібраному вигляді монтаж
набагато ускладнюється і пов'язаний з рядом додаткових операцій це
відповідальні види зварювальних робіт, становлення труб екранів,
підготовка і вальцювання труб конвективного пучка, установлення
барабанів, колекторів, виносних циклонів, камер, перегрівачів
тощо. Гідравлічному випробуванню у цьому разі передує перевірка
засміченості усіх труб та змійовиків металевими шарами (діаметр
шару повинен становити 0,85 внутрішнього діаметра труб, які
перевіряються). 4.1.21. Гідравлічне випробування при цьому провадять згідно з
діючими правилами у присутності представника Держнаглядохоронпраці
України пробним тиском (1,25 робочого). Під час випробувань котел,
пароперегрівач і водяний економайзер повинні перебувати під
пробним тиском протягом 5 хвилин. Падіння тиску при цьому не
допускається. Потім провадять огляд котла, під час якого тиск
знижують до величини робочого і підтримують на цьому рівні увесь
потрібний час. Піднімання й зниження тиску провадять поступово. Котел вважається витримавшим випробування, якщо протягом 5
хвилин не відбулося падіння пробного тиску. А при огляді не
виявлено крапель чи підмоклих місць у місцях вальцювання і на
зварних швах. 4.1.22. При поставці котлів у блоці внутрішній огляд та
гідравлічне випробування котла у присутності представника
Держнаглядохоронпраці України виконують на заводі-виготовнику -
про що є запис у паспорті котла, однак остаточне гідравлічне
випробування котла у присутності представника
Держнаглядохоронпраці України виконують на місці монтажу. При
цьому перевіряють щільність вальцювальних з'єднань трубної системи
та бічних екранів, розлад яких можливий під час транспортування, а
також місць приварювання труб монтажу трубопроводів і встановлення
арматури. Після гідравлічного випробування розкривається верхній
барабан, провадять монтаж внутрішньобарабанних пристроїв та
установлюють обдувальний прилад. 4.1.23. При провадженні обмурувальних робіт готують
вибракування червоної та вогнетривкої цегли за якістю. Готують
цементно-вапняний та шамотний розчини. Усі роботи провадять згідно з робочими кресленнями,
дотримуючись ізоляції конструкцій, температурних швів. Особливо
ретельно слід виконувати стельові перекриття котла, цегла склепінь
підлягає підтесуванню та притиранню, допускається товщина швів у
вогнетривкому муруванні у межах 2 - 3 мм. Неекрановані ділянки
вогневого боку важкого обмурку в районі топки від роз'їдання
шлаками і вигорання слід охороняти спеціальними обмазками. 4.1.24. При спалюванні у топках котлів рідкого і
газоподібного палива в обмурку встановлюють вибухові клапани.
Поверхню верхнього барабана, що виходить у топку, торкретують,
наносячи склад на стінку із стального дроту, натягнутого на каркас
з круглої сталі, а колектори екранів захищають муруванням із
шамотної цегли. Обмурування котлів ДКВР з топками для спалювання твердого
палива має свої особливості, зумовлені монтажем різних толочних
пристроїв. Про це повинно бути детально вказано у технічній
документації заводу-виготівника, яка надходить у комплекті з
котлом. У теплу пору року обмурування сушать протягом 5 діб на
деревному паливі, у зимову - 6 - 8 діб. Під час сушіння стежать за
рівнем води у водовказівних колонках. На кінець сушіння
температура води у котлі не повинна перевищувати 80 - 90 град.C.
Котли, що надійшли у полегшеному обмурку, просушують потягом трьох
діб. 4.1.25. Монтаж прямоточних секцій водотрубних котлів ТВГ слід
провадити у такій послідовності: укладають на фундамент раму
котла, установлюють опори на рамі, установлюють секції котла і
з'єднують їх перепускними трубами на зварюванні, викладають піл
котла, установлюють подові пальники, установлюють каркас,
обмуровують котел, монтують трубопроводи і арматуру в межах котла,
приєднують повітроводи, монтують сходи й площадки, установлюють
контрольно-вимірювальні прилади і сигнально-запобіжну арматуру.
Усі роботи щодо монтажу котла провадять згідно з діючими правилами
на монтажні роботи (ДБН) з урахуванням особливостей конструкції
котла. Основу під котел слід виконувати з бетону не нижче марки 100. Місця установлення двотаврових балок і фундаментальних плит
підлити бетоном. Після перевірки рівнем горизонтальності опорної
рами під колектори починають встановлювати радіаційні поверхні
нагрівання котла, які мають п'ять вертикальних топкових і один
стельовий екрани. Особливістю конструкції котла є розміщення трьох
топкових екранів у вигляді двосвітних, які розбивають топку на
чотири відсіки. Після встановлення вертикальних топкових і
стельових екранів приварюються із секцій, кожна з яких являє собою
вертикальний колектор з ввареними змійовиками. Секції між собою
також з'єднують приварюванням перепускних труб. Після складання
котла монтують його каркас і в суворій відповідності з кресленнями
провадять обмурування, звертаючи особливу увагу на надійний захист
верхніх та нижніх колекторів радіаційної поверхні від
перегрівання. Кладку шамотної цегли слід провадити на шамотному розчині
другого класу; для кладки червоної цегли розчин складний складу
1:1:6. Установлення двох вибухових клапанів на верхній задній
стінці конвективного газоходу виконують у процесі кладки обмурку. Особливу увагу слід звертати при викладанні щілини пальника
(ширина щілини 110 мм). Запірно-регулювальну арматуру встановлюють після ревізії та
випробувань. Для ущільнюючих прокладок слід застосовувати пароніт,
оброблений графітовим змащенням. Закінчений монтажем котел промивають технічною водою. Промивання вважається закінченим, якщо на виході у дренаж
вода надходить освітленою. Після огляду котла інспектором
Держнаглядохоронпраці та гідравлічного випробування слід провадити
сушіння котла, для чого протягом 4 - 5 днів котел прогрівають на
невеликій витраті газу (від 10 до 25% номінальної). 4.1.26. Котли уніфікованої серії КВ (див. табл. 6). Під час приймання фундаменту під котел перевіряють
правильність розміщення фундаменту і його осей відносно будівлі та
сусіднього фундаменту, а також висотні позначки (рівнем або
нівеліром). Відхилення фактичних розмірів фундаменту не повинні
перевищувати значень, вказаних у паспорті котла. Для вирівнювання
висотних позначок допускається встановлення стальних прокладок,
але не більше трьох в одному пакеті, з наступним зварюванням їх по
периметру. Встановлення на опори топкового і конвективного блоків
котла починають після приймання фундаменту і встановлення рами
колосникової решітки (для котлів типу КВ-ТС). Під час установлення
враховують напрямок теплових розширень під час роботи котла
Внаслідок розширення елементів котла вздовж його поперечної осі, а
також керуючись розрахунком теплових розширень, вміщеним у
документації заводу-виготівника, нижні плити рухомих опор
топкового блока зміщують у бік фронту, а конвективного блока - у
бік заднього екрана, і, крім того, усі опори зміщують також вздовж
поперечної осі до зовнішньої сторони котла, після чого закріплюють
болтами з гайками.
Таблиця 6
Характеристика водогрійних котлів КВ-ТС
------------------------------------------------------------------ | Найменування | Марка котлів | | показників | | | |---------------------------------------------| | |КВ-ТС-|КВ-ТС-|КВ-ТС-|КВ-ТС-|КВ-ТСВ|КВ-ТСВ-20 | | | 40 | 6,5 | 10 | 20 | -10 | | | | | | | |-----------------| | | | | | | з | | | | | | | повітро- | | | | | | | підігрівачем | |------------------+------+------+------+------+-----------------| |Теплопродуктив- | 4,64 | 7,54 | 11,6 | 23,2 | 11,6 | 26,2 | |ність, МВт | | | | | | | |------------------+------+------+------+------+------+----------| |Витрата вугілля, | 1280 | 2060 | 2160 | 4320 | 3140 | 6290 | |кг/год. | | | | | | | |------------------+------+------+------+------+------+----------| |Серійний ККД | 81 | 82 | 80 | 80,6 | 82,8 | 82,5 | |брутто, % | | | | | | | |------------------+------+------+------+------+------+----------| |Температура газів,| 225 | 225 | 220 | 230 | 205 | 218 | |що відходять, | | | | | | | |град. C | | | | | | | |------------------+------+------+------+------+------+----------| |Температура | - | - | - | - | 210 | 226 | |гарячого повітря, | | | | | | | |град.C | | | | | | | |------------------+------+------+------+------+------+----------| |Витрата води, | 49,5 | 80 |123,5 | 247 |123,5 | 247 | |т/год. | | | | | | | |------------------+------+------+------+------+------+----------| |Тиск води на | 0,8 | 0,8 | 0,8 | 0,8 | 0,8 | 0,8 | |виході, МПа, | | | | | | | |мінімум | | | | | | | |------------------+------+------+------+------+------+----------| |Гідравлічний опір |0,1038|0,1074| 0,12 | 0,21 | 0,11 | 0,19 | |котла, кгс/кв.см | | | | | | | |------------------+------+------+------+------+------+----------| |Розрахунковий тиск| 2,5 | 2,5 | 2,5 | 2,5 | 2,5 | 2,5 | |води, МПа | | | | | | | |------------------+------+------+------+------+------+----------| |Загальна довжина | 5,0 | 6,7 | 7,6 | 10,8 | 8,4 | 12,54 | |котла, м | | | | | | | ------------------------------------------------------------------
Максимальні зміщення мають перші опори топкового блока,
внаслідок чого репер для спостереження за розширенням котла треба
встановлювати проти першої опори топкового блока. На котлах продуктивністю 10; 20; 30 Гкал/год. (11,6; 23,2;
34,8 МВт) конвективний і топковий блоки з'єднують між собою
патрубками 219 х 10 мм. виконаними з припуском 50 мм. Монтажний
припуск повинен бути ліквідований для того, щоб витримати розмір
444 мм між камерами по осях. Після стискування патрубків слід
здійснити кріплення конвективного і топкового блоків між собою і
тільки після цього - приварювання нижніх плит опор до закладних
деталей. Перед промиванням та гідравлічним випробуванням котла
треба переконатися у тому, що у місцях монтажних зварних з'єднань
блоків та окремих елементів котла немає обмурку. Монтаж площадки і сходів слід провадити після обмурування
конвективної частини котла. Під час встановлення котлів КВ-ГМ
повітряний короб установлюють після закінчення ізоляції фронтової
стінки котла, а повітронапрямний пристрій - до встановлення
повітряного короба у робоче положення. Під час установлення ротаційного пальника слід дотримуватись
ущільнення по фланцю у місцях проходу болтів. Повітропровід у
місці кріплення до повітряного короба з боку топки обварюють з
боку короба. Під час монтажу дробоструминної установки площини
спряження пневмотранспортної лінії повинні бути підігнані й не
мати засмоктування повітря. Положення сопла для введення дробу в
інжектор регулюють під час налагоджування котла. Під час монтажу
котлів КВ-ТС топковий пристрій складають у такій послідовності:
перевіряють і провадять ревізію топкового обладнання, перевіряють
фундамент, установлюють рами решітки, фронтові плити та фронтовий
кожух решітки, складають колосникове полотно, установлюють
закидувачі, колосники, фурми, привід закидувачів, пристрій
повернення винесення і вентилятор повернення винесення, монтують
топковий блок, конвективний блок і вентилятор гострого дуття з
повітроводами. 4.1.27. Котли типу ПТВМ - завод-виготівник поставляє всю
металеву частину блочно. Обмурувальні та ізоляційні матеріали
замовляють окремо. Трубопроводи у межах котла при зовнішньому
діаметрі 83 мм і більше гнуться на заводі і при менших діаметрах
поставляють у вигляді заготовок. Каркас котла надходить у
комплекті окремими елементами (колони, ригелі, стояки, балки
тощо). Під час приймання елементів каркасних конструкцій слід
керуватися допусками, вказаними у технічній документації, яка
надходить разом з конструкціями котла. Металоконструкції та блоки до початку монтажу за наявності
вантажопідйомних механізмів і пристроїв краще укрупняти. При цьому
доведення труб допускається провадити тільки із застосуванням
підігрівання 700 - 780 град. C. Полиці каркаса треба складати на
стелажах, які виключають можливість деформації складуваних
конструкцій. До початку монтажу слід прийняти від будівельної
організації фундамент. Установити металоконструкції каркаса. При
встановленні блоків та окремих елементів каркаса, а також трубних
блоків котла спочатку треба встановити бічні стіни і проміжну
задню колону, а після вивірки - задню стінку зв'язують з основними
колонами бічних стін каркаса поперечними ригелями. Потім башмаки
підливають цементним розчином марки 200 і на 3 - 4 дні припиняють
роботу до повного затверднення підливки башмаків і стояків. До
цього завантажувати встановлений каркас категорично забороняється.
Після готовності бічних і задньої стінок всередину каркаса
заводять трубну частину котла (бічні екрани, задній екран,
фронтовий екран, пакети конвективної частини) і встановлюють
фронтову проміжну колону і зв'язуючі поперечні ригелі. Після
встановлення і вивірки блоків поверхонь нагрівання монтують
перепускні труби, витримуючи допуски між осями колекторів і по
висоті відповідно з допустимими відхиленнями. Останніми монтують
сходи і площадки за відповідними схемами і кресленнями,
дотримуючись горизонтальності сходинок у двох напрямках -
поздовжньому і поперечному.
4.2. Вимоги до території котелень 4.2.1. До початку експлуатації котельні повинні бути виконані
передбачені проектом: планування та обгородження території
котельні, пристрої для відведення зливових, талих і грунтових вод
від будівель та споруд і з території, прокладені автомобільні або
залізничні шляхи, обладнані пожежні проїзди та під'їзди до
водоймів та місткостей, водопровідні, каналізаційні і теплові
мережі з необхідними спорудами, мережі зовнішнього освітлення,
зв'язку і сигналізації, контрольні свердловини для спостереження
за режимом грунтових вод. 4.2.2. Під час експлуатації котельню треба утримувати у
технічно справному стані й чистоті: пристрої відведення зливових і
грунтових вод з усієї території котельні, відбудівель та споруд
(дренажі, водовідвідні канави, відмостки, жиронафтоуловлювачі
тощо), залізничні шляхи та переїзди через них, автомобільні шляхи,
пожежні проїзди та під'їзди до пожежних водоймів та місткостей,
мости, переходи тощо; - водопровідні мережі і системи каналізації, їхні споруди; - джерела питної води, водойми і санітарні зони охорони
джерел водопостачання; - мережі зовнішнього освітлення, зв'язку і сигналізації;
огорожі території, озеленення та об'єкти благоустрою території. 4.2.3. Підземні комунікації водопроводу, каналізації,
теплопостачання, газопроводів, мазутопроводів, підземні кабелі
повинні мати покажчики. Усі металеві підземні комунікації на території котельні
повинні мати протикорозійний захист. 4.2.4. Контроль за режимом грунтових вод здійснюється шляхом
спостереження за їх рівнем у контрольних свердловинах: у перший
рік експлуатації - один раз на місяць, наступні роки - залежно від
рівня їх вимірювання, але не рідше одного разу на квартал. 4.2.5. Відповідно до вимог місцевої
санітарно-епідеміологічної служби персонал котельні повинен
провадити вимірювання температури грунтової води й відбирання проб
для хімічного аналізу. Результат спостережень заноситься у
спеціальний журнал. 4.2.6. До початку паводкових періодів усі водостічні пристрої
слід ретельно оглянути і підготовити до відведення зливових вод.
Вводи в будівлі та споруди труб, кабелів, які містяться нижче за
рівень грунтових вод, треба ущільнити (герметизувати), механізми,
які відкачують воду, слід привести до готовності. 4.2.7. Приміщення для котлів, улаштування основних елементів
конструкцій будівель та споруд котелень, розміщення котлів та
допоміжного обладнання у цих приміщеннях повинні відповідати
вимогам СНиП П-35-76, СНиП П-58-75, ДНАОП 000-1.08-94, ДНАОП
0.00-1.26-96. 4.2.8. Контроль за станом конструкцій та інженерних систем
будівель та споруд повинен здійснюватися шляхом проведення
планових, а при необхідності й позачергових загальних або
часткових оглядів. Під час оглядів виявляють несправності та причини їх появи,
перевіряють обсяг і якість виконання поточного і капітального
ремонту. Технічні огляди будівель та споруд треба провадити згідно
з вимогами інструкцій по їх експлуатації. 4.2.9. При виявленні під час оглядів деформацій та інших
дефектів елементів конструкцій будівель та споруд, які можуть
призвести до зниження їх несучої здатності, стійкості або
порушення нормальної роботи обладнання, слід вжити термінових
заходів щодо забезпечення безпеки їх подальшої експлуатації. Про
небезпечний стан будівель та споруд слід негайно повідомити
керівництву підприємства. Особливу увагу під час оглядів слід
приділяти будівлям та спорудам котелень, які мають знос понад
60%. 4.2.10. Для перекриттів у кожному приміщенні на підставі
проектних даних повинні бути визначені граничні навантаження і
встановлені відповідні таблички на видних місцях. Забороняється
складувати на майданчиках та перекриттях в будівлі котелень великі
вантажі, матеріали, треба уникати значних ударних навантажень під
час розвантаження та переміщення великого обладнання. 4.2.11. Під час виникнення вібрацій перекриттів, які
виникають внаслідок розбалансування обертальних елементів
обладнання чи неправильного встановлення його, вібрації слід
своєчасно усувати шляхом булансування чи встановлення
віброізолюючих основ і амортизуючих елементів і систем. 4.2.12. Забороняється пробивати отвори і прорізи в несучих
конструкціях без проведення перевірних розрахунків на міцність. У
разі потреби пробивання отворів та прорізів, порушені й захисні та
ізоляційні конструкції перекриттів слід відновлювати. 4.2.13. Несучі конструкції будівель та фундаменти обладнання
слід захищати від попадання на них води мінеральних мастил. 4.2.14. Якщо під час обстеження у плитах і балках
залізобетонних перекриттів будівель виявлено тріщини, слід
провадити ретельне спостереження за їх станом (ставити ліпні
маяки). Результати обстеження і спостережень треба заносити в
журнал і вживати своєчасних заходів щодо забезпечення надійності
споруд. 4.2.15. Металеві елементи конструкцій будівель та споруд слід
захищати від корозії внаслідок нанесення антикорозійних покриттів,
які в міру потреби слід відновлювати. 4.2.16. Протягом першого року експлуатації котельні треба
систематично стежити за осіданням фундаментів будівель та
відповідальних споруд, оглядаючи їх не рідше як один раз на
місяць. 4.2.17. Для спостереження за осіданням фундаментів
найвідповідальніших будівель та споруд треба закладати репери. 4.2.18. Димові труби котельні слід оглядати зовні не рідше як
один раз на рік, а всередині - не рідше як один раз на чотири
роки. 4.2.19. До моменту введення котелень в експлуатацію в
будівлях та спорудах повинно бути закінчене будівництво об'єктів
промислової санітарії в обсязі, передбаченому діючими санітарними
нормами (душові, роздягальні, медпункт, вентиляційні та
обезпилюючі установки). Під час обладнання санітарно-побутових
приміщень треба керуватися вимогами СНиП 2.09.04-87
"Административные и бытовые здания". 4.2.20. Пофарбування приміщень та обладнання в котельні
виконується згідно з вимогами технічної естетики та чинних ДБН,
СНиП, а трубопроводів - згідно з ГОСТ 14202-69. 4.2.21. Залізні покрівлі котелень періодично треба фарбувати
олійною фарбою, а рулонні - захисними мастиками (залізо - кожні 4
роки, рулонні - не рідше одного разу на 3 - 5 років). 4.2.22. Покрівлі з хвилястого шифера не повинні піддаватися
ударним впливам, ходити по них дозволяється тільки при прокладанні
на покрівлі дерев'яних спеціальних доробинок (сходинок). 4.2.23. Капітальний і поточний ремонт покрівлі з рулонних
покриттів слід провадити при температурі зовнішнього повітря не
нижче як +5 град.C і в сухий час року. 4.2.24. Очищати покрівлю від снігу, намерзлого льоду та
вугільного пилу допускається тільки дерев'яними лопатами.
Робітники, які виконують роботи на покрівлі, повинні бути
проінструктовані, мати допуск та відповідне спорядження (пояси,
вірьовки тощо). 4.2.25. Треба періодично контролювати стан перекриттів і
конструкцій, для чого їх слід один раз на рік оглядати у
відповідальних місцях, стежити за надійністю елементів, а у разі
їх пошкодження негайно вживати заходів до відновлення. 4.2.26. У зимовий період слід періодично очищати від снігу
поверхню землі, яка прилягає до зовнішніх стін котельні на
відстані не менше ніж 2 м. 4.2.27. Строки і канали для відведення води з поверхні підлог
у котельні треба утримувати у справному стані й чистоті. 4.2.28. Блискавкозахисні пристрої котелень, димових труб,
складів палива, газорегуляторних пунктів та інших споруд
підвищеної небезпеки повинні відповідати вимогам, викладеним в РД
34.21.122-87. 4.2.29. Змонтовані блискавкозахисні пристрої можна прийняти в
експлуатацію тільки після того, як їх прийняла робоча комісія за
участю представників пожежного нагляду. 4.2.30. Під час експлуатації усі блискавкозахисні пристрої
підлягають періодичному контролю не рідше як один раз на рік
(перед грозовим періодом - травень - червень). 4.2.31. Капітальний і попереджувальні ремонти будівель та
споруд котелень слід виконувати на підставі складених планів. 4.2.32. Відповідальність за справний стан, чистоту будівель
та споруд котелень та надійну їх експлуатацію несуть особи,
відповідальні за безпечну експлуатацію котелень. 4.2.33. Приміщення, у яких прокладені газопроводи,
встановлена запірно-регулювальна арматура, повинні бути
вентильованими доступними для обслуговуючого персоналу. Займати їх
під склади, майстерні і тимчасові сховища матеріалів та обладнання
категорично забороняється. 4.2.34. Внутрішні газопроводи використовувати як несучі
конструкції та заземлювачі категорично забороняється. 4.2.35. Приміщення котелень повинні бути забезпечені
природним освітленням, а у темний час доби - електричним
освітленням згідно з вимогами СНиП П-4-79. 4.2.36. Згідно з вимогами СНиП II-35-76, ПУЭ та ДНАОП
0.00-1.21-98 котельні підлягають обов'язковому обладнанню
електричним аварійним освітленням від автономних джерел живлення
(акумуляторні, турбіни або дизель-генератори). 4.2.37. В котельнях, які працюють на газовому паливі, усі
види електроосвітлення повинні бути виконані у вибухозахищеному
виконанні - це стосується і приводів пускової апаратури.
Вентиляція проектується так само, як і в приміщеннях підвищеної
небезпеки згідно з СНиП 2.04.05-91. 4.2.28. Котельні повинні бути забезпечені системою
пожежегасіння, погодженою з пожежним наглядом, і мати первинні
засоби пожежегасіння, установлені у легкодоступних місцях,
обладнані необхідним інвентарем: піском, баграми та вогнегасниками
4.3. Вимоги до монтажу хімводопідготовки котельні 4.3.1. Залежно від якості живильної води та виду вироблюваної
теплової енергії (пара, перегріта пара, вода температурою 150
град.C та ін.) котельні обладнуються відповідним устаткуванням
водопідготовки. Це можуть бути магнітні апарати, системи
одно-двоступінчастого Na-катіонування Na-H-катіонування;
Na-амоній-катіонування, знесолення тощо. 4.3.2. Проектування установок водопідготовки (УВП) повинні
провадити спеціалізовані проектні чи пусконалагоджувальні
організації, які мають на це відповідний дозвіл від
Держнаглядоохоронпраці України. 4.3.3. Фундаменти під устаткуванням УВП, як правило,
виконуються одночасно з усіма іншими фундаментами, призначеними
для основного й допоміжного устаткування котельні. 4.3.4. Перевірку фундаментів під фільтри, насоси,
солерозчинники, сепаратори безперервної продувки здійснюють перед
початком монтажу відповідного устаткування. 4.3.5. Монтаж устаткування УВП, а воно для котелень не є
великогабаритним (виняток становлять фільтри), здійснюється за
звичайними правилами - вертикальність встановлення, відповідність
планам та розрізам проекту та ув'язка з будівельними конструкціями
стосовно проходів, проїздів та зручності встановлення
запірно-регулюючої арматури. 4.3.6. Найбільш громіздке устаткування УВП - це фільтри,
мокре зберігання солі та насосні станції перекачування розчинів,
вони установлюються тільки на великих джерелах теплопостачання.
Правила приймання в експлуатацію цього устаткування детально
повинні бути описані у проектно-кошторисній документації. 4.3.7. Монтаж трубопроводів УВП повинен провадитися згідно з
вимогами проекту ДБН і СНиП. Солепроводи і кислопроводи повинні
бути виконані з труб з відповідним внутрішнім покриттям. Насоси
повинні бути виконані у кислототривкому виконанні з відповідних
сталей або спеціальне покриття. Ущільнювальні прокладки повинні
бути з фторопласту, різьбові з'єднання складені на стрічці
фторопластового ущільнюючого матеріалу (ФУМ). 4.3.8. Після монтажу система УВП підлягає випробуванню на
герметичність тиском 1,25 робочого і передається по акту на
подальше виконання передпускових та пусконалагоджувальних робіт. 4.3.9. Дуже важливо, щоб УВП була готова до моменту сушіння
обмурку котлоагрегатів. 4.3.10. Усі трубопроводи та устаткування УВП повинні мати
протикорозійне покриття й пофарбовані у відповідні кольори згідно
з ДБН і СНиП, запірно-регулювальна арматура повинна легко
відкриватися руками, сальники не повинні текти, а запірні пристрої
повинні бути щільними. Термометри слід встановити тільки в
гільзах, а манометри повинні бути одного класу з непростроченим
перевірним клеймом.
4.4. Вимоги до монтажу живильних пристроїв та допоміжного
обладнання 4.4.1. Живильні пристрої котельні служать для подачі води в
котли і залежно від типу котлів допускається застосування: а) центробіжних і поршневих насосів з електричним приводом; б) насосів з ручним приводом; в) насосів з паровим приводом (ежектори). 4.4.2. Типи і продуктивність насосів визначаються проектом. 4.4.3. Для живлення парових котлів установлюють не менше двох
живильних насосів. При цьому продуктивність кожного насоса повинна
бути не менше 120% номінальної продуктивності усіх одночасно
діючих котлів. 4.4.4. За конструктивним виконанням приводи насосів
виготовляють з еластичною муфтою, гідравлічною, електромагнітною
муфтою і в моноблоці. 4.4.5. До установлення на фундаменти насосам треба зробити
ревізію і за паспортними даними провести розконсервацію. Яскраво
на корпусі стрілкою вказати напрямок обертання. 4.4.6. Після встановлення на фундамент насос треба виставити
за рівнем, завести фундаментні болти та підлити колодязі
фундаменту цементним розчином марки не нижче 200. Після повного
застигання анкерів, насосу з приводом, слід виконати статичне і
динамічне балансування і обв'язати його згідно з проектом
відповідними трубопроводами. 4.4.7. До котельно-допоміжного устаткування належать:
економайзери, деаератори, повітропідігрівачі трубчасті, фільтри та
підігрівачі мазуту, пальники і форсунки для спалювання рідкого і
газоподібного палива, апарати для очищення поверхонь нагрівання,
тяго-дуттьові машини, водопідігрівачі, топки механічні, топки з
пневмомеханічними закидувачами, системи золошлаковидалення,
системи повернення винесення, дахові вентилятори, системи
паливоподачі і паливоприготування, баки, акумулятори, охолоджувачі
випарники, сепатори безперервної продувки, системи охолодження
дренажів і продувок, місткості горизонтальні, підігрівачі,
батарейні циклони, скрубери, елеватори і ежектори, гідрозатвори і
запобіжні пристрої (викидні). 4.4.8. Усе котельно-допоміжне устаткування повинно бути
внесено у паспорт котла. 4.4.9. Котельно-допоміжне устаткування повинно бути після
надходження з заводу-виготівника (постачальника) розконсервоване,
укомплектоване паспортами, інструкціями з монтажу та експлуатації
і змонтоване у технологічній схемі котельні. 4.4.10. Приймання після монтажу устаткування провадиться
представником замовника або на період пусконалагоджувальних робіт
(згідно з угодою) працівником пусконалагоджувальної організації. 4.4.11. Після проведення пусконалагоджувальних робіт
устаткування повинно бути без дефектів і пропрацьоване під
навантаженням не менше 72 годин та за актом передане замовнику
(або підприємству, яке експлуатує котельню) з паспортами та
відповідними інструкціями з експлуатації та режимними картками. 4.4.12. До початку пусконалагоджувальних робіт котельня, яка
вводиться в експлуатацію, повинна бути укомплектована атестованим
інженерно-технічним та обслуговуючим персоналом. 4.4.13. Під час налагоджування окремих вузлів блоків та
одиниць технологічного устаткування обслуговуючий персонал повинен
ознайомлюватися з роботою устаткування, правилами зупинки, запуску
та регулювання. 4.4.14. Більша частина допоміжного устаткування
встановлюється у технологічній схемі і обв'язується трубопроводами
з запірно-регулювальною арматурою (вентилі, крани, засувки,
зворотні клапани, регулятори тиску тощо), але часто після
розконсервації та випробування арматуру доводиться піддавати
відразу ж відповідному ремонту: притирання ущільнювальних
поверхонь, шліфування поверхонь, що труться, заміна сальникових
ущільнювачів набавки, заміна прокладок тощо. Це дуже трудомісткі
операції, на виконання яких доводиться витрачати багато часу.
Остаточне доведення поверхонь, які ущільнюються, доводиться
виконувати вручну. Якість притирання перевіряють після промивання
і складання арматури гідравлічним тиском 1,25 Рроб, але не менше 3
МПа. На щільність арматуру випробують при закритому затворі
подачею води під клапан для вентилів з Ду 10 - 50 мм і на клапан -
для вентилів з Ду більше 50 мм. Зворотні клапани випробують
подачею води на клапан. Сальникове ущільнення і з'єднання кришки з
корпусом вентилів та засувок випробовують тиском води під клапан
при відкритому затворі.
4.5. Вимоги до монтажу електросилового устаткування 4.5.1. Під час монтажу електросилового устаткування та
освітлення котелень треба керуватися вимогами ДНАОП 0.00-1.21-98
та ПУЭ. 4.5.2. Освітлювальні електропроводки, як правило, слід
монтувати з комплексних тросових чи струнних заготовок із
застосуванням виробів та вузлів заводського виготовлення. 4.5.3. Виконання електромонтажних робіт слід провадити у дві
стадії. На першій стадії виконуються усі підготовчі та
заготівельні роботи, включаючи встановлення закладних деталей в
будівельні конструкції, підготовку трас електропроводок і
заземлення, заготовку силових і освітлювальних електропроводок,
складання укрупнених вузлів та блоків, попереднє регулювання,
перевірку та випробування електрообладнання, апаратури і машин на
стендах тощо. На другій стадії виконують монтаж електрообладнання,
на електричних мережах по виконаній на першій стадії робіт
заготовці, обробку і підімкнення проводів і кабелів до
електрообладнання тощо. 4.5.4. Вивантаження електродвигунів з автомашин і вагонів
треба здійснювати за допомогою кранів та автонавантажувачів. 4.5.5. Під час пересування електродвигунів, звільнених від
упаковання, застосовують крани, тельфери, електрокари,
навантажувачі, які використовують і для піднімання електродвигунів
під час встановлення на фундаменти. Перед установленням на місце
треба провести огляд електродвигунів. Машини, які прибули з
підприємства-виготівника у складеному вигляді, на місці монтажу
перед установленням не розбирають. Якщо немає впевненості у тому,
що під час транспортування і зберігання машина після заводського
складання залишилася непошкодженою і незабрудненою, то
необхідність і міра розбирання машини відзначається в акті, який
складається компетентними представниками замовника і монтажної
організації. 4.5.6. Під час монтажу електричних машин до 1000 кВт повинні
провадитись такі роботи: промивання підшипників ковзання,
вимірювання опору ізоляції, установлення й кріплення за рівнем,
вивірки за різних способів з'єднань, вивірка пасової передачі,
зняття і насаджування шківів, напівмуфт, шестерень, підшипників
кочення, перевірка спряження електродвигуна з машиною, яку він
обертає. Налагодження індукторних муфт ковзання та сушіння
електродвигунів. 4.5.7. Під час монтажу автоматичного регулювання процесами
виробітку теплової енергії треба керуватися проектом по монтажу
контрольно-вимірювальних приладів і автоматики (КВПіА), ДНАОП
0.00-1.21-98, ПУЭ, ДНАОП 0.00-08-94, ДНАОП 0.00-1.26-96, ДНАОП
0.00-1.07-94. 4.5.8. Усі прилади, які надійшли від заводів-постачальників,
разом з технічною документацією і паспортами передаються за актом
монтажній чи налагоджувальній організації. Перед монтажем прилади
при потребі проходять перевірку, а потім після готовності мережей,
імпульсних ліній монтуються на місця, передбачені проектом. 4.5.9. Прилади показуючі слід установлювати у місцях, зручних
для перегляду. Якщо з робочого місця оператора шкала не
переглядається, слід установлювати дублюючі прилади із зниженим
рівнем обзору. 4.5.10. Група приладів, що показує розрідження, тиск повітря,
які заповнюються водою чи спиртом, повинні мати підфарбовану
рідину, щоб оператору зручніше було фіксувати їх покази. 4.5.11. Усі виконавчі механізми (електричні, гідравлічні та
пневматичні) слід установлювати у зручних для обслуговування
місцях і в той же час вони не повинні захаращувати проходи. 4.5.12. Усі прилади, які мають межі показів по мінімуму і
максимуму (тиск, температура, рівні, сила струму), повинні
обладнюватися або червоними стрілками чи мітками на циферблатах
для орієнтування допустимих верхніх або нижніх меж. 4.5.13. В усіх щитах, складальних і пультах керування після
монтажу на внутрішніх поверхнях дверей повинні бути закріплені
схеми підключень і комутації приладів, а на перехідних панелях
щитів повинні бути чітко виконані написи для світлової
сигналізації, а також зроблена розмітка положення ключів
керування. 4.5.14. У період передпускових робіт котлоагрегат, який
підлягає запуску, повинен бути обладнаний діючими параметрами
безпеки, передбаченими проектом.
4.6. Приймання в експлуатацію котелень 4.6.1. Після реєстрації котла (котлів), монтажу
тепломеханічної частини, технічного опосвідчення виконуються
роботи щодо обмурування котла, підготовки системи водопідготовки і
одночасно наказом по підприємству створюється робоча комісія для
роботи по прийманню в експлуатацію котельні. До складу комісії
входять представники: замовника, генпідрядника та підрядних
монтажних організацій. Складається план поетапного приймання в експлуатацію об'єкта.
До початку роботи комісії за 10 днів письмово сповіщаються місцеві
служби пожежного нагляду, санепідемстанції, охорони навколишнього
середовища та Держнаглядохоронпраці України. 4.6.2. Комісія складає акт недоробок з благоустрою території,
будівельних робіт, тепломеханічної частини, енергомонтажу,
внутрішніх мереж, КВПіА, освітлення, по побутових приміщеннях, з
газопостачання, призначає відповідальних за виконання та
установлює нові строки виконання завершальних робіт. Одночасно усі підрядні організації подають Генпідрядчику
документацію щодо виконання монтажних та пусконалагоджувальних
робіт. Генпідрядник готує документи, технічну документацію та після
оформлення акта про здачу котельні в експлуатацію передає її із
свого балансу на баланс замовника. При цьому, звітуючись перед
центральним статистичним управлінням та державним комітетом
Держбуду України про введення нових енергопотужностей.
4.7. Приймання і введення в експлуатацію систем
газопостачання газифікованих котелень 4.7.1. Системи газопостачання газифікованих котелень повинні
відповідати вимогам СНиП 2.04.08-87, СНиП II-35-76 і Правил
безпеки систем газопостачання України (ПБСГ). Природний газ
повинен відповідати вимогам ГОСТ 5542-87 (підрозділ 2.4, табл. 3). 4.7.2. Газопроводи систем газопостачання залежно від тиску
транспортованого газу поділяються на: - газопроводи високого тиску I категорії - за робочого тиску
газу понад 0,6 МПа до 1,2 МПа; - газопроводи високого тиску II категорії - за робочого тиску
газу понад 0,3 МПа до 0,6 Мпа; - газопроводи середнього тиску - за робочого тиску газу понад
500 даПа до 0,3 МПа; - газопроводи низького тиску - за робочого тиску газу до 500
даПа включно. 4.7.3. Після закінчення будівництва об'єкти систем
газопостачання повинні прийматися комісією. Склад і організація роботи комісії регламентуються вимогами
ДБН А3.1-3-94 і СНиП 3.05.02-88 "Газоснабжение". Замовник повинен
не пізніше як за 5 днів повідомити орган Держнаглядохоронпраці
України і членів комісії про дату і місце роботи приймальної
комісії. 4.7.4. До складу приймальної комісії входять представники:
замовника (голова комісії), генерального підрядчика та
експлуатаційної організації СПГГ або газової служби підприємств.
Представників органів Держнаглядохоронпраці України включають до
складу приймальної комісії під час приймання об'єктів,
підконтрольних цим органам. 4.7.5. Генеральний підрядчик на закінчений будівництвом
об'єкт системи газопостачання котельні пред'являє приймальній
комісії в одному приміщенні такі види виконавчої документації: - комплект робочих креслень на будівництво котельні з
написами, зробленими представником замовника та особами, які
відповідають за провадження будівельно-монтажних робіт, про
відповідність виконаних робіт в натурі цим кресленням і внесеним
до них проектною організацією змінам; - сертифікати заводів-виготівників (їх копії, виписки з них,
завірені особою, відповідальною за будівництво об'єкта) на труби,
фасонні частини, зварювальні та ізоляційні матеріали; - технічні паспорти заводів-виготівників або їх копії на
обладнання, вузли, з'єднувальні елементи, ізолюючі покриття,
ізолюючі фланці, арматуру діаметром понад 100 мм, а також інші
документи, які посвідчують якість обладнання (виробів); - протоколи перевірки якості зварювальних з'єднань та
будівельні паспорти за формою СНиП 3.05.02-88 (додатки 1, 2, 3); - акт приймання передбачених проектом установок
електрохімічного захисту від корозії; - акти приймання прихованих робіт і спеціальних робіт для ГРП
(ГРУ), котелень, виконаних згідно з угодою-підрядом (контрактом); - акт приймання газообладнання котелень для проведення
комплексного випробування. 4.7.6. Приймальна комісія повинна перевірити подану виконавчу
документацію та відповідність змонтованої системи газопостачання
котельні вимогам СНиП 3.05.02-88 та ПБСГ. 4.7.7. Крім документації на будівництво, передбаченої СНиП
3.05.02-88 і ДБН А3.1-3-94, приймальній комісії повинні бути
представлені такі документи: - копія наказу про призначення особи, відповідальної за
безпечну експлуатацію газового господарства підприємства; - положення про газову службу підприємства або договір з
експлуатаційними спеціалізованими підприємствами газового
господарства (далі за текстом - СПГГ) чи іншою спеціалізованою
організацією про технічне обслуговування і ремонт газопроводів та
газового обладнання; - протоколи перевірки знань цих Правил, норм і інструкцій з
питань охорони праці керівниками, спеціалістами і робітниками; - посадові та виробничі інструкції, технологічні схеми, а
також інструкції з охорони праці; - акт приймання газового обладнання; - акт про перевірку технічного стану димовідвідних та
вентиляційних пристроїв; - план локалізації і ліквідації можливих аварійних ситуацій,
складений відповідно до вимог ПБСГ; - акти про виконані роботи з герметизації вводів інженерних
підземних комунікацій. 4.7.8. Комісії надається право вимагати відкриття будь-якої
ділянки газопроводу для додаткової перевірки якості зварювання і
ізоляції, а також проведення повторних випробувань. 4.7.9. Приймання закінченого будівництвом об'єкта систем
газопостачання оформляється актом за формою СНиП 3.05.02-88
(додаток 4), на підставі якого виконується пуск газу і видача
власнику (замовнику) дозволу на проведення пусконалагоджувальних
робіт. Із закінчення пусконалагоджувальних робіт органи
Держнаглядохоронпраці України дають дозвіл на експлуатацію об'єкта
і беруть його під контроль. Коли проведення пусконалагоджувальних
робіт не потрібне, акт приймальної комісії є дозволом на введення
об'єкта в експлуатацію. 4.7.10. На проведення робіт по пуску газу слід видавати
наряд-допуск на провадження газонебезпечних робіт установленої
форми (підрозділ 7.11); складати план організації робіт при пуску
згідно з вимогами ПБСТ. 4.7.11. Не допускається приймання в експлуатації незакінчених
будівництвом об'єктів, в тому числі підземних сталевих
газопроводів, не забезпечених захистом від електрохімічної
корозії. 4.7.12. Перед пуском газу на об'єкти, прийняті комісією, але
не введені в експлуатацію протягом 6 місяців з дня його останнього
випробування, повинні бути проведені повторні випробування на
герметичність газопроводів, перевірена робота установок
електрохімічного захисту, стан димовідвідних та вентиляційних
систем, комплектність і справність газового обладнання, арматуру,
засобів вимірювання, автоматизації, сигналізації та
протиаварійного захисту.
4.8. Облік споживання газу 4.8.1. При обліку споживання газу слід дотримуватися вимог
СНиП 2.04-08-87. Умови для визначення наведеного об'єму газу за
взаємних розрахунків їх споживачем повинні відповідати вимогам
ГОСТ 2939-63. 4.8.2. Облік кількості газу слід передбачати комерційний -
для здійснення фінансових розрахунків між газозбутовими
організаціями і кожним споживачем, а також внутрішньовиробничий
(технологічний) - для контролю за ефективністю використання газу і
дисципліною споживання. Комерційний облік споживання газу слід
передбачати централізовано. 4.8.3. Комерційним обліком кількості газу повинні бути
забезпечені усі споживачі газу: абоненти, що мають угоду із
газозбутовою організацією; субабоненти, що мають договір з
абонентами; оптові споживачі-перепродавці. 4.8.4. Кожний споживач газу (домовласник, квартиронаймач,
організація і підприємство, незалежно від форми власності і
напряму діяльності), сільський населений пункт (село, селище,
хутір) повинні бути забезпечені єдиним комерційним вузлом обліку
кількості газу, передбаченим проектом. 4.8.5. При обгрунтуванні допускається не передбачати єдиний
вузол обліку кількості газу. 4.8.6. Пристрої обліку газу можуть розміщуватися в пунктах
очищення і обліку газу, у газорегуляторних пунктах (ГРП),
газорегуляторних установках (ГРУ), у приміщеннях, у яких
встановлено газоспоживаючі установки, агрегати, апарати, прилади. 4.8.7. Пристрої обліку газу можуть розміщуватися і в інших
приміщеннях, які відповідають вимогам, що ставляться до розміщення
вказаних об'єктів. 4.8.8. Внутрішньовиробничим обліком (технологічним) кількості
газу повинні бути забезпечені окремі об'єкти, у тому числі
дільниці, агрегати тощо, які мають річне споживання понад 350 тис.
куб.м природного газу. 4.8.9. Внутрішньовиробничим обліком споживаного газу повинні
бути забезпечені усі водогрійні котли з теплопродуктивністю понад
1,163 МВт і парові котли продуктивністю понад 1 т пари за годину. 4.8.10. Способи вимірювання газу і реалізуючі їх засоби
вимірювання слід вибирати залежно від умов експлуатації з числа
дозволених Держстандартом України, занесених до Держреєстру
України, або від тих, що пройшли державну метрологічну атестацію.
При цьому перевагу слід віддавати автоматичним і автоматизованим
засобам вимірювань. 4.8.11. Розміщення лічильників газу та витратомірних вузлів
слід передбачати згідно з експлуатаційною документацією
заводів-виготівників. 4.8.12. Для витратомірних вузлів із стандартними звужуючими
пристроями слід виконувати вимоги РД-50-213-80 "Правил измерения
расходов газов и жидкостей стандартными сужающими устройствами". 4.8.13. Перед вузлом вимірювання кількості газу слід
передбачати газовий фільтр. За наявності фільтра у конструкції
лічильника встановлення додаткового фільтра не потребується. 4.8.14. Під час розміщення вузлів вимірювання треба
забезпечити зручність їх обслуговування (знімання показів,
проведення ремонтних робіт тощо), а при неприпустимості перерв у
подачі газу виробничих об'єктів - також забезпечити подачу газу
під час знімання лічильника, звужуючого пристрою витратомірного
вузла тощо.
5. Пуск котлів
5.1. Загальні положення Роботи по пуску котлів і котелень повинні виконуватися за
технічною документацією заводу-виготовлювача, проекту монтажу
котла чи котельні, а також керівних нормативних документів ДНАОП
0.00-1.08-94, ДНАОП 0.00-1.26-96, ДНАОП 0.00-1.20-98 (ПБСГ), ДНАОП
0.00-5.10-96. 5.1.1. Вказані роботи виконуються підприємствами, які мають
ліцензії на ці роботи, працівники повинні бути атестовані. 5.1.2. Пуску і наладці котельних установок передують такі
підготовчі роботи: промивання котлів і систем від бруду, перевірка
арматури і приладів контролю і автоматики, просушування обмурку,
перевірка справності топкових пристроїв, механізмів вуглеподачі та
золовидалення, насосних агрегатів, тягодуттьових машин та іншого
обладнання. 5.1.3. У котельнях з чавунними водогрійними котлами після
випробування котлів і системи здійснюють промивання їх від сміття
і бруду. Для цього з котлів знімають нижні глухі фланці і
замінюють їх тимчасовими із штуцерами і запірною арматурою для
скидання промивальної води. Систему промивають наповненням і спусканням води, повторюючи
цю операцію 2 - 3 рази до появи освітленої води. Під час наповнення системи і спуску води забезпечують таку
швидкість руху її у системі (1 - 1,5 м/с), при якій бруд тягнеться
потоком і виноситься із системи. Воду спускають у нижчій точці
зворотної магістралі через спускну трубу, діаметр якої дорівнює
діаметру зворотної магістралі у місці її вварювання. 5.1.4. Для забезпечення якісного і швидкого промивання
системи рекомендується застосовувати гідропневматичний спосіб, при
якому, крім води, подають ще стиснене повітря тиском на 0,2 - 0,3
МПа більшим ніж тиск промивальної води. Скидають промивальну воду
до каналізації, водостічної мережі або на поверхню грунту, залежно
від місцевих умов. Великі системи, які обслуговують будівлі понад
30 тис. куб.м, промивають окремими ділянками.
5.2. Передпускові роботи 5.2.1. Одночасно з промиванням котлів просушують обмурок.
Протягом двох діб обмурок просушують повітрям на природній тязі
без вогню, при відчинених топкових дверцятах, люках, піддувалях і
шиберах. Після цього для утворення тяги прогрівають лежаки і
димову трубу розведенням легкого вогню безпосередньо у лежаку і
біля основи труби. Як тільки в трубі установиться тяга, котли
розпалюють дровами, підтримуючи в них невеликий вогонь. Перед цим
парові котли обов'язково заповнюють водою. Водогрійні котли
заповнюють водою разом з системою, оскільки у них нема водогрійних
колонок і важко стежити за рівнем води та можливі випадки
пошкодження котлів. 5.2.2. Обмурок просушують на слабкому вогні протягом 6 - 7
діб, підтримуючи температуру води в котлах 40 - 45 град.C. Після
закінчення просушування палити припиняють, обмурку дають повільно
охолонути при щільно зачинених шиберах і дверцятах. Обмурок, який
охолонув, ретельно оглядають, а виявлені тріщини затирають
розчином з вогнетривкої глини. 5.2.3. Одночасно з промиванням котлів та просушуванням
обмурку перевіряють наявність, справність і правильність
встановлення контрольно-вимірювальних приладів і приладів
автоматики, а також перевіряють роботу насосів, включенням їх на
1,5 - 2 години при закритій засувці після них. 5.2.4. Під час підготовки до пуску районних, квартальних
котелень великої потужності до початку опалення перевіряють
справність вихідних вікон амбразур пальників, лазів, вічок, стан
труб екранів і конвективної частини, правильність положення
елементів контрольно-вимірювальних приладів та імпульсних точок
систем автоматики всередині топки, відсутність у топці, лежаках і
газоходах сторонніх предметів, запас палива, тиск газу перед
пальниками і справність газового обладнання, готовність і
включення контрольно-вимірювальної арматури, автоматичного
регулювання. Без справних контрольно-вимірювальних приладів і
захисних автоматичних блокіровок пуск котла категорично
забороняється. 5.2.5. Крім вказаних перевірок слід перевірити стан топкових
пристроїв і наявність тяги, справність тягодутьових машин і
живильних насосів короткочасним включенням їх у роботу, справність
трубопроводів і арматури (при цьому треба звертати увагу на
достатність сальникового ущільнювання і нормальний стан поверхні
штоків, клапанів, вентилів і засувок), а напрямок руху розчинів
повинен відповідати напрямку стрілок на корпусі арматури;
справність арматури щодо герметичності і легкості ходу, справність
дистанційного керування засувок і вентилів, наявність змащення,
роботу електро- і пневмоприладів, справність запобіжних клапанів і
надійність закріплення на них вантажів. Під час перевірки
запірно-регулювальну арматуру треба включати у робоче положення. 5.2.6. Обмурок парових котлів для спалювання твердого,
рідкого і газоподібного палива у теплий час року сушать протягом 5
діб на дровах, у зимовий час протягом 6 - 8 діб (котли у
полегшеному обмурку просушують протягом 3 діб). 5.2.7. Кожний тип котла має свої особливості сушіння обмурку,
зумовлені монтажем різних топкових пристроїв. Про це вказується у
технічній документації заводу-виготівника, яка надходить у
комплекті з котлом. 5.2.8. Температура води у котлі на кінець сушіння не повинна
перевищувати 80 - 90 град.C. 5.2.9. Лужиння парових котлів провадять після сушіння обмурку
для очищення внутрішніх поверхонь від бруду, іржі, окалини і
масних відкладачів, що накопичилися під час виготовлення,
транспортування, зберігання й монтажу котла. 5.2.10. Перед лужинням провадять внутрішній і зовнішній
огляди змонтованого котла і складають акт про стан його внутрішніх
поверхонь. 5.2.11. Для прискорення процесу лужиння, ще до початку
монтажу, під час огляду, дуже пошкоджені іржею чи забруднені
елементи очищують механічним способом. 5.2.12. Під час зовнішнього огляду перевіряють також
правильність складання окремих елементів парових, водяних і
дренажних труб, установки водовказівних приладів і позначок вищого
і нижчого рівнів, нанесення позначок і міру відкривання і
закривання регулюючих і запірних пристроїв, справність роботи
пристроїв для регулювання і подачі пари, води, повітря і палива
(шиберів, заслінок, кранів, вентилів тощо). 5.2.13. Лужиння котла і одночасне підживлення провадять
хімічно очищеною або живильною водою. Оптимальна температура води
повинна бути в межах 40 - 70 град.C. 5.2.14. Перед заповненням котла водою підклинюють один із
запобіжних клапанів (при появі пари - його переводять у робоче
положення) і відкривають повітряний клапан водяного економайзера
(до появи з нього води), а також продувальний вентиль на камері
перегрітої пари пароперегрівача. Пароперегрівачі лужинню не
піддають і лужним розчином не заповнюють. Очищення їх провадять
парою. 5.2.15. Заповнюють котел водою до рівня позначки нижнього
водопокажчика. Лужиння супроводжується розпалюванням котла і
підняттям тиску, внаслідок чого для економії часу й палива
введення реагентів і початок лужиння провадять за три дні до
закінчення сушіння обмурку. Реагенти вводять у котел тільки у
вигляді готового розчину (1 кг реагенту на 8 л води) за допомогою
дозатора або встановленого над котлом бачка місткістю 0,5 куб.м
через будь-який штуцер верхнього барабана за повної відсутності
тиску в котлі. 5.2.16. Для лужиння застосовують каустичну соду або
кальциновану соду і тринатрійфосфат. Розчини вводять окремо, щоб
уникнути кристалізації тринатрійфосфату в трубах котла. 5.2.17. Лужне число котлової води під час лужиння не повинно
падати нижче ніж 200 мг/л: для чого через кожні 3 - 4 години
відбирають проби котлової води з барабанів і камер екранів. 5.2.18. Протягом усього процесу лужиння і випробування котла
на парову щільність котел підживлюють до позначки верхнього
покажчика рівня. Вогневе обігрівання котла провадять обережно, щоб
не допустити підвищення температури газів перед входом до
пароперегрівача більше ніж 500 - 600 град.C. 5.2.19. Випробування котла на парову щільність треба
провадити після лужиння і повної заміни котлової води, для чого
піднімаються тиск у котлі. Після досягнення ним значення на 0,2 -
0,3 МПа, нижче від робочого перевіряють щільність і правильність
посадки клапанів на свої місця, для чого від руки по черзі трохи
піднімають важелі запобіжних клапанів, а також перевіряють робочий
манометр внаслідок підключення контрольного. Якщо розходження в
показах перевищать 0,025 МПа, то робочий манометр слід замінити. 5.2.20. Після досягнення робочого тиску у котлі установлюють
і надійно закріплюють вантажі на важілі запобіжних клапанів так,
щоб вони змогли працювати згідно з п. 6.2 ДНАОП 0.00.-1.08-94. Після остаточного регулювання на контрольний клапан треба
одягти металевий кожух і запломбувати його. Відрегульований клапан
від легкого удару долонею руки знизу повинен вібрувати. 5.2.21. Достатня парова щільність характеризується
відсутністю нещільностей і пропускання пари і води у місцях
з'єднання окремих елементів, а також безвідмовною автоматичною
роботою запобіжних клапанів. Сигналізатор і регулятор рівня
регулюють і випробують на парову щільність зміною рівня води у
барабані до контрольних позначок. 5.2.22. Після закінчення випробування і продування
паропроводів тиск у котлі знижують до нуля, а після зниження
температури води до 50 - 60 град.C її спускають з котла,
відкривають лази барабанів і лючки камер і ретельно промивають
барабани, камери і труби струменем гарячої води під тиском 0,4 -
0,5 МПа, а також перевіряють стан спускної і продувальної арматури
і водомерних колонок. Стан поверхні нагрівання після лужиння і
промивання фіксується актом. 5.2.23. Операції сушіння обмурку, лужиння і випробування на
парову щільність повинні виконуватися спеціалізованою
пусконалагоджувальною організацією, яка виконує її за відповідним
графіком погодинного додержування технологічних операцій. Послідовність і тривалість операцій з лужиння і випробування
котла на парову щільність див. у додатку N 5.
5.3. Пуск котлів на твердому паливі 5.3.1. Для кожного підготовленого до пуску котла, що працює у
водогрійному чи паровому режимі, повинні бути складені робочі
інструкції з пуску котла, зупинки та аварійної зупинки і тимчасова
режимна карта на 50 %, 75 % і 100 % навантаження. 5.3.2. На первинний пуск котла дається вказівка начальника
котельні (майстра) з відповідним записом у змінному журналі.
Оператори котла повинні бути проінструктовані на робочому місці.
До призначеного часу розтоплювання зміна повинна перевірити усе
допоміжне обладнання, паливоподачу, тягодуттьові машини, прилади
контролю тиску, розрідження, систему повернення винесення,
пневмомеханічні закидувачі, роботу ращітки, систему
золошлаковидалення, живильні пристрої, наявність живильної води в
деаераторі і систему автоматики безпеки. 5.3.3. Для первинного пуску котла добирається найбільш
досвідчена бригада операторів. Розпалювання провадиться на
деревному паливі. 5.3.4. На першому пуску котла керівник котельні, крім
операторів, до зміни включає електрика, слюсаря КВПіА, слюсарів по
ремонту. Якщо пуск котла здійснюється за участю
пусконалагоджувальної організації, то всі роботи по пуску
провадяться під керівництвом виділеного або закріпленого за цим
об'єктом спеціаліста ІТП, який за своєю програмою провадить
випробування котлоагрегату і усього допоміжного обладнання у
різних режимах протягом 72 годин. Якщо за цей період серйозних хиб
у роботі не сталося, то пуск вважається проведеним, про що
складається відповідний акт. 5.3.5. Якщо під час роботи котлоагрегату і допоміжного
обладнання сталися поломки або виявлено серйозні недоліки, то
агрегат слід зупинити і після їх усунення пуск котла і
випробування усього обладнання треба продовжити згідно з п. 5.3.4.
5.4. Пуск котлів на рідкому паливі 5.4.1. Пуск котлів на рідкому паливі має свої особливості в
тому, що на час пуску котлоагрегатів, що працюють на мазуті, треба
його розігрівати. Для цього можна на час пуску завезти пічне паливо (солярове
масло), одержати тепло для розігрівання мазуту із сусідніх
котелень по тимчасовому трубопроводу, одержати пару від
транспортабельної чи пересувної котельної установки. 5.4.2. Котлоагрегати, що працюють на рідкому паливі, повинні
бути обладнані досконалою автоматикою безпеки і регулювання
живлення паливом і водою. Пусконалагоджувальні роботи на них
повинні виконувати атестовані фахівці з організацій і установ, які
мають дозвіл на виконання цих робіт від Держнаглядохоронпраці
України (1.2). 5.4.3. Першим етапом в пуску котлів (котелень), що працюють
на рідкому паливі (мазуті), є подача тепла на мазутне господарство
і створення циркуляційного робочого контуру - між сховищем мазуту
(витратні місткості) і котельнею (котлоагрегатом). 5.4.4. У схемах мазутопостачання слід передбачити
двоступінчасте очищення (грубе й тонке) і безперервний рух мазуту
через насос до форсунок котла. Мазутопроводи прокладаються з
ухилом 0,01 - 0,015 за напрямком потоку спільно з супутнім
паропроводом у загальній тепловій ізоляції. 5.4.5. Розігрівши паливо до потрібної температури у мазутних
підігрівачах, задіявши мазутні насоси, створивши потрібний тиск і
циркуляцію після перевірки усіх систем згідно з п. 5.3.2,
оператори пускової зміни готують до запуску мазутні стволи з
форсунками (залежно від типу і конструкції) за робочою
інструкцією. 5.4.6. Залежно від конструкції системи автоматики
розпалювання котлоагрегату провадиться або від ЗЗП
(захисно-запального пристрою) солярового факела, газового
запальника або іншого запалюючого пристрою. 5.4.7. Усі параметри на котлі виводяться за тимчасовою
режимною картою і робочою інструкцією з експлуатації. 5.4.8. Після досягнення сталого режиму роботи агрегату
переходять на постійну схему роботи мазутного господарства, і
після 72-годинного нормального безаварійного функціонування усіх
систем, включаючи котлоагрегат, фіксують пуск його відповідним
актом.
5.5. Пуск котлів на газоподібному паливі 5.5.1. Перед пуском в роботу газовикористовувальних установок
їхні топки і газоходи повинні бути провітрені. Порядок і
тривалість провітрювання встановлюється інструкцією з безпечного
обслуговування установки. Закінчення вентиляції визначається за допомогою
газоаналізатора, при цьому вміст газу не повинен перевищувати 1/5
НМВ. 5.5.2. До розпалювання газовикористовувальної установки
повинні бути послідовно продуті газом газопровід перед колектором
агрегату, колектор агрегату і опуски до пальників. Продувка газопроводу і колектора повинна провадитися при
закритій запірній арматурі перед пальниками. 5.5.3. Запірну арматуру безпосередньо перед пальником
дозволяється відкривати тільки після включення запального пристрою
або піднесення до нього палаючого запальника. Подача газу в топки, які обладнані автоматичними
газопальниковими блоками, що працюють за програмою, визначається
інструкцією заводу-виготовлювача блоку. 5.5.4. Коли агрегати працюють на різних видах палива і мають
спільні газоходи, то пуск агрегатів на газовому паливі повинен
провадитися при непрацюючих агрегатах, які використовують інші
види палива. Якщо зупинка цих агрегатів за технологією виробництва
неможлива, допускається пуск агрегату на газовому паливі при
працюючих агрегатах на інших видах палива тільки з додержанням
спеціальної пускової інструкції, затвердженої керівником
підприємства. 5.5.5. Пуск агрегату після тривалої зупинки або ремонту
(зняття заглушки) дозволяється за наявності актів контрольного
випробування газопроводів на герметичність, перевірки топок,
газоходів, контрольно-вимірювальних приладів і систем автоматики і
регулювання. 5.5.6. Пусконалагоджувальні роботи повинні виконуватися
підприємствами, які мають дозволи, одержані та зареєстровані в
органах Держнаглядохоронпраці України в установленому порядку. 5.5.7. Перед пуском котелень та інших агрегатів та установок
повинно бути забезпечене приймання обладнання для комплексного
опробування, введення в дію авоматичних засобів контролю і
управління, передбачене проектом і паспортами обладнання,
протиаварійні і протипожежні засоби. Персонал слід навчити методам
і способам виконання газонебезпечних робіт згідно з вимогами
підрозділу 7.11, проінструктувати про можливі неполадки і засоби
їх усунення, забезпечити потрібними схемами та інструкціями, а
також засобами захисту і пожежегасіння, спецодягом, необхідними
приладами і обладнанням. 5.5.8. На час комплексного опробування повинно бути
організоване цілодобове чергування персоналу для спостереження за
станом технологічного обладнання і вжиття заходів щодо своєчасного
усунення несправностей і витоку газу, а також гарантування безпеки
під час виконання пусконалагоджувальних робіт.
6. Режимно-налагоджувальні роботи
6.1. Загальні положення 6.1.1. До промислової експлуатації допускаються
тепловироблюючі установки, на яких проведено
режимно-налагоджувальні випробування. Об'єм пусконалагоджувальних
робіт обов'язково повинен включити комплекс
режимно-налагоджувальних робіт, які забезпечують ефективну та
економічну роботу тепловироблюючого обладнання, теплоутилізаційних
пристроїв, засобів автоматичного регулювання і безпеки,
допоміжного обладнання, визначення еколого-теплотехнічних
характеристик, проведення комплексної інвентаризації шкідливих
викидів в атмосферу. 6.1.2. Основою налагоджувальних робіт та інвентаризації
шкідливих викидів є проведення комплексних еколого-теплотехнічних
випробувань котлів, завданням яких є встановлення оптимальних
режимів їх роботи. 6.1.3. Комплексні еколого-теплотехнічні
режимно-налагоджувальні випробування слід провадити: - після монтажу, реєстрації, технічного огляду і дозволу на
експлуатацію котлів; - після капітального ремонту котлів, реконструкції і
переведення з одного виду палива на інший або переходу з парового
режиму на водогрійний; - згідно з плановим строком проведення налагоджувальних
робіт; - за розпорядженням органів Держнаглядохоронпраці України. 6.1.4. Проведення режимно-налагоджувальних робіт на діючих
котлоагрегатах слід передбачати не рідше одного разу на 3 роки. 6.1.5. Кінцевим результатом проведення налагоджувальних робіт
є встановлення оптимальних еколого-теплотехнічних режимів роботи
котлів з урахуванням технологічних умов, мінімально можливих
викидів шкідливих речовин в атмосферу, які не перевищують
установлені норми і безпечну роботу всього обладнання. 6.1.6. Налагоджувальні роботи та інвентаризація викидів
шкідливих речовин в атмосферу повинні проводитись спеціалізованими
налагоджувальними організаціями або налагоджувальними службами
підприємств, незалежно від їх підпорядкованості і форм власності. 6.1.7. Організації, які виконують пусконалагоджувальні
роботи, повинні бути зареєстровані у органах
Держнаглядохоронпраці.
6.2. Класифікація випробувань котлоагрегатів 6.2.1. Теплотехнічні (режимно-налагоджувальні та балансові)
випробування котельних агрегатів, які працюють для вироблення
теплоенергії з виробничою та комунально-побутовою умовою, ставить
своїм завданням: - налагодження режиму роботи котельного агрегату з доведенням
ККД його до значень, вказаних у технічній характеристиці на
агрегат (з відносним відхиленням не більше 0,3 - 0,5 %); - складання режимної карти із зазначенням оптимальних
параметрів роботи агрегату; - визначення максимальної та мінімальної продуктивності
котлоагрегату; - визначення питомої витрати палива на відпущене тепло; - визначення ККД (брутто) котлоагрегату і окремих складових
втрат тепла; - дослідження роботи топки (теплове напруження, температура в
однакових точках, надлишок повітря і склад газів за топкою, вплив
первинного і вторинного повітря на процес горіння тощо); - визначення опорів окремих дільниць газоповітряного тракту,
засмоктування повітря в топку і газоходи; - дослідження роботи пароперегрівача, економайзера і
повітропідігрівача; - визначення основних параметрів, які характеризують роботу
тягодуттьових пристроїв; - дослідження і налагодження роботи систем повернення
винесення шлакозоловидалення, паливоподачі і приготування палива,
пневмомеханічних закидувачів ланцюгових решіток тощо. 6.2.2. Налагоджувальні випробування котлоагрегатів
класифікуються за призначенням і методом складання теплового
балансу. 6.2.3. За призначенням і залежно від поставлених завдань
випробування котлоагрегатів поділяються на режимно-налагоджувальні
та промислово-експлуатаційні (балансові). Режимно-налагоджувальні випробування провадяться з метою
налагодження режимів агрегату, що вводиться, реконструюється або
діючого, із зведенням теплового балансу. До завдань цих випробувань входить визначення: - оптимальних надлишків повітря; - основних втрат тепла на різних навантаженнях; - мінімального навантаження котлоагрегату; - максимального навантаження котлоагрегату; - оптимального розподілу первинного і вторинного повітря. Промислово-експлуатаційні випробування (балансові)
провадяться з метою встановлення нормативних експлуатаційних
характеристик при нормальних параметрах теплоносія на діючому або
заново введеному в експлуатацію котлоагрегаті, після капітального
ремонту чи реконструкції, у зв'язку з переходом на спалювання
нового виду чи марки палива і при систематичному відхиленні
основних параметрів (витрати, тиску, температури пари тощо) від
нормальних з обов'язковим визначенням ККД котлоагрегату. До
завдань цих випробувань входить: - визначення оптимальних умов роботи котлоагрегату; - перевірка ефективності виконання ремонтних робіт по
реконструкції котла чи допоміжного обладнання; - визначення економічних показників роботи котла; - визначення витрати тепла на власні потреби; - визначення збільшення величин втрат тепла у порівнянні з
розрахунковими значеннями; - визначення відносного приросту витрати палива. Залежно від поставлених завдань режимно-налагоджувальні
випробування за складністю (кількістю дослідів) поділяються на
випробування з повним комплектом дослідів і 50 % комплектів
дослідів; промислово-експлуатаційні (балансові) випробування
поділяються на дві категорії складності - 1 і 2. Промислово-експлуатаційні (балансові) випробування
проводяться у такій послідовності. На першому етапі провадять досліди за програмою
режимно-налагоджувальних випробувань. Після проведення комплексу
режимно-налагоджувальних випробувань, коли загальна картина
теплової роботи котла стає зрозумілою, провадяться уточнюючі
досліди за програмою промислово-експлуатаційних випробувань 1 чи 2
категорії складності. Промислово-експлуатаційні випробування у більшості випадків
проводяться за програмою випробувань 2 категорії складності і дуже
рідко за 1 категорією складності, яка порівняно до програми 2
категорії складності передбачає велику кількість проміжних
навантажень котла. Ці навантаження визначає у кожному конкретному
випадку керівник випробувань залежно від поставлених завдань. У деяких випадках залежно від стану обладнання, міри його
вдосконалення та умов експлуатації, а також під час випробувань
водогрійних і малопотужних котлів, які виробляють пару низьких
параметрів для технологічних потреб, за програмою
режимно-налагоджувальних випробувань не потрібно проводити повний
комплекс дослідів і програма випробувань може бути скорочена (за
розсудом керівника випробувань) на 50 %. 6.2.4. Під час проведення режимно-налагоджувальних
випробувань досліди поділяються на прикинуті та основні
(режимно-налагоджувальні). Під час проведення
промислово-експлуатаційних випробувань досліди поділяються на
прикинуті та основні (режимно-налагоджувальні та балансові). 6.2.5. До обсягу прикинутих дослідів входить розстановка і
навчання спостерігачів, перевірка роботи вимірювальних приладів,
виявлення дефектів у роботі обладнання, визначення величин
підсмоктування, тарування перерізів по аналізу газів, швидкостях і
температурі, визначення можливих меж регулювання і умов
забезпечення надійної та економічної роботи котлоагрегату. Під час прикинутих дослідів усі вимірювання провадяться з
такою самою ретельністю, як під час основних випробувань.
Режимно-налагоджувальні досліди провадяться з метою виявлення умов
найбільш ефективного використання палива у робочому діапазоні,
регулювання навантаження котла. 6.2.6. Балансові досліди провадяться з метою визначення
основних економічних показників роботи котлоагрегату на різних
навантаженнях з раніше виявленими (за методикою
режимно-налагоджувальних дослідів) оптимальними режимами його
роботи. 6.2.7. Під час випробування котельних агрегатів існує два
способи визначення коефіцієнта корисної дії за прямим і за
зворотним балансом. Якщо величина ККД котла визначена за прямим і
зворотним балансом, то допускається незбіг величин ККД у межах
сум, відповідних помилок, тобто +-3,5 % (відносних) за стійкості
розбіжностей значень, таке непогодження балансу не може бути
підставою висновку про недосконалість випробувань у цілому. 6.2.8. Незалежно від характеру випробувань усі вимірювання
слід проводити з максимальною точністю засобами вимірювань класу
не нижче 1,5. При цьому для котлоагрегатів, які спалюють
газоподібне й рідке паливо і мають ККД брутто більше 80 %,
відносна похибка визначення ККД за зворотним балансом менша, ніж
за прямим балансом, і становить величину не більше ніж +-1 %.
6.3. Технічна документація 6.3.1. Під час виконання режимно-налагоджувальних робіт
виконавча організація зобов'язана подати замовнику: - програму робіт із строками виконання (орієнтовними); - план завдання на підготовку до випробувань котлоагрегату
(агрегатів); - перелік дефектів, виявлених під час підготовки до
проведення прикинутих дослідів; - план-графік проведення теплотехнічних випробувань
котлоагрегату; - зміст технічної програми випробувань котлоагрегату. Після проведення режимно-налагоджувальних випробувань
організація, яка виконала роботи, видає замовнику режимні карти
роботи агрегату (агрегатів) і технічний звіт про всю виконану
роботу (баланс котельного агрегату) за програмою
промисловоексплуатаційних випробувань 1 чи 2 категорії складності
або за режимно-налагоджувальними випробуваннями. Усі документи повинні бути перевірені та затверджені головним
інженером підприємства-замовника і керівником випробувань
підприємства-виконавця.
6.4. Водно-хімічний режим котлів 6.4.1. Усі парові котли з природною і багаторазовою
спонукальною циркуляцією паропродуктивністю 0,7 т/год. і більше,
усі парові прямоточні котли незалежно від паропродуктивності, а
також усі водогрійні котли повинні бути обладнані установками для
докотлової обробки води. 6.4.2. Вибір способу обробки води для живлення котлів повинна
провадити спеціалізована проектна (налагоджувальна) організація. 6.4.3. Котли паропродуктивністю менше 0,7 т/год. повинні мати
період між чистками такий, щоб товщина відкладів на найбільш
теплонапружених ділянках поверхні нагрівання котла на момент його
зупинки на чистку не перевищувала 0,5 мм. 6.4.4. Підживлення сирою водою котлів, обладнаних пристроями
докотлової обробки води, не допускається. 6.4.5. Кожний випадок підживлення котлів сирою водою повинен
фіксуватися в журналі з водопідготовки із зазначенням причин, які
створили нештатну ситуацію, тривалість підживлення і якість
живильної води у цей період. 6.4.6. Для парових і водогрійних котлів з урахуванням Правил
улаштування і безпечної експлуатації парових і водогрійних котлів,
інструкцій підприємств-виготівників, типових інструкцій та інших
відомчих нормативно-технічних документів спеціалізованою
організацією повинні бути розроблені інструкція по провадженню
водно-хімічного режиму та інструкція з експлуатації установки
(установок) для докотлової обробки води з режимними картами, у
яких, зокрема, повинні бути вказані: - призначення інструкції та перелік посад персоналу, для яких
знання інструкції обов'язкове; - перелік використаних під час складання інструкції
документів; - технічні дані і короткий опис основних вузлів, а також
основного і допоміжного устаткування, у тому числі котлів,
деаераційної установки, установок для дозування аміаку, гідрозину,
фосфатів, їдкого натру, установок для консервації та хімічного
очищення обладнання, установки для водопідготовки із складом
мокрого зберігання солі тощо; - перелік і схеми точок відбору проб води, пари і конденсату
для ручного і автоматичного хімічного контролю; - норми якості добавочної, живильної та котлової води, пари й
конденсату; - графік, обсяг і методи хімічного контролю; - перелік і короткий опис керування автоматики, вимірювань і
сигналізації; - порядок виконання операцій щодо підготовки до пуску
обладнання і включення його в роботу; - порядок виконання операцій по обслуговуванню обладнання під
час нормальної експлуатації; - порядок виконання операцій по контролю за режимом
деаерації, режимом кореляційної обробки води, режимом
безперервного і періодичного продування під час пуску, нормальної
експлуатації та зупинки котла; - порядок виконання операції під час зупинки обладнання (у
резерв, для ремонту, аварійно) і заходи, які проводяться під час
зупинки (відмивання, консервація, оцінка стану обладнання для
виявлення необхідності очищення, вжиття заходів проти корозійних
пошкоджень, ремонт тощо); - випадки, за яких забороняється пуск обладнання і виконання
окремих операцій під час його роботи; - перелік можливих несправностей і заходів щодо їх
ліквідації; - основні правила техніки безпеки під час обслуговування
основного і допоміжного обладнання і під час роботи у хімічній
лабораторії. 6.4.7. Інструкції повинні бути затверджені керівником
підприємства-власника котлів і знаходитись на робочих місцях
персоналу. 6.4.8. Показники якості живильної води котлів з природною і
багаторазовою циркуляцією паропродуктивністю 0,7 т/год. і більше
не повинні перевищувати значень, вказаних у табл. 8. Для водотрубних котлів з природною циркуляцією (у тому числі
котлів-бойлерів) з робочим тиском пари до 4 МПа - у табл. 9. Якість підживильної та питної води водогрійних котлів повинна
задовольняти вимоги, зазначені у табл. 10. 6.4.9. Норми якості котлової води, потрібний режим її
корекційної обробки, режими безперервного і періодичного продувань
приймаються на підставі інструкцій підприємства-виготівника котла,
типових інструкцій по провадженню водно-хімічного режиму та інших
відомчих нормативних документів або на підставі результатів
теплохімічних випробувань. При цьому для парових котлів тиском до
4 МПа включно відносна лужність котлової води не повинна
перевищувати 20 % (за наявності заклепувальних з'єднань): для
котлів із зварними барабанами і кріпленням труб методом
вальцювання (або вальцюванням з ущілювальним підварюванням)
відносна лужність котлової води не повинна перевищувати 50 %; для
котлів із зварними барабанами і привареними трубами відносна
лужність не нормується.
6.5. Налагоджувальні роботи автоматики 6.5.1. Автоматизація котелень може бути повною, комплексною
або частковою. Повна автоматизація передбачає автоматизацію усього
обладнання і експлуатацію котелень без постійного обслуговуючого
персоналу; комплексна - автоматизацію основного обладнання
котелень при їх експлуатації з постійним обслуговуючим персоналом;
часткова - автоматизацію окремих видів обладнання котелень. Часткова автоматизація малоефективна і не усуває диспропорцій
в трудомісткості окремих ділянок технологічного процесу. Значному
підвищенню надійності та поліпшенню техніко-економічних показників
роботи обладнання сприяє комплексна автоматизація котелень. Повна
автоматизація найбільш відповідає сучасному рівню виробництва,
різко підвищуючи продуктивність праці. Ступінь автоматизації
котелень і технічні засоби для автоматизації приймаються на
підставі відповідних техніко-економічних обгрунтувань. При
визначенні річних затрат рекомендується приймати п'ятирічний строк
окупності на автоматизацію. 6.5.2. Функціональні схеми автоматизації слід оснащувати
приладами і апаратурою, які випускаються серійно. 6.5.3. Застосування дослідних зразків приладів, а також
імпортної апаратури можливе тільки після погодження Їх
встановлення з органами відповідних місцевих інспекцій
Держстандарту України. 6.5.4. За повної автоматизації групи котелень слід
передбачати спорудження диспетчерського пункту, на щит якого
виноситься сигналізація аварійного відключення обладнання
котелень, що обслуговуються, чи аварійного стану величин, що
контролюються. При цьому у котельнях рекомендується встановлювати
індивідуальні щити, а також прилади і засоби автоматизації
безпосередньо біля обладнання ("за місцем").
Таблиця 8
НОРМИякості живильної води пасових
газотрубних котлів
------------------------------------------------------------------ | Найменування показників |Для котлів, які працюють | | |-------------------------| | |на рідкому | на інших | | | паливі |видах палива | |--------------------------------------+-----------+-------------| |Прозорість за шрифтом, см, не менше | 40 | 20 | |--------------------------------------+-----------+-------------| |Загальна жорсткість, мгк-екв/кг | 30 | 100 | |--------------------------------------+-----------+-------------| |Вміст розчиненого кисню (для котлів | 50* | 100 | |паропродуктивністю 2 т/год. і більше),| | | |мкг/кг | | | ------------------------------------------------------------------ _______________* Для котлів, які не мають економайзерів, і котлів з
чавунними економайзерами вміст розчиненого кисню допускається до
100 мкг/кг.
Таблиця 9
НОРМИякості живильної води водотрубних котлів
з робочим тиском до 4 МПа (40 кгс/кв.см)
------------------------------------------------------------------ | Найменування показників | Робочий тиск, МПа (кгс/кв.см) | | |----------------------------------| | |0,9 (9) |1,4 (14)|2,4 (24)|4 (40) | |-----------------------------+--------+--------+--------+-------| |Прозорість за шрифтом, см, не| 30 | 40 | 40 | 40 | |менше | | | | | |-----------------------------+--------+--------+--------+-------| |Загальна жорсткість, | 30/40 | 15/20 | 10/15 | 5/10 | |мкг-екв/кг | | | | | |-----------------------------+--------+--------+--------+-------| |Вміст заліза (у перерахунку | Не | 300/не |100/200 |50/100 | |на Fe), мкг/кг |нормує- | норм. | | | | | ться | | | | |-----------------------------+--------+--------+--------+-------| |Вміст з'єднань міді (у | Не | Не | Не | 10/не | |перерахунку на Cu), мгк/кг |нормує- |нормує- |нормує- | норм. | | | ться | ться | ться | | |-----------------------------+--------+--------+--------+-------| |Вміст розчиненого кисню, | 50/100 | 30/50 | 20/50 | 20/30 | |мкг/кг | | | | | |-----------------------------+----------------------------------| |Значення pH при 25 град. C | 8,5 - 10,5 | |-----------------------------+----------------------------------| |Вміст нафтопродуктів, мг/кг | 5 | 3 | 3 | 0,5 | ------------------------------------------------------------------
Примітка. У числівнику вказані значення для котлів, що
працюють на рідкому паливі, у знаменнику - на інших видах палива.
Таблиця 10
НОРМИякості води у мережі та підживлюваної
для водогрійних котлів
-------------------------------------------------------------------------- |Найменування показників| Система теплопостачання | | |------------------------------------------------| | | відкрита | закрита | | |------------------------------------------------| | | Температура води у мережі, град.C | | |------------------------------------------------| | | 115 | 150 | 200 | 115 | 150 | 200 | |-----------------------+--------+-------+-------+-------+-------+-------| |Прозорість за шрифтом, | 40 | 40 | 40 | 30 | 30 | 30 | |см, не менше | | | | | | | |-----------------------+--------+-------+-------+-------+-------+-------| |Карбонатна жорсткість | | | | | | | |мкг-екв/кг: | | | | | | | |-----------------------+--------+-------+-------+-------+-------+-------| |при pH не більше 8,5 |800*/700|750/600|375/300|800/700|750/600|375/300| |-----------------------+------------------------+-----------------------| |при pH більше 8,5 | Не допускається | За розрахунком РД | | | | 24.031.121-94 | | | | (Міненерго) | |-----------------------+------------------------+-----------------------| |Вміст розчиненого | 50 | 30 | 20 | 50 | 30 | 20 | |кисню, мкг/кг | | | | | | | |-----------------------+--------+-------+-------+-------+-------+-------| |Вміст солей заліза (у | 300 |300/250|250/200|600/500|500/400|375/300| |перерахунку на Fe), | | | | | | | |мкг/кг | | | | | | | |-----------------------+------------------------+-----------------------| |Значення pH при | Від 7 до 8,5 | Від 7 до 11** | |25 град. C | | | |-----------------------+------------------------+-----------------------| |Вміст нафтопродуктів | 1 | 1 | 1 | 1 | 1 | 1 | |мг/кг | | | | | | | -------------------------------------------------------------------------- _______________* У числівнику вказані значення для котлів, що працюють на
твердому паливі, у знаменнику - на рідкому і газоподібному. ** Для тепломереж, у яких водогрійні котли працюють
паралельно з бойлерами, що мають латунні трубки, верхнє значення
pH води мережі не повинно перевищувати 9.5.
6.5.5. Автоматичне регулювання процесів горіння слід
передбачувати для усіх котлів (парових і водогрійних), які
працюють на рідкому і газоподібному паливі, а на твердому паливі -
у разі застосування механізованих топкових пристроїв, що
дозволяють автоматизувати їх роботу. 6.5.6. Автоматизація процесів горіння під час роботи котлів
на резервному паливі повинна визначатися техніко-економічним
обгрунтуванням з урахуванням розрахункового часу роботи котлів на
даному виді палива. 6.5.7. Для котлоагрегатів паропродуктивністю 2 т/год. і
більше треба встановлювати автоматичні регулятори живлення. 6.5.8. Водогрійні котли на газоподібному і рідкому паливі
продуктивністю 34,8 МВт і більше повинні бути обладнані
електричними запальними пристроями з дистанційним автоматичним
керуванням. 6.5.9. Під час теплотехнічного контролю рекомендується
застосовувати прилади з суміщеними функціями: покази і реєстрація,
реєстрація і підсумування тощо. 6.5.10. Парові котли, які мають тиск більше 0,07 МПа, повинні
бути обладнані показуючими приладами для вимірювання: - температури пари після пароперегрівника; - температури живільної води перед котлом та економайзером; - температури живильної води за економайзером; - температури димових газів за котлом; - температури димових газів за хвостовою поверхнею
нагрівання; - тиск пари у барабані котла; - тиск пари після пароперегрівача; - тиск пари на розпилювання мазуту; - тиск живильної води перед органом, що регулює живлення
котла; біля котлів паропродуктивністю менше 2 т/год. - тиск в
загальній живильній магістралі; - тиск живильної води на вході в економайзер до запірної
арматури і на вході з економайзера до запірної арматури (при
економайзерах, що відключаються за водою); - тиск повітря після дуттьового вентилятора (після кожного
регулюючого пристрою для котлів, що мають зонне дуття) або тиску
повітря перед пальниками (за наявності пристроїв, що регулюють
витрату повітря до пальників), а також тиску повітря перед
забризкувачами твердого палива; - тиск рідкого або газоподібного палива перед пальниками
після регулюючої арматури; - розрідження у топці котла; - розрідження перед шибером або напрямним апаратом димососу;
для котлів, які не мають димососа - перед шибером у газоході; - розрідження перед і за хвостовими поверхнями нагрівання; - витрати пари від котла (підсумовуючий прилад); - рівня у барабані котла, де встановлюється один водопокажчик
прямої дії і додатково два понижених покажчика рівня, якщо рівень
води у барабані перебуває на висоті 6 м від площадки
обслуговування, а також у разі поганої видимості водопоказувальних
приладів; - вмісту CO і O у відпрацьованих газах.2 2 6.5.11. Водогрійні котли з температурою нагрівання води понад
115 град.C повинні бути обладнані показуючими приладами у тому
самому об'ємі, що й парові котли з тиском понад 0,07 МПа, а також
приладами для вимірювання: - температури води на вході в котел (після запірної арматури)
і на виході із котла (до запірної арматури); - тиск води на вході в котел (після запірної арматури) і на
виході з котла (до запірної арматури); - витрати води через котел (для котлів продуктивністю більше
ніж 11,6 МВт); - вмісту CO або O у відпрацьованих газах (як правило,2 2
переносними газоаналізаторами для котлів теплопродуктивністю до
11,6 МВт, для котлів більшої продуктивності - автоматичними
газоаналізаторами).переносними газоаналізаторами для котлів теплопродуктивністю до
11,6 МВт, для котлів більшої продуктивності - автоматичними
газоаналізаторами). На підставі ДНАОП 0.00-1.08-94 необхідно на котлах
паропродуктивністю більше ніж 10 т/год. і тиску води на виході
водогрійного котла теплопродуктивністю більше 5,8 МВт
встановлювати реєструючі манометри тиску пари і гарячої води. Для
парових котлів паропродуктивністю більше ніж 20 т/год. і
водогрійних котлів теплопродуктивністю більше ніж 1 Гкал/год.
треба встановлювати прилад, який реєструє температуру відповідно
пари чи води на виході з котла. 6.5.12. Парові котли з тиском не більш 0,07 МПа і водогрійні
котли з температурою води не більше ніж 115 град. C обладнують
показуючими приладами для вимірювання: - температури відпрацьованих газів; - температури води на вході в котел (після запірної
арматури); - температури на виході водогрійного котла (до запірної
арматури); - тиск пари у котлі (для водогрійних котлів); - тиск повітря після дуттьового вентилятора; - тиск води на виході водогрійного котла (до запірної
арматури); - розрідження у топці котла і перед димососом. 6.5.13. У котельнях повинні бути встановлені показуючі
прилади для вимірювання: - температура води у падаючому і зворотному трубопроводах
теплової мережі; - температура палива (рідкого) у загальній напірній
магістралі; - тиск пари у загальній магістралі до форсунок розпилювання
рідкого палива; - тиск води у всмоктувальних патрубках насосів мережі (після
запірної арматури) і в напірних патрубках насосів мережі,
підживлювальних і конденсатних (до запірної арматури); - тиск води, що нагрівається, у загальній лінії до
підігрівачів і за кожним підігрівачем; - тиск води у подаючому трубопроводі теплової мережі; - тиск води у підживлювальному трубопроводі (до і після
регулювальної арматури); - тиск рідкого і газоподібного палива в обох напірних
магістралях; - витрата рідкого чи газоподібного палива у цілому на
котельні (підсумовуючий прилад); - температура підживлювальної води після деаератора. 6.5.14. У котельнях слід встановлювати самопишучі прилади для
вимірювання: - температури перегрітої пари, призначеної для технічних
цілей (у загальному паровому колекторі); - температури води у подаючих трубопроводах теплової мережі
та гарячого водопостачання і в кожному зворотному трубопроводі; - тиск пари у подаючому трубопроводі або у загальному
колекторі; - витрати пари у подаючому трубопроводі (підсумовуючий
витратомір); - витрати води у кожному подаючому трубопроводі теплової
мережі і гарячого водопостачання (підсумовуючий витратомір); - витрати води, яка йде на підживлення теплової мережі
(підсумовуючий прилад), - при витратах більше ніж 2 т/год. 6.5.15. Деаераційно-живильні установки атмосферного типу слід
обладнувати показуючими приладами для вимірювання: - температури води в акумуляторних та живильних баках або у
відповідних трубопроводах; - тиску пари у деаераційній головці і у баках закритого типу
(з паровою подушкою); - тиску пари біля парових живильних насосів; - тиску живильної води у кожній магістралі; - тиску води у всмоктувальних і напірних патрубках живильних
насосів; - рівня води в акумуляторних і живильних баках. 6.5.16. Деаераційно-живильні установки вакуумного типу слід
обладнувати показуючими приладами у тому самому обсязі, що і
деаератори атмосферного типу, і додатковим приладом для
вимірювання температури деаерованої води на виході з головки. 6.5.17. Редукційні та редукційно-охолоджувальні установки
слід обладнувати показуючими приладами для вимірювання: - температури перегрітої пари у подаючому паропроводі; - температури охолодженої редукованої пари; - температури охолоджувальної води; - тиск пари у подаючому паропроводі; - тиску редукованої пари; - тиску охолоджувальної води; - витрат пари у подаючому паропроводі редукованої пари (якщо
пара використовується тільки на власні потреби, витратомір не
встановлюється). 6.5.18. Водопідігрівальні установки слід обладнувати
показуючими приладами для вимірювання: - температура води, що нагрівається, у загальному
трубопроводі до підігрівачів і нагрітої води після кожного
підігрівача; - температури води, що нагрівається, у загальному
трубопроводі до підігрівачів і після кожного підігрівача; а також
температури конденсату; - тиску пари, що нагрівається, перед підігрівачами (після
регулюючої арматури). 6.5.19. Водопідготовчі установки слід обладнувати показуючими
приладами для вимірювання: - температури сирої води; - тиску сирої води; - тиску води до і після кожного фільтра; - тиску стисненого повітря у магістралях; - витрати води, що надходять до кожного іонітного фільтра, і
після кожного механічного фільтра; - витрати води, яка йде на розпушування іонітних та
механічних фільтрів; - витрати води перед ежектором приготування регенераційного
розчину; - загальної витрати води, що надходять на водопідготовчу
установку (підсумовуючий витратомір). 6.5.20. У мазутонасосній треба встановлювати показуючі
прилади для вимірювання: - температури гріючої пари (води); - тиску гріючої пари; - температури палива в резервуарах; - температури палива до і після підігрівачів; - тиску палива у всмоктувальних і напірних патрубках кожного
насоса; - тиску палива до і після кожного фільтра; - тиску палива до і після кожного підігрівача; - рівня палива у кожному резервуарі; - температури мазуту на виході з резервуару. 6.5.21. ГРУ (ГРП) котельні слід обладнувати приладами для
вимірювання і запису тиску газу, витрати газу, тиску газу до і
після фільтра, тиску газу за регулюючим клапаном, температури
газу. 6.5.22. Захист котлоагрегатів під час виникнення аварійних
режимів є одним з основних завдань комплексної автоматизації
котельних установок. Аварійні режими виникають найчастіше в результаті
неправильних дій обслуговуючого персоналу, переважно під час пуску
котлоагрегату. Функції захисту котлоагрегату виконує схема
автоматики безпеки, яка забезпечує задану послідовність операцій
під час розпалювання котла та відключення його при виникненні
аварійних режимів. 6.5.23. Схема автоматики безпеки повинна вирішувати такі
завдання: - контроль за правильним виконанням передпускових операцій; - включення тяго-дуттьових пристроїв, заповнення котла водою
тощо; - контроль за нормальним станом основних параметрів (як під
час пуску, так і під час роботи котла); - дистанційне розпалювання запальника із щита керування; - автоматичне припинення подачі газу до запальників після
короткочасної спільної роботи запальника і основного пальника (для
перевірки горіння факела основних пальників); - автоматичне припинення подачі палива до пальників при
відхиленні параметрів, які забезпечують безаварійну роботу
котлоагрегату, за допустимі межі. 6.5.24. Обладнання котлів автоматикою безпеки під час роботи
на газовому і рідкому паливі є обов'язковим. 6.5.25. Подача газу на установку повинна бути негайно
припинена автоматикою і пристроями захисту або обслуговуючим
персоналом при: - згасанні контрольованого полум'я пальників; - неприпустимому підвищенні або зниженні тиску газу; - відключенні дуттьових вентиляторів або неприпустимих
відхиленнях у подачі повітря для спалювання газу на пальниках з
примусовою подачею повітря; - відключенні димососів або неприпустимому пониженні
розрідження в топковому просторі; - появі нещільностей в обуровці, газоходах і
запобіжно-вибухових клапанах; - припиненні подачі електроенергії або зникненні напруги на
пристроях дистанційного і автоматичного управління на засобах
вимірювання; - несправностях КВП, засобів автоматизації і сигналізації; - виходу з ладу запобіжних і блокувальних пристроїв; - несправностях пальників; - появі загазованості, виявленні витоків газу на газовому
обладнанні і внутрішніх газопроводах; - вибуху в топковому просторі, вибуху або загоранні пальних
відкладень у газоходах. 6.5.26. Мазутонасосна повинна бути обладнана технологічними
захистами: - під час зниження тиску палива включенням резервних насосів; - під час розриву мазутопроводів. 6.5.27. Для попередження працівників котельні про відхилення
основних технологічних параметрів від норми чи про їх аварійний
стан слід передбачати технологічну світлозвукову сигналізацію;
технологічна сигналізація котелень поділяється, як правило, на дві
частини: для кожного агрегату і для допоміжного обладнання
котельні. 6.5.28. У повністю автоматизованих котельнях, які працюють
без постійного обслуговуючого персоналу, сигнал несправності
виноситься на диспетчерський пункт. На місцевому щиті фіксується
причина виклику обслуговуючого персоналу. 6.5.29. У котельнях з постійним обслуговуючим персоналом на
щит слід винести сигнал: - припинення подачі палива; - підвищення тиску пари у барабані котла; - підвищення і зниження рівня води в барабані котла для
котлів паропродуктивністю 2 т/год. і вище; - зниження рівня палива в бункері котла; - підвищення температури води за водогрійним котлом; - підвищення і зниження температури рідкого палива у
загальному мазутопроводі; - зниження і підвищення рівня рідкого палива в резервуарах; - підвищення температури рідкого палива в резервуарах; - зниження і підвищення тиску газоподібного палива; - зниження тиску живильної води; - зниження тиску води у зворотному трубопроводі теплової
мережі; - підвищення або зниження рівня води в акумуляторному баці
гарячого водопостачання, баці збирання конденсату, баці живильної
води тощо; - підвищення рівня в бункерах золоуловлювачів; - несправності в мазутонасосній під час експлуатації без
постійного обслуговуючого персоналу. 6.5.30. Для електродвигунів, керованих із щита регулювання і
контролю, слід виконати світлову й звукову сигналізацію їх
аварійної зупинки або сигналізацію невідповідності між станом
механізму (робочий, неробочий) і положенням ключа керування. 6.5.31. Для світлового сигналу в схемі слід застосовувати
дволампові табло. Це забезпечує підвищену надійність схеми і
виключає застосування додаткової апаратури для перевірки
несправності ламп. Схема повинна мати повторюваність дії звукового
сигналу, оскільки після прийому першого сигналу і зняття звуку
схема повинна бути готовою до прийняття наступного сигналу до
того, як перший сигналізований параметр прийде до нормального
стану. 6.5.32. Кожний світловий сигнал повинен супроводжуватися
звуковим сигналом для того, щоб привернути увагу обслуговуючого
персоналу. Схема повинна мати ручний пристрій для знімання
звукового сигналу в випробування його роботи. Потрібен контроль за
наявністю напруги у колі живлення схеми сигналізації. 6.5.33. Під час розпалювання котлоагрегату повинна працювати
тільки світлова сигналізація. Звуковий сигнал повинен бути
заблокований; за наявності у котельні центрального щита звуковий
сигнал повинен бути спільним для усієї котельні; схема
сигналізації повинна мати вимикальний пристрій від спільних кіл
сигналізації. 6.5.34. Для вирішення завдань автоматичного регулювання
найпоширеніші електронно-гідравлічні системи "Кристал" і системи
регулювання на електронних регуляторах РПіБ, РПіБ-III, РПіБ-III-H
та ін. Ці системи успішно виконують автоматичне регулювання процесу
горіння - це регулювання подачі палива в топку залежно від
навантаження котла, підтримання оптимального співвідношення палива
й повітря, створення стійкого розрідження у топці котла. Для регулювання живлення котла живильною водою і підтримання
води у заданих межах виконується одноімпульсним регулятором
живлення. 6.5.35. Залежно від потужності котлоагрегатів, виду
вироблюваної теплоенергії та використовуваного палива схеми
автоматичного регулювання за необхідними параметрами регулювання
можуть бути застосовані як для самих котлоагрегатів, так і для
допоміжного обладнання. 6.5.36. Функціональні схеми автоматичного регулювання котлів
і допоміжного обладнання залежно від прийнятих проектом умов
роботи можуть виконувати свої функції у базовому або
регулювальному режимі. 6.5.37. Для допоміжного обладнання котельні потрібно
регулювати такі параметри: - тиск у зворотному колекторі (підживлення тепломережі); - тиск у головці деаератора атмосферного типу; - рівень у баці-акумуляторі деаератора; - тиск пари за редукційними (РУ) і
редукційно-охолоджувальними (РОУ) установками; - температури пари за РОУ; - температуру води для гарячого водопостачання; - температуру сирої води для водопідготовчих установок з
освітлювачами; - температуру води за водонагрівальною установкою; - тиск рідкого палива у загальному напірному мазутопроводі. 6.5.38. Налагоджувальні роботи по КВПіА повинні провадити
спеціалізовані організації, які мають дозвіл на виконання їх у
відповідних органах Держнаглядохоронпраці України. 6.5.39. Працівники, які виконують пусконалагоджувальні
роботи, повинні бути атестовані на знання ДНАОП 0.00-1.21-98, ПУЭ,
ДНАОП 0.00-1.08-94, ДНАОП 0.00-1.26-96, ДНАОП 0.00-1.07-94, ДНАОП
0.00-1.20-98 (ПБСГ) та інших відомчих нормативних документів.
6.6. Інвентаризація шкідливих викидів в атмосферу 6.6.1. Метою комплексних еколого-теплотехнічних
режимно-налагоджувальних випробувань є: вияв впливу режимних
факторів на економічність роботи котлоагрегату і також на склад і
кількість шкідливих компонентів продуктів згорання, які
викидаються в атмосферу, за оптимальних параметрів роботи. 6.6.2. Спалювання газоподібного палива супроводжується
надходженням в атмосферу вуглекислоти (вуглекислого газу CO ),2
оксидів азоту NO (NO + NO ), невеликої кількості продуктівx 2
неповного згорання - оксиду вуглецю CO і метану CH . У продуктах4 згорання мазутів міститься вуглекислота, оксиди азоту, сірчистого
і сірчаного ангідриду (SO і SO ), з'єднання ванадію, оксид2 3 вуглецю і метану. У ряді випадків під час спалювання може
викидатися в атмосферу деяка кількість кіптяви. Під час спалювання
твердого палива викиди являють собою суміш оксидів азоту,
вуглекислоти, парів сірчистого і сірчаного ангідриду, газів
втористих з'єднань і оксиду вуглецю. Крім того, в атмосферу
надходить значна кількість летючої золи і частинки палива, що не
згоріло. Під час згорання усіх видів палива в атмосферу надходить
невелика кількість формальдегіду і бензоперену. Усі згадані
речовини токсичні. Граничнодопустимі концентрації шкідливих
речовин у повітрі та вплив токсичних речовин на організм людини
наведені у додатках 6 - 7.
неповного згорання - оксиду вуглецю CO і метану CH . У продуктах4 згорання мазутів міститься вуглекислота, оксиди азоту, сірчистого
і сірчаного ангідриду (SO і SO ), з'єднання ванадію, оксид2 3 вуглецю і метану. У ряді випадків під час спалювання може
викидатися в атмосферу деяка кількість кіптяви. Під час спалювання
твердого палива викиди являють собою суміш оксидів азоту,
вуглекислоти, парів сірчистого і сірчаного ангідриду, газів
втористих з'єднань і оксиду вуглецю. Крім того, в атмосферу
надходить значна кількість летючої золи і частинки палива, що не
згоріло. Під час згорання усіх видів палива в атмосферу надходить
невелика кількість формальдегіду і бензоперену. Усі згадані
речовини токсичні. Граничнодопустимі концентрації шкідливих
речовин у повітрі та вплив токсичних речовин на організм людини
наведені у додатках 6 - 7.
6.6.3. Котлоагрегати слід випробувати на трьох навантаженнях
- 50, 75 і 100 %. Результати випробувань заносять у зведену таблицю і після її
обробки на підставі одержаних результатів складають режимну карту,
до якої заносять такі показники: - теплопровідність або паропродуктивність агрегату; - витрати палива; - коефіцієнт корисної дії (брутто); - питому витрату палива; - коефіцієнт надлишку повітря за газовим трактом (альфа ,m
альфа ); b - розрідження у топці і за газовим трактом; - температуру відпрацьованих газів (за котлом, за
економайзером); - тиск повітря і газу перед пальниками (для газоподібного
палива); - концентрацію шкідливих компонентів у продуктах згорання
(CO, NO , SO );x 2 - масові (секундні, річні) викиди в атмосферу шкідливих
речовин; - питомі викиди шкідливих речовин на 4,19 МДж теплоти, що
виробляються, або на 1000 куб.м (1 т) палива; - сумарні масові викиди кожної шкідливої речовини протягом
року; - нормативи (розрахункові) граничнодопустимих викидів (ГДВ)
шкідливих речовин в атмосферу котельні. Розрахунки слід провадити з кожної шкідливої речовини окремо
для того, щоб концентрація кожної з них не перевищувала значень,
наведених у додатку 22. 6.6.4. На Україні ставляться підвищені вимоги до котельних
установок в результаті введення додаткових вимог про необхідність
підсумування впливу оксидів сірки і азоту, який слід визначатися з
рівняння
C (ПДК + C ) ПКД SO3 SO2 NO2 NO2
де C і C - концентрація відповідних речовин уSO3 NO2
відпрацьованих газах, мг/куб.м.6.6.5. Умови роботи котельних установок і стан атмосфери не
завжди дозволяють точно визначити вплив токсогенів на навколишнє
середовище. Це спостерігається у періоди поганого розпилювання
продуктів згорання (зміна напрямку вітру, температури, відносної
вологи, атмосферного тиску). В окремих місцях і навіть районах
концентрація деяких токсогенів може досягати загрозливих значень,
хоча середньорічні значення нижчі ніж ПДК. Тому для оцінки міри
шкідливості викидів продуктів згорання різного палива на організм
людини введено сумарний числовий показник, що дорівнює для
природного газу 0,038; мазуту 0,058 - 0,113; березового вугілля
0,498; донецького антрациту 0,871; підмосковного бурого вугілля
2,016.відпрацьованих газах, мг/куб.м.6.6.5. Умови роботи котельних установок і стан атмосфери не
завжди дозволяють точно визначити вплив токсогенів на навколишнє
середовище. Це спостерігається у періоди поганого розпилювання
продуктів згорання (зміна напрямку вітру, температури, відносної
вологи, атмосферного тиску). В окремих місцях і навіть районах
концентрація деяких токсогенів може досягати загрозливих значень,
хоча середньорічні значення нижчі ніж ПДК. Тому для оцінки міри
шкідливості викидів продуктів згорання різного палива на організм
людини введено сумарний числовий показник, що дорівнює для
природного газу 0,038; мазуту 0,058 - 0,113; березового вугілля
0,498; донецького антрациту 0,871; підмосковного бурого вугілля
2,016. 6.6.6. Пусконалагоджувальні роботи та інвентаризацію викидів
шкідливих речовин на тепловиробному обладнанні повинні провадити
спеціалізовані налагоджувальні організації або налагоджувальні
служби підприємств, незалежно від їх підпорядкованості і форм
власності. 6.6.7. Ці організації і служби повинні бути зареєстровані у
територіальних органах Держнаглядохоронпраці України і мати
відповідні документи (ліцензію) на право проведення
налагоджувальних робіт. 6.6.8. Налагоджувальні роботи повинні виконуватися за
методиками, погодженими в органах Державної інспекції з
енергозбереження. 6.6.9. Організація та служби, які виконують налагоджувальні
роботи та інвентаризацію викидів шкідливих речовин в атмосферу,
повинні бути забезпечені справними перевіреними приладами (клас me
нижче ніж 1,5). 6.6.10. Персонал налагоджувальних служб і організацій повинен
бути навчений і перевірений на знання нормативних та інструктивних
документів з охорони навколишнього середовища і
санітарно-епідеміологічної обстановки. 6.7.11. Атестація на знання за п. 6.6.10 проводиться не рідше
одного разу на три роки. Особи, які не пройшли навчання і
перевірку знань, до проведення налагоджувальних робіт не
допускаються.
7. Експлуатація котлів
7.1. Загальні положення 7.1.1. Керівництво підприємства (організації) повинно
забезпечити утримування котлів у справному стані та безпечні умови
їх експлуатації внаслідок організації належного обслуговування. Власник котла зобов'язаний: - призначити відповідального за справним станом і безпечною
експлуатацією котлів з числа інженерно-технічних працівників, які
пройшли перевірку знань у встановленому порядку; - забезпечити інженерно-технічних працівників правилами і
керівними вказівками щодо безпечної експлуатації котлів; - призначити у потрібній кількості працівників котельні, які
мають посвідчення на право обслуговування котлів, приладів
безпеки, контрольно-вимірювальних приладів, хімводопідготовки,
живильних пристроїв та іншого допоміжного обладнання; - розробити і затвердити виробничу інструкцію для
працівників, що обслуговують котли на підставі Інструкції для
працівників котельні, затвердженої головним інженером
підприємства. Виробнича інструкція повинна бути на робочих місцях
і видається працівникам котельні під розписку; - встановити такий порядок, що працівники, на яких покладено
обов'язки по обслуговуванню котлів, провадили ретельне
спостереження за дорученим їм обладнанням; перевіряти справність
дії запірно-регулюючої арматури, КВП, запобіжних клапанів, засобів
сигналізації і захисту, живильних насосів; - встановити і забезпечити періодичність перевірки знань
керівних та інженерно-технічних працівників правил, норм та
інструкцій з техніки безпеки згідно з ДНАОП 0.00-4.12-94; - організувати періодичну перевірку знань персоналу
виробничих інструкцій; - організувати контроль за станом елементів котла згідно з
інструкцією з монтажу та експлуатації підприємства-виробника; - забезпечити виконання інженерно-технічними працівниками
Правил, а обслуговуючим персоналом - інструкцій; - забезпечити проведення технічних оглядів та діагностування
котлів у встановлені строки; - провадити періодично, не рідше одного разу на рік,
обстеження котлів з наступним сповіщенням Держнаглядохоронпраці
України про результати цього обстеження. 7.1.2. У котельні повинен бути годинник і телефон для зв'язку
з місцями споживання теплоенергії, а також з технічними службами і
власником. 7.1.3. До котельні не слід допускати осіб, які не мають
відношення до експлуатації котлів та обладнання котельні. У разі
потреби сторонніх осіб можна допускати до котельні тільки з
дозволу власника і у супроводі його представника. 7.1.4. Відповідальність за справний стан і безпечну
експлуатацію котлів повинна бути покладена наказом по підприємству
на начальника котельні, а при відсутності у штаті котельні
начальника - на інженерно-технічного працівника, який виконує
функції начальника котельні. Номер і дата наказу про призначення
відповідальної особи повинні бути записані у паспорті котла. 7.1.5. Відповідальний за справний стан і безпечну
експлуатацію котлів повинен мати спеціальну теплотехнічну освіту.
В окремих випадках відповідальність за справний стан і безпечну
експлуатацію котлів може бути покладена на інженерно-технічного
працівника, який не має теплотехнічної освіти, але пройшов
спеціальну підготовку за погодженою з Держнаглядохоронпраці
України програмою і атестований за участю інспектора
Держнаглядохоронпраці України. На час відсутності відповідального
працівника (відпустка, відрядження, хвороба) виконання його
обов'язків слід покласти наказом на іншого інженерно-технічного
працівника, який пройшов перевірку знань Правил. 7.1.6. Відповідальний за справний стан і безпечну
експлуатацію повинен забезпечити: - утримання котла (котлів) у справному стані; - проведення своєчасного паливо-попереджувального ремонту
котлів і підготовку їх до технічного огляду; - своєчасне усунення виявлених несправностей; - обслуговування котлів навченим і атестованим персоналом; - обслуговуючий персонал забезпечити інструкціями і безпечну
перевірку знань цих інструкцій; - виконання обслуговуючим персоналом виробничих інструкцій. 7.1.7. Відповідальний за справний стан і безпечну
експлуатацію котлів зобов'язаний: - регулярно оглядати котли у робочому стані; - щоденно перевіряти записи у змінному журналі з розписом у
ньому; - проводити роботу з персоналом по підвищенню його
кваліфікації; - проводити технічний огляд котлів; - дбайливо берегти паспорти котлів та інструкції
заводів-виробників з їх монтажу та експлуатації; - проводити протиаварійні тренування з персоналом котельні; - брати участь в обстеженнях і технічних оглядах, які
проводить інспектор Держнаглядохоронпраці України; - перевірити правильність ведення технічної документації під
час експлуатації та ремонту котлів; - брати участь у комісії з атестації та періодичної перевірки
знань інженерно-технічних працівників та обслуговуючого персоналу; - своєчасно виконувати розпорядження, видані органами
Держнаглядохоронпраці України. 7.1.8. Відповідальний за справний стан і безпечну
експлуатацію котлів має право: - усувати від обслуговування котлів персонал, який допускає
порушення інструкцій або показань незадовільні знання; - подавати керівництву підприємства пропозиції щодо
притягнення до відповідальності інженерно-технічних працівників та
осіб із числа обслуговуючого персоналу, які порушують правила та
інструкції; - подавати керівництву підприємства пропозиції щодо усунення
причин, що породжують порушення вимог правил та інструкцій.
7.2. Вимоги до обслуговуючого персоналу 7.2.1. До обслуговування котлів допускаються особи, яким не
менше 18 років, що пройшли медичний огляд, навчені, атестовані і
мають посвідчення на право обслуговування котлів. Навчання,
атестація і проведення інструктажу з безпеки праці повинні
відповідати ДНАОП 0.00-4.12-94, ДНАОП 0.00-5.10-96. 7.2.2. Навчання і атестацію машиністів (операторів) котельні
слід провадити за дозволом органів Держнаглядохоронпраці України у
професіонально-технічних училищах, у навчально-курсових комбінатах
(курсах), а також на курсах, спеціально створюваних
підприємствами. Програми підготовки слід складати на основі
типових програм, погоджених з Держнаглядохоронпраці України.
Індивідуальна (самостійна) підготовка персоналу не допускається. 7.2.3. Атестацію машиністів (операторів) котлів провадить
комісія за участю інспектора Держнаглядохоронпраці України.
Атестованим особам видаються посвідчення за підписом голови
комісії та інспектора Держнаглядохоронпраці України. 7.2.4. Про день проведення атестації адміністрація
навчального закладу зобов'язана сповістити місцевий орган
Держнаглядохоронпраці України не пізніше як за 5 днів. 7.2.5. Періодичну перевірку знань персоналу, що обслуговує
котли, слід проводити не рідше ніж 1 разу на 12 місяців. Позачергова перевірка знань провадиться: - при переході на інше підприємство; - при переході на обслуговування котлів іншого типу; - при переході котла на спалювання іншого виду палива; - при перерві у роботі більш як 6 місяців; - за рішенням адміністрації або на вимогу інспектора
Держнаглядохоронпраці України. Комісія з періодичної та
позачергової перевірки знань призначається наказом по
підприємству, участь у її роботі інспектора Держнаглядохоронпраці
України не обов'язкова. Крім того, вказаному персоналу не рідше
одного разу на квартал відповідальний за безпечну експлуатацію
котлів проводить повторний інструктаж з перевіркою знань з безпеки
праці. 7.2.6. Результати перевірки знань обслуговуючого персоналу
оформляються протоколом за підписом голови і членів комісії з
відміткою у посвідченні. 7.2.7. При перерві в роботі більше ніж 12 місяців персонал,
який обслуговує котли, після перевірки знань перед допуском до
самостійної роботи повинен пройти стажування для відновлення
практичних навичок за програмою, затвердженою керівництвом
підприємства. 7.2.8. Допуск до самостійного обслуговування котлів повинен
оформлятися наказом по цеху або підприємству. 7.2.9. Забороняється доручати машиністу (оператору) котельні,
який перебуває на чергуванні, виконання під час роботи котла
будь-яких інших робіт, не передбачених виробничою інструкцією. 7.2.10. Забороняється залишати котел без постійного нагляду з
боку обслуговуючого персоналу як під час роботи котла, так і після
його зупинки до зниження тиску в ньому до атмосферного. 7.2.11. Допускається експлуатація котлів без постійного
нагляду за їх роботою з боку обслуговуючого персоналу за наявності
автоматики, сигналізації та захисту, які забезпечують ведення
нормального режиму роботи, ліквідацію аварійних ситуацій, а також
зупинку котла під час порушення режиму роботи, які можуть
викликати пошкодження котла. 7.2.12. Кожний з новоприйнятих на роботу перед допуском до
самостійного виконання обов'язків по обслуговуванню котлів повинен
після перевірки знань і вводного інструктажу пройти стажування під
наглядом досвідченого працівника протягом не менше 10 робочих
змін.
7.3. Оперативна, технічна та експлуатаційна документація 7.3.1. Експлуатація котельні без ретельного і акуратного
ведення оперативної, технічної та експлуатаційної документації,
яка відбиває справність її обладнання, підтримання оптимальних
режимів роботи і дотримання правил безпеки, забороняється. 7.3.2. У котельні на робочих місцях повинна бути така
документація: - графік чергування по котельні; - змінний журнал котельні; - журнал контролю параметрів роботи котлів; - журнал перевірки справності КВПіА; - журнал ХВО і водного режиму котлів; - журнал розпоряджень по котельні; - журнал газового господарства котельні; - журнал обліку технічного обладнання і ремонту
електрообладнання котельні; - виробничі інструкції з безпечної експлуатації основного і
допоміжного обладнання котельні; - збірник інструкцій з охорони праці для обслуговуючого
персоналу котельні; - теплова схема котельні; - схема водопідготовчої установки; - схема газопроводів котельні; - режимні карти котлів та іншого технологічного обладнання; - план ліквідації аварій в котельні і план взаємодії місцевих
служб під час ліквідації аварій; - схеми автоматики безпеки і автоматичного регулювання
технологічних процесів; - температурний графік теплоспоживачів. 7.3.3. Відповідальним за збереженість і правильне ведення
оперативної і експлуатаційної документації в котельні є начальник
котельні або особа, яка виконує його функції. Працівник,
відповідальний за безпечну експлуатацію котельних установок, веде
і зберігає таку технічну документацію: - технічні паспорти котлів з шнуровою книгою реєстрації їх в
органах Держнаглядохоронпраці України; - ремонтний журнал основного і допоміжного обладнання
котельні; - журнал перевірок манометрів; - акти надбудови запобіжних клапанів; - паспорти та інструкції по експлуатації трубопроводів 4-ї
категорії в котельні;- накази про призначення осіб, відповідальних за безпечну
експлуатацію котлів і газового господарства котельні;категорії в котельні;- накази про призначення осіб, відповідальних за безпечну
експлуатацію котлів і газового господарства котельні; - журнал роботи ГРП чи ГРУ; - журнал реєстрації і копії нарядів-допусків на проведення
газонебезпечних і небезпечних робіт; - журнал перевірки стану газоходів і присмоктувань повітря по
газовому тракту котлів. 7.3.5. На дільниці (районі) експлуатації котелень повинна
вестись і зберігатися така експлуатаційна технічна документація: - посадові інструкції для персоналу ділянки (району); - комплект інструкцій з охорони праці на робочих місцях; - журнал оперативного контролю; - план-графік оперативного контролю; - виписка з плану роботи з персоналом дільниці, яка містить:
графік проведення медичних оглядів персоналу; графік проведення
перевірок знань персоналу з безпечних прийомів і методів роботи;
матеріали по проведенню технічного навчання з персоналом дільниці
(програми занять, графік проведення, журнал обліку); матеріали по
проведенню протиаварійних тренувань (тематики програми, журнал
обліку); - журнал обліку і руху захисних і протипожежних засобів,
пристроїв, інструментів; - журнал реєстрації результатів випробувань засобів
індивідуального захисту; - журнал обліку видачі нарядів-допусків і копій закритих
нарядів-допусків; - журнал обліку перевірки знань персоналу дільниці, що
обслуговує об'єкти, підконтрольним органом Держнаглядохоронпраці
та енергонагляду України; - акти готовності котельних дільниць до роботи в
опалювальному сезоні; - графік ППР теплотехнічного обладнання дільниці; - схеми теплових мереж дільниці із зазначенням меж
обслуговування. 7.3.6. Відповідальним за ведення і зберігання документації на
дільниці є начальник дільниці (району). 7.3.7. На дільницях теплової мережі, приєднаних до котельні,
додатково слід мати: - схеми теплових мереж, приєднаних до котельні; - маршрутні листи обходу теплових мереж; - паспорти теплових мереж; - списки "умовно загазованих камер" і графік їх перевірки на
загазованість; - ремонтний журнал теплових мереж і графік обходів теплового
господарства; - паспорти трубопроводів 4-ї категорії на обслуговуваній
дільниці та інструкції щодо їх обслуговування.
7.4. Аварійна зупинка котлоагрегату 7.4.1. Котел повинен бути негайно зупинений та відімкнений
дією захистів чи персоналом у випадках, передбачених виробничою
інструкцією і, зокрема, у таких випадках: - виявлення несправності запобіжного клапана; - якщо тиск у барабані котла піднявся вище від дозволеного на
10% і продовжує зростати; - зниження рівня води нижче за допустимий; - підвищення рівня води вище за допустимий; - припинення дії усіх живильних насосів; - припинення дії усіх водопокажчиків рівня води прямої дії; - якщо в основних елементах котла виявлені тріщини, випини,
пропуски у зварювальних швах, обривання анкерного болта або
зв'язки; - неприпустимого підвищення або зниження тиску і тракті
прямоточного котла до вбудованих засувок; - згасання факелів у топці під час камерного спалювання
палива; - зниження витрати води через водогрійний котел нижче за
мінімально допустиме значення; - зниження тиску води у тракті водогрійного котла нижче за
допустимий; - підвищення температури води на виході з водогрійного котла
до значення на 20 град.C нижче за температуру насичення, яка
відповідає робочому тиску води у вихідному колекторі котла; - несправності автоматики безпеки чи аварійної сигналізації,
включаючи зникнення напруги на цих пристроях; - виникнення пожежі в котельні, яка загрожує обслуговуючому
персоналу і котлу. 7.4.2. Порядок зупинки котлоагрегату повинен бути вказаний у
виробничій інструкції. Причини аварійної зупинки котла повинні
бути записані у змінному журналі. 7.4.3. Аварійна зупинка котлів можлива під час аварій на
теплових мережах; у цьому разі котлоагрегат (котлоагрегати) можуть
бути зупинені тільки за письмовим розпорядженням начальника
котельні або особи, яка виконує його функції.
7.5. Планова зупинка котлоагрегату 7.5.1. Зупинка котла провадиться на підставі письмового
розпорядження особи, відповідальної за безпечну експлуатацію
котлів. 7.5.2. При зупинці котла, що працює на твердому паливі,
треба: допалити при зменшених дутті й тязі рештки палива, що
міститься у топці; припинити дуття і зменшити тягу; очистити топку
і припинити тягу; підживити котел до верхнього рівня; відключити
котел від споживача і спостерігати за котлом позмінно, доки тиск
не впаде до нуля, а температура води у котлі досягне 50 град.C. 7.5.3. При зупинці котла на рідкому паливі треба: - припинити подачу палива до форсунки (форсунок); - припинити подачу пари до форсунки з паровим розпилюванням
або повітря при повітряному розпилюванні, виключаючи форсунки
послідовно; - через 5 хвилин треба виключити дуття і вивести форсунки з
топки (якщо це можливо). 7.5.4. При зупинці котла, що працює на газовому паливі,
треба: - спочатку поступово зменшити дуття і подачу газу до пальника
(пальників), а потім закрити кран перед пальником (або засувку). 7.5.5. При інжекційних пальниках треба в першу чергу зменшити
подачу повітря й газу на пальники, закрити регулювальні шайби і
газові крани перед пальниками. За наявності декількох пальників їх
треба виключати послідовно: - закрити засувку на відводі газопроводу до котла, а в разі
зупинки усіх котлів - послідовно усі крани і засувки і відкрити
крани на продувальних лініях (свічках); - після виключення пальників і закриття усіх кранів і засувок
на газопроводі відключити дуття і тягу. 7.5.6. Перед зупинкою парового котла рівень води в ньому
треба підтримувати вищим за середній робочий рівень. 7.5.7. Більш докладний порядок зупинки котла і послідовність
відключення його від системи трубопроводів і тривалість його
розхолоджування встановлюється у кожному конкретному випадку
виробничою інструкцією, оскільки зупиняючи котлоагрегат,
відповідно треба виключити систему автоматики.
7.6. Система протиаварійних заходів 7.6.1. Основними заходами щодо запобігання і усунення
неполадок і аварій на обладнанні котелень є: - утримання тепловироблюючого обладнання у справному
роботоздатному стані; - систематичне навчання обслуговуючого персоналу найбільш
досконалим методом безаварійної роботи; - впровадження найновіших систем автоматичного регулювання
технологічних процесів і проведення технічного навчання персоналу. 7.6.2. Технічне навчання персоналу слід організовувати згідно
з керівниками вказівками щодо організації роботи з персоналом
котелень і теплових мереж. Найважливішим елементом технічного навчання є протиаварійні
тренувальні навчання. 7.6.3. Основними завданнями протиаварійних тренувань є
підвищення здатності обслуговуючого персоналу котелень під час
аварійних ситуацій чітко і правильно вирішувати свої дії, не
порушуючи при цьому правил техніки безпеки та виробничі
інструкції. 7.6.4. Протиаварійні тренування слід проводити: - цехові не рідше ніж 1 раз на місяць; - міжрайонні не рідше ніж 1 раз на рік;
як правило, у робочий час з персоналом, який працює на зміні, з
наступним розбиранням заняття, що відбулося, та фіксацією
проведеного заходу в "Журналі протиаварійних тренувань".як правило, у робочий час з персоналом, який працює на зміні, з
наступним розбиранням заняття, що відбулося, та фіксацією
проведеного заходу в "Журналі протиаварійних тренувань". 7.6.5. Аварії та відмови у роботі обладнання 1-ї та 2-ї
категорії розслідує комісія, призначена наказом по підприємству. 7.6.6. Облік, аналіз та узагальнення даних про аварії та
відмови в роботі обладнання, що відбулися, покладається на служби
охорони праці підприємства (об'єднання). 7.6.7. Про всі відмови та аварії з обладнанням слід негайно
повідомити органам Держнаглядохоронпраці України.
7.7. Консервація котлів 7.7.1. Зупинка котлоагрегату на тривалий період пов'язана із
застосування різних способів консервації (сухого, мокрого та ін.)
для запобігання корозії. 7.7.2. Сухий спосіб консервації полягає у тому, що після
звільнення котла від води, очищення поверхні нагрівання і
відключення від трубних комунікацій його піддають сушінню
пропусканням гарячого повітря або розведенням у топці невеликого
вогнища. При цьому відкривають запобіжний клапан для видалення
водяних парів з барабана і труб котла, а за наявності
пароперегрівачів - відкривають дренажний вентиль на камері
перегрітої пари для видалення води, що залишилася. Після
закінчення сушіння через відкриті лази в барабанах в середину
котла вміщують на приготовлених стальних листах негашене вапно (з
розрахунку 2,5 кг на 1 куб.м об'єму котла) або прожарений
хлористий кальцій (0,5 кг на 1 куб.м об'єму котла) і щільно
закривають лази барабанів. У подальшому не рідше ніж 1 раз на
місяць треба перевіряти стан внутрішньої поверхні котла; реагента
слід міняти через кожні три місяці; одночасно треба стежити за
станом обмурку і при потребі провадити його сушіння. 7.7.3. Мокрий спосіб консервації котлів треба застосовувати
за відсутності небезпеки замерзання води у котлі. Суть цього способу у тому, що охолоджений і очищений від
забруднень і від'єднаний від трубних комунікацій котел заповнюють
до нижнього рівня захисним розчином такої концентрації: їдкого
натру - 1000, фосфорного ангідриду - 100, сульфату натрію - 250
мг/кг. Потім котел розпалюють і створюють у ньому тиск до 0,2 -
0,3 МПа, який підтримують протягом 3 - 4 год. Після зниження тиску
котел повністю заливають захисним розчином, включаючи сухопарник,
економайзер і пароперігрівач, і підкачуванням розчину створюють у
котлі тиск 0,15 - 0,3 МПа, який підтримують протягом усього
періоду консервації. У подальшому періодично перевіряють
концентрацію захисного розчину і при потребі - добавляють
реагенти.
7.8. Вимоги до котлів, які знаходяться у холодному або
гарячому резерві 7.8.1. Під час зупинки котлоагрегату на тривалий період йога
треба охолоджувати поступово шляхом природного вистигання при
закритих вічках і лазах. 7.8.2. При потребі ремонту котла вічка і лази можна відкрити
за інструкцією заводу-виробника, але не раніше ніж через 3 - 4
години. 7.8.3. Після виведення котла у холодний резерв, для зниження
корозії з внутрішніх сторін поверхонь нагрівання, через них
забезпечують циркуляцію води з мережі при температурі 70 - 50
град.C, а при потребі зниження тиску в котлі - припиняють
циркуляцію води через котел, закривши засувки на вході та виході з
котла і відкривши повітряні клапани у верхніх точках котла. 7.8.4. Для котлоагрегатів, що працюють на газоподібному
паливі, на відвідній лінії газу до пальників ставлять після
засувки між фланцями заглушку з хвостиком та бирочкою, де
вказують, хто, коли відглушив газ. Свічки безпеки повинні бути
відкриті. 7.8.5. На фронті котла слід вивісити табличку з написом:
"Котел виведено у холодний резерв" і датою зупинки. Такий самий запас робиться в експлуатаційному журналі
керівником котельні. 7.8.6. Під час виведення котлоагрегату в гарячий резерв
оператор зобов'язаний одержати письмове розпорядження керівника
котельні, після чого виключити автоматичний регулятор живлення
котла (за його наявності) і, перейшовши на ручне керування,
підживити котел до рівня, трохи вищого ніж середній робочий,
припинити подачу в топку палива, а при роботі на твердому паливі
дати можливість горіти паливу на природній тязі. Коли тиск у котлі
стане нижчим ніж тиск у працюючих поряд котлах, відключити його
від магістралі, і закрити шибери, люки і лази для зменшення втрат
тепла. 7.8.7. Котел, який знаходиться у гарячому резерві, повинен
перебувати під постійним наглядом обслуговуючого персоналу.
Залежно від виробничої інструкції на ньому виконуються ті або інші
операції (це залежить від типу котла, палива і вироблюваної
теплової енергії).
7.9. Роботи підвищеної небезпеки в котельні 7.9.1. ДНАОП 0.00-8.02-93 визначений перелік робіт з
підвищеною небезпекою. Нижче наведено перелік цих робіт для
котелень з урахуванням процесу виробництва теплоенергії. 1. Електрозварювальні та газополум'яні роботи. 2. Контроль зварних з'єднань. 3. Роботи із застосуванням ручних електро- і пмевмомашин та
інструментів. 4. Транспортування, зберігання та експлуатація балонів із
зрідженим вуглеводневим газом, киснем, азотом та вуглекислотою. 5. Обслуговування котлів, що працюють на газовому та рідкому
паливі. 6. Роботи з профілактики і технічного обслуговування газового
господарства. 7. Газонебезпечні роботи (1).
_______________(1) Дивись розділ 7.10.
_______________(1) Дивись розділ 7.10.
8. Роботи, пов'язані з герметизацією в газовому господарстві. 9. Зливання, очищення, нейтралізація резервуарів рідкого
палива. 10. Робота з монтажу і ремонту мазутонасосних. 11. Роботи, пов'язані із зливанням рідкого палива з
залізничних цистерн і автотранспорту. 12. Застосування скловати, шлаковати, азбесту і мастик на
бітумній основі для гідро- і теплоізоліції наземних і підземних
трубопроводів. 13. Нанесення лакофарбованих покриттів на основі нітрофарб і
полімерних композицій. 14. Чищення вентиляційних каналів, газоходів, лежаків та
повітропроводів. 15. Випробування і обслуговування парових і водогрійних
котлів, економайзерів, паропроводів, трубопроводів гарячої води,
пароперегрівачів, теплообмінників, теплохімічного обладнання,
посудин, що працюють під тиском. 16. Роботи у місткостях, деаераторах, трубопроводах,
барабанах котлів і топочних камерах. 17. Обстеження димових труб, димоходів і вентиляційних
каналів. 18. Роботи по ремонту, пофарбуванню, очищенню від снігу й
пилу дахів будівель котелень і допоміжних приміщень
(транспортерні, вуглерозмельні, приміщення шлако- золовидалення). 19. Такелажні та кровяні роботи (випробування коров і
монтажних поясів). 20. Луження і кислотне промивання котлів. 7.9.2. Якщо роботи з підвищеною небезпекою, перелічені у
розділі 7.9, виконуються не постійно, наприклад, пп. 9, 12, 14,
16, 17, 18, 20, то до початку робіт робітники повинні бути
проінструктовані з продовженням цих робіт, їх повинні виконувати
не менше як 2 особи, у бригаді призначається старший і виписується
наряд-допуск на виконання цієї роботи із зазначенням строків
виконання. 7.9.3. Усі роботи, перелічені в п. 7.9.2, як правило, повинні
виконуватися вдень під безпосереднім керівництвом
інженерно-технічних працівників, відповідальних за експлуатацію
даної ділянки, на якій провадяться ці роботи.
7.10. Експлуатація систем газопостачання котелень 7.10.1. Введення в експлуатацію систем газопостачання
котелень дозволяється за наявності акта прийняття об'єкта
технологічних схем і об'єктів газопостачання, інструкцій і
експлуатаційної документації з безпечного користування газом,
плану локалізації і ліквідації можливих аварій, документів з
навчання і перевірки знань керівників спеціалістів і робітників,
які обслуговують газове господарство, а також наказу про
призначення осіб, відповідальних за газове господарство. Відпрацювання нових виробничих процесів, проведення
випробувань зразків новорозробленого обладнання, випробування
дослідних засобів механізації і автоматизації повинні виконуватись
за спеціальної програмою, погодженою з органами
Держнаглядохоронпраці. 7.10.2. За наявності на підприємстві газової служби, введення
в експлуатацію (пуск газу) нового газового обладнання проводиться
газовою службою підприємства. Про дату проведення пуску газу підприємство повідомляє СПГГ
не пізніше ніж за 5 днів. 7.10.3. Закінчення робіт з пуску газу фіксується в наряді на
газонебезпечні роботи, який повинен бути доданий до
виконавчо-технічної документації об'єкта і зберігатися разом з нею
(підрозділ 7.11 цих Правил). 7.10.4. СПГГ і підприємства повинні скласти акт і схему
розмежування ділянок обслуговування. 7.10.5. Розмежування ділянок обслуговування зовнішніх і
внутрішніх газопроводів, а також газопроводів і установок в
середині підприємства повинно бути оформлене наказом
(розпорядженням) по підприємству з додатком схем пограничних
ділянок з зазначенням меж. 7.10.6. Межа обслуговування газопроводів СПГГ і
газоспоживальними організаціями встановлюється за домовленістю.
Схеми розмежування зон обслуговування наведені у додатку 8. 7.10.7. Підприємство повинно скласти паспорт на газове
господарство (цех, ділянку, котельню, газовикористовувальну
установку). У паспорті повинні зазначатися всі зміни, які вносяться в
об'єкт, з доданням відповідних схем, а також повинні відображатися
такі основні дані: - повідомлення про відповідальних осіб; - короткі повідомлення про газопроводи ГРП (ГРУ); - повідомлення про газовикористовувальні установки; - повідомлення про проведені ремонти і заміни обладнання; - відмітки контролювальних органів. 7.10.8. На окремі об'єкти газового господарства - цех
(котельню), а також в цілому на цех повинні вестися два журнали:
агрегатний - з вказівками про виконані ремонти, ревізії,
налагодження тощо і експлуатаційний - з вказівками виявлених
несправностей в кожній зміні, в тому числі порушень ПБСГ, а також
заходів щодо усунення порушень і строків їх фактичного виконання.
Журнали повинні бути прошнуровані і знаходитись у чергового
персоналу. 7.10.9. Контроль за правильним веденням журналів покладається
на осіб, відповідальних за безпечну експлуатацію газового
господарства об'єкта. 7.10.10. Всі однотипні газовикористовувальні установки, а
також вузли і деталі на кожному об'єкті повинні бути
пронумеровані. 7.10.11. Біля кожного агрегату або в місці перебування
обслуговуючого персоналу повинні бути вивішені чіткі схеми газових
пристроїв із зазначенням номерів цих пристроїв. 7.10.12. Газопроводи і газовикористовувальні установки
повинні проходити технічне обслуговування і поточний ремонт
відповідно до затвердженого керівником підприємства графіка. При складанні графіків повинні витримуватися строки, які
вказані в паспортах або інструкціях заводів - виготовлювачів
обладнання, приладів, арматури з урахуванням місцевих умов
експлуатації. При цьому технічне обслуговування повинно
провадитися не рідше 1 разу на місяць, а поточний ремонт - не
рідше 1 разу на рік. Перевірка і прочищення газоходів повинні провадитися водночас
із поточним ремонтом печей, котлів і іншого обладнання, а також
після кожного випадку порушення тяги, але не рідше 1 разу на рік.
Результати оформлюються актом, у якому зазначається відсутність
засмічення, відокремленість, герметичність, справність оголовків. 7.10.13. Перевірка герметичності приєднання імпульсних труб і
гумотканних рукавів до штуцерів приладів або газопроводів повинна
провадитися не рідше 1 разу на тиждень за допомогою приладів або
мильної емульсії. 7.10.14. Контрольний огляд газового господарства підприємства
повинен провадитись не рідше 2 разів на рік. Огляд провадиться комісією, призначеною керівником
підприємства. Обсяг перевірок при контрольному огляді встановлюється
наказом по підприємству при організації технічного обслуговування
і поточного ремонту газового господарства підприємства. 7.10.15. Зовнішні поверхні газопроводів, обладнання, арматура
фарбується не рідше 1 разу на 5 років фарбами або іншими
покриттями відповідно до вимог ГОСТ 14202-69. Потреба нанесення покриття в коротші строки визначається при
контрольному огляді газового господарства. 7.10.16. Роботи із застосуванням зварювання і відкритого
полум'я повинні виконуватися відповідно до ДНАОП 0.01-1.01-95 при
проведенні зварювальних і інших вогневих робіт, встановлених
чинним законодавством України. 7.10.17. Перед ремонтом і при тривалій зупинці (понад три
доби) агрегату газопроводів до нього і газопроводів до запальника
(при його живленні від колектора до відключення на агрегат)
повинні відключатися від діючих газопроводів першим по ходу газу
вимикальним пристроєм на агрегат із встановленням інвентарної
заглушки. Газопроводи безпеки при цьому повинні залишатися у відкритому
стані. 7.10.18. Газоходи агрегатів, які виведені в ремонт або
зупинку понад один місяць, повинні відключатися від діючих за
допомогою глухих шиберів. Газоходи агрегатів, що наново монтуються, повинні бути
відключені від діючих за допомогою глухих перегородок. 7.10.19. Первинні перевірки і прочищення димовідвідних
пристроїв і газоходів повинні виконуватися спеціалізованою
організацією. Наступні перевірки і прочищення допускається виконувати
службами підприємства, персонал яких пройшов навчання і перевірку
знань з безпечних методів і прийомів виконання робіт у газовому
господарстві у відповідності з ДНАОП 0.00-4.12-94 і одержав дозвіл
на виконання таких робіт від місцевого органу
Держнаглядохоронпраці України. 7.10.20. Внутрішній огляд і ремонт топок агрегатів (котлів) з
перебуванням у них людей дозволяється тільки після відключення
агрегатів від діючих газопроводів з встановленням заглушок,
відключення газоходів з встановленням глухих шиберів, вентиляції
топок і перевірки її закінчення за допомогою приладів відповідно
до вимог ГОСТ 12.1.005-58 "ССБТ. Общие санитарно-гигиенические
требования к воздуху рабочей зоны". При цьому вміст кисню в пробах повинен бути не менше 20%, а
вміст окису вуглецю не повинен перевищувати 20 мг/куб.м. Кількість
послідовно взятих проб повинна бути не менше двох. При роботі в середині топок дверці і люки топок (агрегатів)
повинні бути відчинені. У разі потреби в топки повинно подаватися чисте повітря
"примусово". 7.10.21. Приміщення, в яких прокладені газопроводи,
встановлені газорегулювальні пристрої, газовикористовувальні
агрегати і арматура, повинні бути доступні для обслуговуючого
персоналу. Пристосовувати ці приміщення під склади й майстерні
забороняється. 7.10.22. Забороняється навантажувати газопроводи і
використовувати їх як заземлення. 7.10.23. Робота газовикористовувальних установок без
включення і при несправності приладів контролю і захисту
забороняється. 7.10.24. Якщо при розпалюванні пальника або в процесі
регулювання стався відрив, проскакування або загасання полум'я,
подача газу на пальник і запальний пристрій повинна бути негайно
припинена. До повторного розпалювання дозволяється приступати після
вентиляції топки і газоходів протягом часу, вказаного у виробничій
інструкції, а також після усунення причин неполадок. 7.10.25. Не дозволяється залишити працюючу
газовикористовувальну установку без постійного нагляду
обслуговуючого персоналу. 7.10.26. Робота газовикористовувальних установок без
постійного обслуговуючого персоналу допускається за умови: - розміщення газовикористовувальних установок і допоміжного
обладнання у відокремлених замикальних приміщеннях, обладнаних
охоронною сигналізацією і аварійним вибухозахищеним освітленням, з
ввімкненням його поза приміщенням; - оснащення газовикористовувальних установок системами
автоматизації, які забезпечили б їхню безаварійну роботу,
протиаварійний захист, відключення подачі газу на установку при
загазованості приміщення, пожежі в приміщенні і вимкнення
електропостачання; - виводу сигналів про загазованість приміщення і спрацювання
захистів на диспетчерський пункт або в приміщення з постійністю
чергового; - наявності в оперативному підпорядкуванні у диспетчера
чергового персоналу, здатного до виконання робіт з аварійної
зупинки обладнання. 7.10.27. При вибуху і пожежі в цеху або котельні
обслуговуючий персонал повинен негайно перекрити подачу газу
вимикальним пристроєм, який встановлений на вводі газопроводу в
приміщення газовикористовувальних установок. 7.10.28. Адміністрація підприємства перед включенням в роботу
установок сезонної дії, в тому числі опалювальних котлів, повинна
забезпечити: - перевірку виробничого персоналу на знання виробничих
інструкцій з охорони праці відповідно до вимог підрозділу 1.2
ПБСГ; - прочистку газоходів, перевірку справності газоходів, а
також систем вентиляції; - виконання робіт згідно з п. 5.5.5 цих Правил. Для вбудованих котелень необхідно перевірити
газонепроникність приміщень. Готовність до роботи газового обладнання сезонної дії
підприємства повинна бути оформлена актом, згідно з формою,
наведеною в Правилах технічної експлуатації. Зняття заглушок і пуск газу дозволяється тільки за наявності
документів, які підтверджують виконання вказаних робіт. 7.10.29. Коли на підприємстві газова служба відсутня,
введення в експлуатацію проводиться спеціалізованою службою СПГГ
за договорами, укладеними в установленому порядку. Для пуску і налагодження складних газифікованих агрегатів
можуть залучатись спеціалізовані організації. 7.10.30. Підприємства і організації, які експлуатують системи
газопостачання, виконують аварійні роботи силами і засобами
власної газової служби. За аварійними викликами підприємств, що мають власну газову
службу, АДС СПГГ беруть участь і подають їм практичну, методичну
допомогу з локалізації аварій і їх наслідків. 7.10.31. Діяльність аварійних бригад з локалізації і
ліквідації аварійних ситуацій повинна обумовлюватися планом
локалізації і ліквідації аварій та планом взаємодії служб різних
відомств (цивільної оборони, пожежної охорони, швидкої допомоги,
міліції, організацій, які експлуатують інженерні комунікації
тощо), розробленими кожним підприємством з урахуванням місцевих
умов. Відповідальність за складання планів, своєчасність внесення в
них доповнень і змін, перегляд і перезатвердження їх (не рідше 1
разу на 3 роки) несе власник підприємства. 7.10.32. На кожному підприємстві з бригадами АДС повинні
проводитися тренувальні заняття з наступною оцінкою дії персоналу: - з планів локалізації і ліквідації аварійних ситуацій по
кожній темі для кожної бригади - не рідше 1 разу на 3 місяці; - з планів взаємодії служб різного призначення підприємств і
населеного пункту - не рідше 1 разу на 6 місяців. Тренувальні заняття повинні проводитися в умовах, максимально
наближених до реальних. Проведені тренувальні заняття повинні реєструватися в
спеціальному журналі. Результати тренувальних занять повинні бути
розглянуті і вжиті заходи по усуненню недоліків. 7.10.33. Роботи з ліквідації аварій або аварійних ситуацій
АДС може передавати експлуатаційним службам після того, як будуть
вжиті всі заходи щодо унеможливлення вибухів, пожеж, отруєнь.
7.11. Газонебезпечні роботи при експлуатації та ремонті
обладнання газифікованих котелень 7.11.1. Газонебезпечними вважаються роботи, які виконуються в
загазованому середовищі або за яких можливе витікання газу. До газонебезпечних робіт належить: - приєднання новозбудованих газопроводів до діючої системи
газопостачання; - пуск газу в системи газопостачання об'єктів при введенні в
експлуатацію, після ремонту і їх реконструкції, виконання
пусконалагоджувальних робіт; введення в експлуатацію ГРП; - технічне обслуговування і ремонт діючих зовнішніх і
внутрішніх газопроводів, споруд систем газопостачання, регуляторів
тиску, газообладнання ГПР (ГРУ), газовикористовувальних установок,
вибухозахищеного електрообладнання; - робота на байпасі ГРП (ГРУ); - усунення закупорок, установка і зняття заглушок на діючих
газопроводах, а також від'єднання від газопроводів агрегатів,
обладнання і окремих вузлів; - відключення від діючих газопроводів, консервація і
реконструкція газопроводів і обладнання сезонної дії; - ремонт і огляд колодязів, видалення води і конденсату з
газопроводів і конденсатозбірників; - розкопка грунту в місцях витоку газу до їх усунення; - всі види робіт, які пов'язані з виконанням вогневих і
зварювальних робіт на діючих газопроводах ГРП; - технічне обслуговування і ремонт побутових
газовикористовувальних приладів і апаратів. 7.11.2. Газонебезпечні роботи повинні виконуватися під
керівництвом найбільш кваліфікованого працівника. 7.11.3. Газонебезпечні роботи повинні виконуватися бригадою в
складі не менше двох працівників. Ремонтні роботи в колодязях, тунелях, траншеях і котлованах
глибиною понад 1 м, колекторах і резервуарах повинні виконуватися
бригадою не менше як із трьох працівників. 7.11.4. На виконання газонебезпечних робіт видається
наряд-допуск (додаток 9) з додатком інструкції їх заходів безпеки. 7.11.5. Особи, які мають право видавати наряди, визначаються
наказом по підприємству, яке здійснює експлуатацію системи
газопостачання власною газовою службою. Ці особи призначаються з
керівних працівників і спеціалістів, які здали екзамен відповідно
до вимог ПБСГ. 7.11.6. Газонебезпечні роботи, які періодично повторюються і
виконуються в аналогічних умовах, як правило, постійним складом
працюючих, можуть проводитись без оформлення наряду-допуску за
затвердженими для кожного виду робіт виробничими інструкціями і
інструкціями з безпечних методів роботи. До таких належать роботи по ремонту і огляду колодязів,
видалення води і конденсату з газопроводів і конденсатозбірників,
а також технічне обслуговування газопроводів і газового обладнання
без відключення газу, технічне обслуговування запірної арматури і
компенсаторів, роботи на газовикористовувальних установках, котлах
і агрегатах. На кожному підприємстві повинен бути розроблений перелік
газонебезпечних робіт, які виконуються без керівництва
спеціаліста. Первинне виконання вищезазначених робіт проводиться з
оформленням наряду-допуску. 7.11.7. Особі, відповідальній за виконання газонебезпечних
робіт, видається наряд-допуск відповідно до плану робіт. Наряди-допуски на газонебезпечні роботи повинні видаватися
завчасно для проведення необхідної підготовки до роботи. 7.11.8. В плані робіт вказуються: послідовність проведення
робіт; розташування працівників; потреба в механізмах і пристроях;
заходи, які б забезпечували безпеку проведення робіт; особи,
відповідальні за проведення кожної газонебезпечної роботи, за
загальне керівництво і координацію робіт. 7.11.9. До плану робіт і наряду-допуску додається виконавче
креслення або викопіювання з нього із зазначенням місця і
характеру виконуваної роботи. Перед початком проведення
газонебезпечних робіт особа, відповідальна за їх проведення,
повинна перевірити відповідність виконавчого креслення або
викопіювання фактичному розміщенню об'єкта на місці. 7.11.10. Роботи з локалізації і ліквідації аварій провадяться
без наряду-допуску до усунення прямої загрози життю людей і
пошкодженню матеріальних цінностей. Після усунення загрози роботи з приведенням газопроводів і
газового обладнання у технічно справний стан повинні проводитися
за нарядом-допуском. У тому випадку, коли аварія від початку до кінця ліквідується
аварійною службою, складання наряду-допуску не вимагається. 7.11.11. В наряді-допуску вказуються термін його дії, час
початку і закінчення роботи. При неможливості закінчити роботу до
встановленого строку наряд-допуск на газонебезпечні роботи
підлягає продовженню особою, яка його видала. Наряди-допуски реєструються в журналі за формою згідно з
додатком 10. Відповідальний, отримуючи наряд-допуск і повертаючи його
після закінчення роботи, зобов'язаний поставити свій підпис у
журналі. 7.11.12. Наряди-допуски повинні зберігатися не менше одного
року. Наряди-допуски, які видаються на врізання в діючі
газопроводи, на первинний пуск газу, виконання ремонтних робіт на
підземних газопроводах із застосуванням зварювання, зберігаються
постійно у виконавчо-технічній документації. 7.11.13. Якщо газонебезпечні роботи, виконувані згідно з
нарядомдопуском, проводяться понад 1 день, відповідальний за їх
виконання повинен щоденно доповідати про хід робіт особі, яка
видала наряд-допуск на цю роботу. 7.11.14. Перед початком газонебезпечної роботи, яка
проводиться за нарядом-допуском, відповідальний за проведення
зобов'язаний проінструктувати всіх робітників на робочому місці
про необхідні заходи безпеки. Після цього кожен робітник, який одержав інструктаж, повинен
підписатися в наряді-допуску. 7.11.15. В процесі проведення газонебезпечної роботи всі
розпорядження повинні видаватися особою, відповідальною за роботу. Інші посадові особи і керівники, які беруть участь у
проведенні роботи, можуть давати вказівки працівникам тільки через
відповідального за проведення даної роботи. 7.11.16. Газонебезпечні роботи виконуються, як правило,
вдень. Роботи з локалізації аварій виконуються в будь-який час у
присутності і під безпосереднім наглядом керівника або
спеціаліста.
8. Реєстрація, технічне опосвідчення і дозвілна експлуатацію трубопроводів теплових мереж
8.1. Реєстрація 8.1.1. Згідно з ДНАОП 0.00-1.11-98 трубопроводи теплових
мереж відносяться до IV категорії та 1 групи (температура вище 115
град.C до 250 град.C, тиск більше 0,07 МПа до 1,6 МПа). 8.1.2. Трубопроводи IV категорії з умовним проходом більше
100 мм (що знаходиться в межах котелень), до пуску в роботу
повинні бути зареєстровані в ЕТЦ. Інші трубопроводи, на які
поширюються вимоги ДНАОП 0.00-1.11-98, підлягають реєстрації на
підприємстві-власникові трубопроводу. 8.1.3. Реєстрація трубопроводів в ЕТЦ проводиться на підставі
письмової заяви підприємства-власника при наявності позитивного
результату первинного технічного опосвідчення, виконаного
експертом ЕТЦ. При реєстрації підприємством-власником трубопроводу подають
такі документи: - паспорт трубопроводу відповідно до додатка 11; - виконавча схема трубопроводу з позначенням на ній; - марка сталі, діаметр, товщина труб, довжини трубопроводу; - розташування опор, компенсаторів, підвісок (пружин),
арматури, вентилів спуску та дренажних пристроїв; - зварних з'єднань з зазначенням відстаней між ними та від
них до колодязів і абонентських вводів; - для трубопроводів, що працюють при температурах, що
викликають повзучість металу (пункти 8.8 та 9.43 ДНАОП
0.00-1.11-98), розташування покажчиків для контролю теплових
переміщень з зазначенням проектних величин переміщень і пристроїв
для вимірювання повзучості; - свідоцтво про виготовлення елементів трубопроводу
відповідно до додатка 12; - свідоцтво про монтаж трубопроводу відповідно до додатка 13; - акт згідно НД про прийняття трубопроводу власником від
монтажної організації; - паспорт та інша документація на посудини, що є невід'ємною
частиною трубопроводу. Форма паспорта і документація, що повинна
подаватися при реєстрації, приведені в ДНАОП 0.00-1.07-94. Зазначені документи складаються українською та, за вимогою
замовника, також і іншою мовою, підписуються керівником
підприємства-власника трубопроводу та скріплюються печаткою. 8.1.4. Подана документація розглядається в ЕТЦ не пізніше
п'яти днів з дня її отримання. При відповідності документації
вимогам цих Правил трубопровід реєструється в установленому
порядку, подані документи прошнуровуються, в паспорті ставиться
штамп, реєстраційний номер і всі документи повертаються власникові
трубопроводу. Відмова в реєстрації трубопроводу повідомляється
власнику письмово з обгрунтуванням причин відмови та посиланням на
відповідні пункти ДНАОП 0.00-1.11-98. 8.1.5. У разі зміни власника до пуску в роботу трубопровід
підлягає перереєстрації. 8.1.6. Для зняття зареєстрованого трубопроводу з обліку
власник представляє в ЕТЦ обгрунтовану заяву та паспорт
трубопроводу. 8.1.7. При відсутності у власника паспорта трубопроводу
підприємством-виготівником (або монтажною організацією)
направляється його дублікат. У випадку неможливості цього
спеціалізована організація або ЕТЦ складає в установленому порядку
новий паспорт за формою, наведеною у додатку 11.
8.2. Технічне опосвідчення 8.2.1. Трубопроводи теплових мереж IV категорії перед пуском
в роботу, процесі експлуатації, а в потрібних випадках -
достроково, підлягають технічному опосвідченню: зовнішньому
оглядові та гідравлічному випробуванню. 8.2.2. Технічне опосвідчення (зовнішній огляд та гідравлічне
випробування) зареєстрованих в ЕТЦ трубопроводів проводиться
експертом ЕТЦ у наступних випадках: - перед пуском в роботу заново змонтованих трубопроводів; - після відпрацювання нормативного строку експлуатації; - після аварії трубопроводу або його елементів, якщо це
вимагається обсягом відновлювальних робіт; - після ремонту з застосуванням зварювання; - перед пуском трубопроводу після перебування його на
консервації більше двох років; - на вимогу інспектора Держнаглядохоронпраці або особи,
відповідальної за справний стан та безпечну експлуатацію
трубопроводу; - зовнішній огляд вказаних трубопроводів проводиться
експертом не менше одного разу протягом трьох років. 8.2.3. Після відпрацювання розрахункового строку служби
(розрахункового ресурсу) експлуатації перед технічним
опосвідченням, а також в інших потрібних випадках, проводиться
технічне діагностування трубопроводу спеціалізованою організацією
або ЕТЦ, що мають отриманий в установленому порядку дозвіл
Держнаглядохоронпраці, згідно з вимогами НД, погодженої з
Держнаглядохоронпраці. 8.2.4. Трубопровід повинен бути виведений з експлуатації не
пізніше терміну технічного опосвідчення, зазначеного в його
паспорті. Підприємство-власник трубопроводу не пізніше як за 5 днів до
закінчення встановленого експертом терміну дії останнього
опосвідчення повинне повідомити ЕТЦ про готовність трубопроводу
для проведення опосвідчення. 8.2.5. Технічні опосвідчення трубопроводів, що не
реєструються в ЕЦ, проводяться особою, відповідальною за їх
справний стан та безпечну експлуатацію, в наступних випадках: - зовнішньому оглядові - не рідше одного разу на рік в
процесі роботи трубопроводів усіх категорій; - зовнішньому оглядові та гідравлічному випробуванню - перед
пуском трубопроводів в експлуатацію; після монтажу або ремонту
трубопроводів з застосуванням зварювання, а також перед пуском
після знаходження їх на консервації більше двох років. 8.2.6. Під час проведення технічних опосвідчень трубопроводів
слід встановити: - при первинних - що трубопровід змонтовано та обладнано
згідно з вимогами цих Правил та пред'явлених для реєстрації
документів, а також, що трубопровід та його елементи не мають
пошкоджень; - при періодичних і дострокових - технічний стан та
справність трубопроводу з метою встановлення можливості його
подальшої експлуатації. 8.2.7. Зовнішній огляд трубопроводів, прокладених відкритим
способом або в прохідних і напівпрохідних каналах, дозволяється
проводити без зняття ізоляції. Зовнішній огляд трубопроводів,
прокладених в непрохідних каналах, а також у випадках
безканального прокладання проводиться шляхом розкриття грунту
окремих ділянок та зняття ізоляції згідно з НД Міненерго України. У випадках виявлення небезпечного стану стінок або зварних
швів трубопроводу, особа, яка проводить технічне опосвідчення, має
право домогтися часткового або повного зняття ізоляції. Цю вимогу
слід виконувати. 8.2.8. Заново змонтовані трубопроводи до накладання ізоляції
підлягають зовнішньому оглядові та гідравлічному випробуванню. При використанні преізольованих труб технічне опосвідчення
проводиться згідно з НД, узгодженою з Держнаглядохоронпраці. 8.2.9. Гідравлічне випробування трубопроводів проводиться
після закінчення всіх зварювальних робіт, термообробки, контролю
зварних з'єднань, а також після встановлення і остаточного
закріплення опор та підвісок. При цьому слід подати документи, що
підтверджують якість виконаних робіт. 8.2.10. Гідравлічне випробування трубопроводів проводиться
згідно з вимогами, викладеними в розділах 10 та 11 ДНАОП
0.00-1.11-98, а величина пробного тиску приймається згідно з
вимогами пунктів 10.108 - 10.109, ДНАОП 0.00-1.11-98. 8.2.11. Для проведення гідравлічного випробування
трубопроводів, змонтованих на висоті більше трьох метрів,
влаштовуються помости або інші пристрої, що забезпечують
можливість безпечного виконання робіт та огляду трубопроводів. 8.2.12. Під час контролю якості з'єднувального зварного стику
трубопроводу з діючою магістраллю (при наявності між ними тільки
однієї засувки для відключення, а також під час контролю не більше
двох з'єднань, виконаних при ремонті) гідравлічне випробування
може бути замінено перевіркою зварного з'єднання двома видами
контролю - радіаційним і ультразвуковим. 8.2.13. Технічне опосвідчення зареєстрованих в ЕТЦ
трубопроводів проводиться в присутності особи, відповідальної за
їх справний стан та безпечну експлуатацію. 8.2.14. Результати технічного опосвідчення та висновок про
можливість подальшої експлуатації трубопроводу з зазначенням
параметрів роботи (тиск і температура) та строків проведення
наступного опосвідчення записуються в паспорт трубопроводу особою,
яка проводила опосвідчення. Якщо під час опосвідчення трубопроводу буде встановлено, що
він знаходиться в аварійному стані або має дефекти, що викликають
сумніви в його надійності або міцності, то подальша експлуатація
трубопроводу забороняється у встановленому порядку з відповідним
мотивованим записом у паспорті.
8.3. Приймання та пуск в експлуатацію заново змонтованих
трубопроводів 8.3.1. Прийняття в експлуатацію заново змонтованих
трубопроводів здійснюється згідно з вимогами ДБНП А.3.1-3-94,
ДНАОП 0.00-1.11-98 і після реєстрації (перереєстрації) їх в ЕТЦ. 8.3.2. Пуск в експлуатацію трубопроводів, що підлягають
реєстрації (перереєстрації) в ЕТЦ, проводиться за наказом
підприємства-власника трубопроводу при позитивних результатах
технічного опосвідчення, готовності трубопроводу до експлуатації,
відповідності обслуговування, нагляду та монтажу вимогам проекту,
ДНАОП 0.00-1.11-98 і НД, встановлених під час його обстеження
експертом ЕТЦ. 8.3.3. Пуск в експлуатацію трубопроводів, що не підлягають
реєстрації (перереєстрації) в ЕТЦ, проводиться за наказом
підприємства-власника трубопроводу при позитивних результатах
технічного опосвідчення, готовності трубопроводу до експлуатації,
відповідності обслуговування, нагляду та монтажу вимогам проекту,
ДНАОП 0.00-1.11-98 і НД, встановлених під час його обстеження
особою, відповідальною за справний стан і безпечну експлуатацію
трубопроводів. 8.3.4. Рішення щодо можливості експлуатації трубопроводів, що
підлягають і не підлягають реєстрації, оформляється в паспорт
особою, яка його прийняла. 8.3.5. Включення в роботу трубопроводів, що підлягають та не
підлягають реєстрації в ЕТЦ, проводиться за розпорядженням особи,
відповідальної за справний стан та безпечну експлуатацію
трубопроводів, та оформляється записом у змінному журналі. 8.3.6. На введений в експлуатацію трубопровід прикріплюються
металеві таблички (не менше 400 х 300 мм) з такими даними:
реєстраційний номер, дозволений тиск, температура середовища, дата
(місяць та рік) наступного технічного опосвідчення. На кожному трубопроводі прикріплюються не менше трьох
табличок, що встановлюються на кінцях та посередині трубопроводу.
Якщо один і той самий трубопровід прокладено через декілька
приміщень, таблички прикріплюються на трубопроводі в кожному
приміщенні. 8.3.7. У випадку незгоди замовника з представленим йому
експертно-технічним центром або спеціалізованою організацією
висновком за результатами виконаних робіт, зазначених у договорі
між ними, він може оскаржити його у місячний термін з дня
отримання висновку Держнаглядохоронпраці. 8.3.8. Скарга повинна бути розглянута Держнаглядохоронпраці
протягом місяця з дня її отримання.
8.4. Експлуатація теплових мереж 8.4.1. Експлуатація теплових мереж здійснюється згідно з
ДНАОП 0.00-1.11-98, цими Правилами та іншими діючими інструкціями,
положеннями, які видаються відповідальними міністерствами та
відомствами України. 8.4.2. Основною базовою виробничою організацією щодо
експлуатації теплових мереж є територіальне підприємство
"Теплокомуненерго" (ПТКЕ) із своїми структурними підрозділами
(тепловими районами, дільницями тощо), що передбачено постановою
Ради Міністрів України від 12.09.83 р. N 381 та наказом
Мінжитлокомунгоспу України від 12.10.83 р. N 276. 8.4.3. ПТКЕ експлуатує зовнішні мережі та обладнання, які є
на його балансі, у межах обслуговування, встановлених між ПТКЕ та
підприємствами теплових мереж (ПТМ) Міненерго, з одного боку, та
відомчими споживачами, з другого боку, і здійснює контроль за
експлуатацією теплових мереж і теплових пунктів, які є на його
балансі. 8.4.4. Взаємовідносини ПТКЕ з ПТМ і відомчими споживачами
теплоенергії щодо експлуатації єдиної системи теплопостачання
регулюються Тимчасовим положенням. 8.4.5. На кожному підприємстві ПТКЕ повинні бути складені
місцеві експлуатаційні інструкції стосовно до конкретних умов
експлуатації (додаток 14). Перелік місцевих інструкцій, які треба скласти,
встановлюється головним інженером ПТКЕ. 8.4.6. ПТКЕ повинно мати технічну документацію на обладнання,
що є на балансі, а також технічну документацію на контрольоване
обладнання, включаючи мережу і системи теплоспоживання, які
експлуатуються споживачами теплоти. У складі взаємної документації повинні бути: - паспорт трубопроводів (додаток 11); - свідоцтво на виготовлення елементів трубопроводів (додаток
12); - свідоцтво на монтаж трубопроводів (додаток 13); паспорти
технічного стану теплових мереж (додаток 15); - паспорти теплових мереж (додаток 16), котельних насосних
станцій (додаток 17) з додаванням сертифікатів; документи на
зварювання, акти проміжного й остаточного приймання в
експлуатацію; - експлуатаційні схеми мереж, камер, насосних станцій і
котелень; - проектна та виробнича документація на обслуговувані мережі; - списки усіх споживачів теплоти із зазначенням теплових
навантажень по кожному виду теплоспоживання (опалення, вентиляція,
гаряче водопостачання, технологія), параметрів теплоносія у
системах теплоспоживання, схеми приєднання підігрівачів гарячого
водопостачання і встановлених авторегуляторів. 8.4.7. Паспорти теплових мереж, насосних станцій і котелень і
також усі додатки до них повинні відбивати фактичний стан
обладнання з урахуванням усіх поточних змін і доповнень, що
вносяться під час експлуатації. Усі зміни слід вносити у паспорти
негайно після реконструкції. Щорічно працівники експлуатаційного району повинні складати і
вивіряти усі паспорти за станом на 1 січня. Паспорти повинні
зберігатися в експлуатаційному районі. 8.4.8. У містах, де експлуатація квартальних теплових мереж
здійснюється підприємствами і організаціями, що перебувають у
підпорядкуванні міністерств і відомств, технічна документація,
перелічена в п. 8.1.6, і паспорти теплових пунктів повинні бути в
цих підприємствах і організаціях. 8.4.9. Оперативне керування роботою теплових мереж,
встановлення теплових і гідравлічних режимів системи
теплопостачання, керівництво ліквідацією аварій у теплових мережах
здійснює диспетчерська служба, яка повинна бути організована
згідно з типовими структурами підприємства.
8.5. Приймання теплових мереж в експлуатацію 8.5.1. Видача дозволів, технічних умов і погодження проектів
на приєднання споживачів до теплової мережі 8.5.1.1. Для приєднання нових споживачів до теплових мереж
замовник зобов'язаний до складання завдання на проектування
одержати від ПТКЕ дозвіл і технічні умови (ТУ) на приєднання
(додаток 18). 8.5.1.2. Для одержання дозволу і ТУ замовник повинен подати
до ПТКЕ: - план ділянки будівництва на геодезичній підоснові з
нанесенням усіх існуючих підземних комунікацій у масштабі 1:2000; - копію рішення місцевих органів державної виконавчої влади і
органів місцевого самоврядування про виділення ділянки під
будівництво; - опитувальний листок з характеристикою приєднуваного об'єкта
(призначення будівлі, об'єм, висоту чи поверховість, проектні
значення питомих теплових втрат, теплові навантаження на окремі
види теплоспоживання, розрахункові параметри теплоносія у системах
теплоспоживання), підписаний замовником і проектною організацією. 8.5.1.3. До початку будівельних робіт на об'єкті замовник за
участю проектної організації зобов'язаний подати до ПТКЕ для
погодження відповідні розділи проекту і робочі креслення у
потрібному обсязі. 8.5.1.4. Під час розгляду робочих креслень слід перевірити
відповідність прийнятих проектних вирішень виданим технічним
умовам, вказівкам, діючим будівельним нормам і правилам. За відсутності зауважень до поданого проекту на кресленнях
ставиться штамп "Погоджено" із зазначенням дати і номера
погодження за книгою реєстрації проектів. Під час погодження
проектів на квартальні мережі та абонентські приєднання штампи
погодження підписує начальник виробничо-технічного відділу ПТКЕ,
під час погодження проектів магістральних і розвідних мереж -
головний інженер ПТКЕ. 8.5.2. Технічний нагляд за будівництвом теплових мереж 8.5.2.1. Будівництво теплових мереж провадиться під технічним
наглядом ПТКЕ. До функцій технічного нагляду входять контроль за якістю
виконуваних робіт та відповідністю застосовуваних матеріалів і
обладнання затвердженому проекту, проміжні випробування і
поопераційне приймання споруди. Організовує технічний нагляд керівник (директор) ПТКЕ. 8.5.2.2. Виконавець робіт не пізніше ніж за 5 діб до початку
провадження робіт зобов'язаний письмово повідомити експлуатаційний
район, до якого належить територія, про початок робіт і погодити
порядок проведення їх у зоні дії теплових мереж. 8.5.2.3. Виконавець робіт зобов'язаний викликати представника
ПТКЕ, який здійснює технічний нагляд, і подати йому на
ознайомлення висновок і проміжне приймання до початку робіт
наступної операції всі елементи теплових мереж і теплових пунктів,
які споруджуються. 8.5.2.4. Перелік робіт, які підлягають контролю і проміжному
прийманню представником технічного нагляду, повинен відповідати
вимогам СНиП 3.05.03-85 "Тепловые сети". Представник технічного нагляду зобов'язаний бути присутнім
також під час промивання і гідравлічного обпресування обладнання
теплових пунктів і систем теплоспоживання, приєднаних до
обслуговуваних теплових мереж. Підготовку, організацію і проведення попередніх та остаточних
випробувань, а також промивання мережі і систем, їх комплексне
випробування і налагодження повинна здійснювати будівельна
організація. Проміжне приймання виконаних робіт, проведення випробувань і
промивання мережі оформляється актами (додатки 19 - 24).
Промивання трубопроводів діаметром до 500 мм слід провадити
гідропневматичним способом. 8.5.2.5. Усі новозбудовані теплові мережі і споруди повинні
бути виконані згідно з проектною документацією, погодженою з ПТКЕ,
повинні задовольняти вимоги технічних умов ПТКЕ, а також повинні
бути забезпечені технічною і приймально-здавальною документацією у
потрібному обсязі. Склад документації, яку споживач теплоти подає
під час здачі в експлуатацію, повинен відповідати вимогам СНиП
3.05.03-85. 8.5.2.6. На теплових мережах, які вводяться в експлуатацію,
слід провадити вибіркову перевірку якості зварних швів
неруйнівними методами контролю в обсязі не менше ніж 5% від
загальної кількості стиків. 8.5.3. Приймання в експлуатацію 8.5.3.1. Теплові мережі повинні відповідати вимогам ДБН
А.3.1-3-94, СНиП 2.04.07-86 і ДНАОП 0.00-1.11-98. 8.5.3.2. Після закінчення будівництва об'єкти теплових мереж
приймаються комісією. Склад і організація роботи комісії регламентуються ДБН
А.3.1-3-94 і СНиП 3.05.03-85. 8.5.3.3. Не допускається приймання в експлуатацію
незакінчених будівництвом об'єктів, в тому числі підземних споруд,
не забезпечених захистом від електрохімічної корозії. 8.5.3.4. Приймання закінчених робіт щодо захисту підземних
споруд від електрохімічної корозії провадиться згідно з вказівками
СНиП 3.04.03-85 "Защита строительных конструкций от коррозии". Обсяг і якість виконаних робіт повинні відповідати вимогам,
викладеним в Інструкції щодо захисту мереж від електрохімічної
корозії. 8.5.3.5. Остаточне приймання провадиться після виконання усіх
монтажних робіт і вимірювання різниці потенціалів "труба-земля", а
також перевірки електричних параметрів захисних пристроїв, які
виконуються згідно з Інструкцією щодо захисту теплових мереж від
електрохімічної корозії. 8.5.3.6. Приймання закінченого будівництвом об'єкта теплових
мереж оформляється актом (додаток 25). 8.5.3.7. Після закінчення капітального ремонту головних
магістралей, квартальних і розподільчих теплових мереж, насосних
станцій проводиться приймання їх в експлуатацію від
будівельно-монтажної організації. 8.5.3.8. Приймальна комісія оглядає об'єкт будівництва в
натурі, ознайомлюється з технічною документацією, яку представляє
будівельно-монтажна організація і, при умові відсутності
недоробок, які перешкоджають нормальній експлуатації об'єкта, і
при позитивній оцінці якості головних видів робіт (будівельні,
монтажні та ізоляційні) складає приймальний акт (додаток 26). До акта здачі-приймання робіт повинні бути прикладені
виконавчі креслення. 8.5.4. Правила обпресування теплових мереж 8.5.4.1. Усі новозмонтовані трубопроводи теплової мережі
повинні бути піддані гідравлічному обпресуванню. Обпресування підземних трубопроводів, прокладених у
непрохідних каналах і траншеях, повинно провадитися у два прийоми
(попереднє і остаточне). Обпресування трубопроводів, доступних для
огляду під час експлуатації (таких, що прокладаються надземно і у
прохідних каналах), може провадитись за один раз після закінчення
монтажу. 8.5.4.2. Попереднє гідравлічне обпресування теплопроводів
слід провадити окремими ділянками після їх зварювання і укладання
на постійні опори до встановлення на них обладнання і перекриття
каналів чи засипання траншей. Обпресування слід провадити у такій послідовності: - випробувану ділянку трубопроводу ізолювати від діючих мереж
встановленням глухих фланців або заглушок; використання засувок
для цієї мети не дозволяється; - у подаючому і зворотному трубопроводах після наповнення
водою і спуску повітря з найвищої точки випробуваної ділянки
встановити пробний тиск, що дорівнює 1,25 робочого, але не нижче
ніж 1,6 МПа, і витримати ділянку при цьому тиску не менше ніж 5
хв., після чого знизити тиск до робочого. За робочого тиску
провести ретельних огляд трубопроводів по усій їх довжині. При значному перепаді тиску випробуваній дільниці значення
допустимого тиску у його нижній точці повинно бути погоджено з
проектною організацією для забезпечення міцності трубопроводів і
стійкості нерухомих опор. У протилежному разі випробування слід
провадити по окремих ділянках. 8.5.4.3. Під час випробування трубопроводів слід
застосовувати пружинні манометри класу точності не нижче ніж 1,5 з
діаметром корпуса не менше ніж 150 мм і шкалою на номінальний тиск
близько 3/4 вимірюваного. Манометри повинні бути запломбовані
організаціями Держстандарту України. Використання манометрів з
простроченими термінами перевірки не допускається. 8.5.4.4. Гідравлічне обпресування арматури слід провадити до
її встановлення на трубопроводі. Випробування поділяються на два основних види: - випробування на міцність і щільність металу; - випробування на негерметичність рухомих і нерухомих
з'єднань (сальникового улаштування запірних органів тощо). 8.5.4.5. Остаточне гідравлічне обпресування слід провадити
після закінчення будівельно-монтажних робіт, встановлення усього
обладняння теплових мереж (засувки, компенсатори тощо) і засипки
траншей, випробування пробного тиску, що дорівнює 1,25 робочого,
але не менше ніж 1,6 МПа. Усі секціонуючі засувки і засувки на
відгалуженнях випробуваної мережі повинні бути відкриті. Час
витримки трубопроводів та їх елементів під пробним тиском повинен
бути не менше ніж 5 хв. Результати випробувань вважаються задовільними, якщо під час
їх проведення не відбулося падіння тиску за манометром і не
виявлено ознак розриву, витікання в корпусах і сальниках арматури
або фланцевих з'єднаннях тощо. 8.5.4.6. При температурах зовнішнього повітря нижче ніж +1
град.C трубопроводи заповнюються водою, підігрітою до температури
50 - 60 град.C, а обпресування провадиться після зниження
температури води до 45 град.C. При виявленні дефектів, які потребують для усунення значного
часу, трубопроводів слід негайно спорожнити.
8.6. Пуск теплових мереж, теплових пунктів і систем
теплоспоживання 8.6.1. Загальні положення 8.6.1.1. На всі трубопроводи на підставі документації, яку
представляють заводи-виробники і монтажні організації, повинні
бути складені паспорти за встановленою формою. 8.6.1.2. До пуску в роботу всі трубопроводи, на які
поширюються правила Держнаглядохоронпраці України, залежно від їх
категорії повинні бути зареєстровані у місцевих органах державної
виконавчої влади і органами місцевого самоврядування. 8.6.1.3. Пуск теплових мереж провадиться пусковою бригадою на
чолі з відповідальним працівником - начальником пускової бригади. Пуск повинен провадитися за спеціальною програмою,
затвердженою головним інженером ПТКЕ, а для новозбудованих
магістральних мереж, які відходять безпосередньо від колекторів
ТЕЦ, програма повинна бути погоджена також з головним інженером
теплоенерго мережі. Перед пуском робоча програма повинна бути передана: - начальнику пускової бригади; - черговому диспетчеру ПТКЕ; - черговому інженеру джерела теплоти; - оператору експлуатаційного району. Програма пуску теплової мережі повинна включати: - комунікаційну схему водонагрівальної установки (джерела
тепла) і режим її роботи при пуску мережі; - оперативну схему теплової мережі під час пуску; - черговість і порядок пуску кожної окремої магістралі та її
відгалужень; - час наповнення кожної магістралі з урахуванням її об'єму і
швидкості заповнення; - розрахунковий статичний тиск кожної заповненої магістралі і
вплив цього тиску суміжні трубопроводи мережі; - склад пускової бригади, розстановку і обов'язки кожного
працівника під час кожного етапу пуску; - організацію і засоби зв'язку начальника пускової бригади з
черговим диспетчером ПТКЕ, оператором експлуатаційного району,
черговим інженером джерела тепла, працівниками пускової бригади, а
також між окремими членами бригади. 8.6.1.4. Усі дефекти трубопроводів, арматури, компенсаторів,
опор, дренажних і відкачувальних пристроїв, повітряних клапанів і
контрольно-вимірювальних приладів, а також люків, сходів і скоб,
виявлені в результаті ретельного огляду мережі, повинні бути
усунені до початку пуску. При виконанні цих вимог слід враховувати, що підтягування
болтів фланцевих з'єднань треба провадити при тиску в трубопроводі
не вище ніж 0,4 МПа. 8.6.2. Заповнення трубопроводів водою під час пуску водяної
теплової мережі 8.6.2.1. Усі трубопроводи теплової мережі незалежно від того,
перебувають вони в експлуатації чи в резерві, повинні бути
заповнені деаерованою водою. Спорожнення трубопроводів провадиться
тільки на час ремонту, після закінчення якого трубопроводи після
обпресування і промивання повинні бути негайно заповнені водою. 8.6.2.2. Незалежно від джерел водопостачання трубопроводи
теплових мереж слід заповнювати водою з температурою не вище ніж
70 град.C. Заповнення мережі водою, температура якої більша ніж 70
град.C, не допускається. Заповнення трубопроводів водою безпосередньо з баків
деаераторів атмосферного типу за відсутності охолоджувачів
підживлення слід провадити або після остигання у них води до 70
град.C, або шляхом підмішування до деаерованої води із поворотних
трубопроводів раніше заповнених мереж з таким розрахунком, щоб
загальна температура суміші була не вище 70 град.C. 8.6.2.3. Заповнювати трубопроводи слід під тиском, який не
перевищує статичний тиск тієї частини теплової мережі, що
заповнюється, більше ніж на 0,2 МПа. Швидкість заповнення теплової мережі повинна бути ув'язана з
продуктивністю джерела підживлення. 8.6.2.4. Наповнення водою основної магістралі теплопроводу
слід провадити у такій послідовності: - на дільниці трубопроводу, який заповнюється, закрити усі
дренажні пристрої і засувки на перемичках між подаючим і
поворотним трубопроводами, відключити всі відгалуження і
абонентські вводи, відкрити всі повітряні клапани заповнюваної
частини мережі і секціонуючі засувки, крім головних; - на поворотному трубопроводі ділянки, яка заповнюється,
відкрити байпас головної засувки, а потім засувку; провести
наповнення трубопроводу. На весь час наповнення міра відкривання засувок
установлюється постійною і змінюється тільки за вказівкою і з
дозволу диспетчера ПТКЕ: - в міру заповнення мережі і припинення витіснення повітря
повітряні клапани закрити; - після закінчення заповнення поворотної магістралі відкрити
кінцеву перемичку між подаючим і поворотним трубопроводами і
почати заповнення водою подаючої магістралі у тій самій
послідовності, як і поворотною; - наповнення теплопроводу вважати закінченим, коли вихід
повітря з усіх повітряних кранів припиниться і працівники, які
спостерігали за повітряним клапаном, повідомлять начальнику
пускової бригади про їх закриття; - після закінчення заповнення трубопроводів слід протягом 2 -
3 годин декілька разів відкривати повітряні крани, щоб
переконатися в остаточному видаленні повітря. Підживлювальні
насоси при цьому повинні бути в роботі для підтримання статичного
тиску заповненої мережі. 8.6.2.5. Заповнення розподільних і внутрішньоквартальних
мереж слід провадити після заповнення водою магістральних
трубопроводів, а відгалужень до абонентів - після заповнення
розподільних внутрішньоквартальних мереж. Заповнення внутрішньоквартальних мереж і відгалужень
провадити так само, як і основних магістралей. 8.6.2.6. Заповнення теплових мереж, на яких є насосні
(підкачувальні або зміщувальні) станції, слід провадити через
обвідні трубопроводи. 8.6.2.7. Встановлені на теплопроводах регулюючі клапани на
період заповнення повинні бути вручну відкриті й відключені від
вимірювально-керуючих пристроїв. 8.6.3. Встановлення циркуляційного режиму у водяній тепловій
мережі 8.6.3.1. Встановлення циркуляційного режиму у магістральних
теплопроводах треба здійснювати через кінцеві перемички при
відкритих секційних засувках і відключених відгалуження і системах
споживачів. 8.6.3.2. Включення водопідігрівальної установки джерела
тепла, якщо вона не працювала до пуску магістралі, яку включають,
провадять в момент встановлення циркуляційного режиму. 8.6.3.3. Встановлення циркуляційного режиму в мережі слід
провадити у такій послідовності: - відкрити засувки на вході і виході води з мережі біля
підігрівачів мережі (за наявності обводу підігрівачів відкрити
засувку на обводі, засувки біля підігрівачів у цьому разі
залишаються закритими); - відкрити засувку на всмоктувальних патрубках мережних
насосів (засувки на нагнітальних патрубках залишаються при цьому
повністю закритими); - включити один мережний насос; - плавне відкрити спочатку байпас засувки на нагнітальному
патрубку мережного насоса, а потім засувку і встановити
циркуляцію, після чого почати підігрівання води із швидкістю не
вище ніж 30 град.C/год.; - після встановлення циркуляційного режиму витрату
підживлення відрегулювати так, щоб тиск у зворотному колекторі
відповідав розрахунковому згідно з п'єзометричним графіком при
робочому режимі. 8.6.3.4. Встановлення циркуляційного режиму в магістралі, яку
включають під час роботи водопідігрівальної установки, слід
провадити почерговим і повільним відкриванням головних засувок, на
зворотному (в першу чергу) і подаючому трубопроводах; при цьому
треба стежити за манометрами, встановленими на подаючому і
зворотному колекторах і на зворотному трубопроводі магістралі, яку
включають, до засувки (за ходом води) для того, щоб коливання
тиску в зворотному і подаючому колекторах не перевищувало
встановлених ПТКЕ норм і тиск у поворотному трубопроводі
магістралі, яку пускають, не перевищував його розрахункового
значення. 8.6.3.5. Після встановлення циркуляційного режиму в
трубопроводах дільниць, на яких є регулятори тиску, підпору або
розсікання, треба налагодити ці регулятори так, щоб забезпечити
потрібний тиск для заповнення високорозташованих систем і не
допустити надмірного підвищення тиску в низькорозташованих
системах. 8.6.3.6. Встановлення циркуляційного режиму в розгалуженнях
від основної магістралі слід провадити через кінцеві перемички на
цих розгалуженнях почерговим і повільним відкриванням головних
засувок відведення спочатку на зворотному, а потім на подаючому
трубопроводах. 8.6.3.7. Встановлення циркуляційного режиму у розгалуженнях
до систем абонентів, обладнаних елеватором, слід здійснювати через
підсмоктувачі до елеваторів. При цьому системи опалення після елеватора і відгалуження до
систем вентиляції і гарячого водопостачання повинні бути повністю
відключені засувками. Організацію циркуляції у відгалуженнях до абонентських
систем, приєднаних без елеваторів або з насосами, слід провадити
через ці системи з включенням останніх у роботу. Засувки на теплових пунктах систем, які не підлягають
включенню, при встановленні циркуляційного режиму в мережі повинні
бути щільно закриті, а спускна арматура після них повинна
перебувати у відкритому стані, щоб уникнути заповнення водою і
піднімання тиску у цих системах. 8.6.3.8. Під час пуску насосів на насосних станціях потрібно: - відкрити засувки, які відключають насосну від мережі; - відкрити засувку на боці всмоктування насоса і закрити
засувку на його нагнітальному патрубку; - включити електродвигун; - плавно відкрити засувки на нагнітальному патрубку насоса, з
за наявності байпаса біля засувки - відкрити спочатку байпас,
потім засувку; - закрити засувку на обвідному трубопроводі, через яку
відбувалося заповнення мережі; - включити потрібну кількість насосів для досягнення заданого
гідравлічного режиму; - встановити резервний насос у положення автоматичного
включення резерву (АВР); - провести налагоджування встановлених регуляторів тиску і
захисту. 8.6.4. Пуск водяних мереж у зимовий період 8.6.4.1. Для пуску теплових мереж при низьких температурах
зовнішнього повітря після аварійної зупинки і ремонту чи при пуску
новозбудованої магістралі слід в подаючий і зворотний трубопроводи
заповнюваної мережі при діаметрі труб 300 мм і більше влаштувати
додаткові спускні пристрої на відстані не більше 400 мм один від
одного; скидання дренованої води треба винести за межі камер. 8.6.4.2. Заповнення трубопроводів провадити водою з
температурою 50 - 60 град.C по окремих, розділених секціонуючими
засувками, ділянках одночасно по подаючому і зворотному
трубопроводах. У разі обмеженої подачі підживлюваної води спочатку
слід заповнювати зворотний трубопровід, а потім через перемичку
перед секціонуючими засувками у кінці ділянки - подаючий
трубопровід. 8.6.4.3. Заповнення і встановлення циркуляційного режиму у
тепловій мережі за непрацюючої водопідігрівальної установки слід
провадити у такій послідовності: - під час заповнення трубопроводів усю дренажну і повітряну
арматуру, а також засувки на перемичці між подаючим і зворотним
трубопроводами перед секціонуючими засувками слід відкрити:
повітряні клапани закрити після припинення виходу через них
повітря, а спускні пристрої - після того, як температура дренуючої
води перевищити 30 град.C; - після заповнення трубопроводів головної секціонуючої
ділянки включити мережний насос і повільним відкриванням засувки
на нагнітальному патрубку насоса створити циркуляцію на цій
ділянці через перемичку перед секціонуючими засувками; - заповнення наступних секціонованих ділянок і встановлення у
них циркуляційного режиму слід провадити з дотриманням вимог
п. 8.8.4.2 шляхом відкриття байпасів біля секціонуючих засувок між
діючою ділянкою і тими, що заповнюються. Заповнення треба
провадити при відкритій засувці на перемичці між падаючим і
поворотним трубопроводами. Підживлюючий пристрій повинен увесь час
поповнювати спад води з головної ділянки; - після заповнення і створення циркуляції у магістральних
трубопроводах слід провадити заповнення розподільних мереж з
дотриманням указаних вимог. Відгалуження, які мають велику
довжину, треба заповнювати по окремих секціонованих ділянках;
заповнення кожної наступної ділянки провадиться після створення
циркуляції у попередній; - відгалуження до споживачів слід заповнювати після
заповнення усіх магістральних і розподільних мереж, при цьому
циркуляція створюється через підсмоктувачі до елеваторів при
від'єднаних системах. Безелеваторні системи або системи з насосним
приєднанням треба заповнювати спільно з тепловим пунктом, при
цьому циркуляція створюється через систему теплоспоживання; - після заповнення усієї мережі і створення у ній циркуляції
всі засувки на перемичках між подаючим і поворотним трубопроводами
біля секціонуючих засувок слід повністю закрити. 8.6.4.4. Заповнення і встановлення циркуляційного режиму в
тепловій мережі при працюючій водопідігрівальній установці слід
провадити з дотриманням вимог п. 8.6.4.3 у такій послідовності: - воду подати через байпас головної засувки у зворотний
трубопровід і через перемичку після головних засувок - у подаючий
трубопровід; при цьому головну засувку з байпасом на подаючому
трубопроводі щільно закрити; - після закінчення заповнення трубопроводів секціонованої
ділянки закрити засувки на перемичці за головними засувками, через
яку заповнювався подаючий трубопровід; - повільним відкриванням байпаса біля головної засувки на
подаючому трубопроводі встановити циркуляційний режим на
секціонованій ділянці. 8.6.4.5. При виникненні неполадок під час наповнення і
необхідності спорожнення трубопроводу треба відкрити всі спускні
пристрої і повітряні клапани, щоб не залишилося води в жодній
зниженій точці. 8.6.5. Перевірка готовності і включення теплових пунктів і
систем теплоспоживання 8.6.5.1. Абонент зобов'язаний виконати ремонт, промивання,
обпресування теплових пунктів і систем теплосложивання, після чого
пред'явити їх району ПТКЕ для одержання дозволу на включення. Заповнення мережною водою і включення систем, не оглянутих
або не допущених до експлуатації районом ПТКЕ, не дозволяється. 8.6.5.2. Промивання систем слід провадити в міру
необхідності, але не рідше: - у закритих системах теплопостачання - 1 разу на 4 роки; - у відкритих системах теплопостачання - 1 разу на 2 роки. Після капітального ремонту системи теплоспоживання слід
промивати незалежно від давності останнього промивання. Промивання провадити гідропневматичним способом, тобто водою
із стисненим повітрям. Під час промивання системи тільки водою її швидкість повинна
у 3 - 5 разів перевищувати експлуатаційну. 8.6.5.3. Під час перепускового огляду теплових пунктів і
систем теплоспоживання представник ПТКЕ повинен перевірити: - виконання плану ремонтних робіт, погодженого з ПТКЕ, а
також якістю виконаних робіт; для установок, які приймаються в
експлуатацію вперше після монтажу, треба перевірити відповідність
виконаних робіт проекту, погодженому з ПТКЕ; - стан камер і прохідних каналів теплопроводів, які належать
абоненту; - стан приміщень центрального теплового пункту і теплових
пунктів в окремих будівлях, стан трубопроводів, розташованих у
теплових пунктах, арматури і теплової ізоляції; - наявність і відповідність розрахунку дросельних пристроїв; - наявність і стан контрольно-вимірювальної апаратури і
автоматичних пристроїв; - наявність паспорта і стан вивішених схем та інструкцій для
обслуговуючого персоналу та відповідність їх фактичному стану
обладнання; - наявність і стан теплової ізоляції на розвідних
трубопроводах місцевої системи; - відсутність у системі не передбачених угодою водорозбірних
кранів; - відсутність прямих з'єднань обладнання теплових пунктів
споживачів з водопроводом і каналізацією; - щільність обладнання теплових пунктів і систем
теплоспоживання. 8.6.5.4. До пуску в експлуатацію обладнання теплового пункту
опалювальні системи слід піддавати гідравлічному обпресуванню, а
саме: - елеваторні вузли, калорифери і водопідігрівачі гарячого
водопостачання і опалення тиском 1,25 робочого, або не нижче ніж 1
МПа; - системи опалення з чавунними опалювальними приладами тиском
1,25 робочого, але не нижче ніж 0,6 МПа; - системи панельного опалення 1 МПа; - системи гарячого водопостачання на робочий тиск плюс 0,5
МПа, але не більше ніж 1 МПа. Гідравлічне обпресування теплового пункту і систем
теплоспоживання слід провадити за позитивних температур
зовнішнього повітря. При температурі зовнішнього повітря нижче ніж 0 град.C
перевірку щільності можна провадити тільки у виняткових випадках. 8.6.5.5. Парові системи опалення з робочим тиском до 0,07 МПа
слід випробовувати тиском, що дорівнює 0,25 МПа у нижній точці
системи, системи з робочим тиском більше ніж 0,07 МПа - тиском, що
дорівнює робочому тиску плюс 0,1 МПа, але не менше ніж 0,3 МПа у
верхній точці системи. 8.6.5.6. Системи вважаються такими, що витримали
випробування, якщо під час їх проведення: - не виявлено витікання з нагрівальних приладів,
трубопроводів, арматури та іншого обладнання; - під час обпресування водних і парових систем
теплоспоживання протягом 5 хв. падіння тиску не перевищило 0,02
МПа; - під час обпресування систем панельного опалення падіння
тиску протягом 15 хв. не перевищило 0,01 МПа; - під час обпресування систем гарячого водопостачання падіння
тиску протягом 10 хв. не перевищило 0,5 МПа. 8.6.5.7. Результати обпресування, а також усі дефекти,
виявлені під час огляду систем, та інші зауваження представника
ПТКЕ слід занести в оперативний журнал теплового пункту і в акт
про готовність теплового пункту і систем теплосложивання до
опалювального сезону, що є документом на включення систем. Акт
підписують представники ПТКЕ і абонента. Якщо результати обпресування не відповідають вказаним у
п. 8.6.5.6 умовам, абонент зобов'язаний виявити й усунути
витікання; після чого системи підлягають повторній перевірці на
герметичність. 8.6.5.8. До включення в експлуатацію системи теплоспоживання
повинні бути повністю спорожнені від водопровідної води, якою
провадилося обпресування, і заповнені мережною водою. Включення систем теплоспоживання в мережу без заміни
водопровідної води, яка є в ній, мережною не допускається. Контроль за якістю води, що міститься в системах
теплоспоживання, провадиться шляхом хімічного аналізу. 8.6.5.9. Включення систем теплоспоживання слід провадити за
заздалегідь розробленим графіком. При наявності декількох магістральних теплопроводів, які
живляться від спільного тепла, включення систем теплоспоживання по
кожній магістралі провадиться незалежно одна від одної за спільною
програмою пуску; при визначенні кількості одночасно заповнюваних
систем слід враховувати продуктивність водопідготовчої установки і
підживлювального пристрою джерела тепла. 8.6.5.10. До заповнення мережною водою раніше не заповнених
систем і до їх включення приступають негайно після створення
початкової циркуляції в мережі, не чекаючи підвищення температури
води до норми. 8.6.5.11. Заповнення систем теплоспоживання провадиться
працівниками абонента згідно з місцевою інструкцією щодо
обслуговування теплових пунктів. 8.6.5.12. Водоміри, встановлені на поворотних трубопроводах
теплових пунктів, на час заповнення системи треба замінити
вставками (катушками). Наповнювати системи через водоміри забороняється. 8.6.5.13. Включення системи теплоспоживання, приєднаних до
ділянок теплової мережі, на яких встановлено автоматичні
регулятори тиску, підпору й розсікання, слід провадити після
налагодження цих регуляторів на потрібні параметри. 8.6.5.14. На теплових пунктах, обладнаних авторегуляторами,
треба до створення циркуляції в системі теплоспоживання відкрити
крани на з'єднувальних (імпульсних) лініях регуляторів і тим самим
включити їх у роботу. При створенні циркуляції ці регулятори слід
настроювати на підтримання розрахункових параметрів у системі
теплоспоживання. 8.6.5.15. Під час включення абонентських систем на
водопідігрівальній установці джерела тепла треба підтримувати
заданий тиск у подаючому і поворотному колекторах за допомогою
засувок на нагнітальних патрубках мережних насосів і
підживлювального пристрою. 8.6.5.16. Після того, як витрата води через включені системи
теплоспоживання досягне потрібного мінімуму для сталої роботи
мережного насоса і для підтримання потрібного надлишкового тиску
на всій довжині поворотного трубопроводу, кінцеві перемички, через
які здійснювалася циркуляція води і мережі до включення
абонентських систем, повинні бути щільно закриті. 8.6.5.17. Під час включення систем теплоспоживання треба
стежити, щоб надлишковий тиск у поворотному трубопроводі
перевищував їхній статичний тиск на 0,05 МПа. 8.6.5.18. При значних відхиленнях передбачуваного напору від
розрахункового треба встановити причини цієї невідповідності до їх
усунення. 8.6.6. Організація пуску парових теплових мереж 8.6.6.1. Пуск парових мереж складається з таких основних
етапів: - прогрівання й продування паропроводів; - заповнення і промивання конденсатопроводів; - підключення систем теплоспоживання до парової мережі. 8.6.6.2. Пускова бригада призначається напередодні
прогрівання паропроводу. Склад бригади визначається з умови
чергування двох слюсарів біля кожного дренажного пристрою
паропроводу, що прогрівається. При розміщенні паропроводу у
проглядуваних місцях допускається чергування двох слюсарів на
кожні 2 - 3 дренажних пристрої; при цьому відстань між крайніми
дренажними пристроями, які обслуговують два слюсарі, не повинна
перевищувати 100 м. Для зв'язку між керівником і членами пускової бригади до
складу останньої включається зв'язківець. Під час пуску
паропроводів довжиною більше ніж 1 км зв'язківець повинен
забезпечуватися автотранспортом. 8.6.6.3. Якщо частина паропроводу, що пускається, належить
абоненту, пуск такої ділянки провадиться пусковою бригадою
абонента з дозволу начальника пускової бригади району ПТКЕ, якому
начальник пускової бригади абонента підпорядкований оперативно. 8.6.6.4. Відповідно до загальної інструкції з пуску слід
складати спеціальні місцеві інструкції на пуск кожного паропроводу
із зазначенням швидкості його прогрівання залежно від довжини
ділянки, його профілю й міри сухості пари, послідовності й порядку
проведення окремих операцій з урахуванням місцевих умов. Місцеві пускові інструкції повинен затверджувати головний
інженер ПТКЕ. 8.6.7. Прогрівання й продування паропроводів 8.6.7.1. Під час пуску розгалуженого паропроводу значної
довжини спочатку треба прогріти основну магістраль, а потім по
черзі розгалуження від неї. Невеликі малорозгалужені паропроводи
можна прогрівати у цілому по всій мережі одночасно. 8.6.7.2. До початку прогрівання магістрального паропроводу
слід щільно закривати головну засувку на вході з джерела тепла, а
також засувки на всіх розгалуженнях від магістралі й теплових
пунктів абонентів. Під час одночасного прогрівання магістралі та її розгалуження
засувки на всіх розгалуженнях, що прогріваються, слід повністю
відкрити. Перед прогріванням паропроводу треба повністю відкрити усі
дренажні пристрої ділянки, що прогріваються, які одночасно
використовуються і для випуску повітря. Прогрівання паропроводів можливе тільки після того, коли вся
вода, що накопичилась у ньому, буде дренована. Особливо треба стежити за тим, щоб вода не залишалася біля
нижніх точок заломів паропроводу. За відкритими дренажними пристроями ліній, що прогріваються,
повинен бути встановлений постійний нагляд. 8.6.7.3. Прогрівання магістрального трубопроводу провадиться
через байпас головної засувки. Відкриває байпас працівник джерела
тепла, який діє за вказівками і під наглядом начальники пускової
бригади. Міра відкривання встановлюється начальником пускової
бригади, змінити її можна тільки після його розпорядження або при
виникненні гідравлічних ударів. За відсутності байпасів на головній засувці подача пари до
паропроводу провадиться невеликим відкриванням самої засувки. При
виникненні гідравлічних ударів подачу пари слід негайно скоротити,
а при частих і сильних ударах - повністю припинити аж до повного
видалення з ділянки паропроводу, що прогрівається, конденсату,
який накопичився у ньому. Швидкість прогрівання регулюється за ознаками появи легких
гідравлічних ударів. Швидкість підігрівання паропроводів слід
вибирати також із умови запобігання можливості сповзання труб з
рухомих опор. 8.6.7.4. На ділянках, доступних для огляду, слід вести нагляд
за положенням паропроводу, що прогрівається, стосовно опор. У
необхідних випадках слід передбачувати встановлення спеціальних
обмежувачів бічних переміщень труб. 8.6.7.5. Якщо під час прогрівання паропроводу виявляється
засмічення дренажного штуцера, його слід продути швидким
закриванням і відкриванням запірної арматури з одночасним легким
постукуванням по штуцеру і корпусу запірної арматури дерев'яним
молотком. Якщо неможливо усунути засмічення шляхом продування, слід
припинити прогрівання, скинути повністю тиск, зняти і прочистити
запірну арматуру або штуцер. 8.6.7.6. В міру прогрівання паропроводу і появи з дренажів
сухої пари без домішку води пускові дренажі слід закрити.
Прогрівання паропроводу вважається закінченим після появи сухої
пари у нижчій точці мережі і в останньому по ходу пари дренажі. 8.6.7.7. Після закінчення прогрівання магістрального
паропроводу і ліквідації виявлених дефектів слід по черзі прогріти
відгалуження до абонента. Послідовність прогрівання відгалужень
подібна до послідовності прогрівання основної магістралі. 8.6.7.8. Прогрітий паропровід ставиться під робочий тиск пари
внаслідок повного відкривання запірної арматури на магістралі чи
розгалуженні. Після підвищення тиску всі паропроводи треба знову оглянути,
а виявлені в них місця паріння і дефекти ліквідувати. Після пуску
паропроводу треба перевірити затяжку болтів фланцевих з'єднань. 8.6.7.9. Перед приєднанням споживачів паропроводи, які
включаються в експлуатацію вперше після монтажу чи капітального
ремонту, слід продути для видалення піску окалини і сторонніх
предметів. Продування провадиться через спеціально встановлені в
кінцевій частині паропроводу (і його відгалужень) засувки
внаслідок повного відкривання їх на вихлоп пари в атмосферу. 8.6.8. Заповнення і промивання конденсатопроводів 8.6.8.1. Заповнювати конденсатопроводи для промивання можна
водою з технічного водопроводу, циркуляційних водопроводів
охолодження конденсаторів, з водяних теплових мереж або
підживлювальної лінії, а також непридатним для використання
конденсатом із систем споживачів. Продування конденсатопроводів
парою не допускається. 8.6.8.2. Промивання конденсатопроводів, так само як і
промивання водяних теплових мереж, слід провадити
гідропневматичним способом до повного освітлення дренованої води.
Температура води, яка використовується для промивання, повинна
бути не вище ніж 45 град.C. 8.6.8.3. Після промивання конденсатопроводи слід повністю
звільнити від промивальної води і заповнювати конденсатом або
зм'якшувальною деаерованою водою. Після заповнення конденсатопроводу конденсатом або
зм'якшувальною деаерованою водою слід цією водою провести
контрольне промивання, під час якого хімічними аналізами
перевіряють якість вихідної та скидувальної води. Контрольне промивання триває доти, доки якість скидуваної
води буде задовольняти установлені вимоги. 8.6.9. Пуск систем теплоспоживання парової мережі 8.6.9.1. До підключення до теплової мережі системи
теплоспоживання слід промити гідропневматичним способом і воду з
них спустити, після треба продути парою згідно з вимогами
п. 8.3.7.9. 8.6.9.2. Підключення системи до парової мережі слід провадити
планами відкриванням засувки (вентиля) на тепловому пункті при
відкритих продувальних кранах біля теплоприймачів системи. У міру прогрівання паропроводів і появи сухої пари дренажі
закриваються. Після закриття останнього дренажа засувка (вентиль)
на тепловому пункті відкривається повністю і обладнання теплового
пункту становиться під повний робочий тиск. Далі включаються
нормальні дренажі через конденсаційні горшки і
конденсатовідвідники. 8.6.9.3. Регулювання тиску парової системи повинно
провадитися таким чином, щоб при розрахунковій витраті пари увесь
надлишковий тиск гасився на теплових пунктах абонентів, і вихідні
засувки на ТЕЦ і відгалуженнях мережі були повністю відкриті. Надлишковий тиск на теплових пунктах слід гасити за допомогою
редукційних установок (РОУ). Постійне регулювання тиску пари запірною арматурою не
допускається.
8.7. Технічне обслуговування зовнішніх теплопроводів 8.7.1. Загальні положення щодо експлуатації будівельних
конструкцій, теплопроводів і арматури 8.7.1.1. Під час поточної експлуатації необхідно: - підтримувати у справному стані все обладнання, будівельні
та інші конструкції теплових мереж, проводячи їх своєчасний огляд
та профілактичний ремонт; - стежити за роботою компенсаторів, опор, арматури, дренажів,
контрольно-вимірювальної апаратури та інших елементів обладнання,
своєчасно усуваючи усі помічені дефекти і нещільності; - усувати надлишкові втрати тепла внаслідок своєчасного
відключення непрацюючих ділянок мережі, видалення води, що
накопичується у каналах і камерах, ліквідації проникнення
грунтових вод у камери і канали, своєчасного виявлення і
відновлення зруйнованої ізоляції; - видаляти своєчасно повітря з теплопроводів через повітряні
клапани, не допускати присмоктування повітря у мережі, підтримуючи
постійно потрібний надлишковий тиск в усіх точках мережі і
системах споживачів; - підтримувати чистоту в камерах і прохідних каналах, не
допускати перебування в них сторонніх осіб; - вживати заходів щодо попередження, локалізації та
ліквідації неполадок і аварій в мережі. 8.7.1.2. Обслуговування і планово-попереджувальний ремонт
усього обладнання на закріплених ділянках здійснюється
відповідними службами ПТКЕ. Графік обходу повинен передбачати здійснення контролю за
станом обладнання. Частота огляду обладнання установлюється
головним інженером ПТКЕ залежно від типу обладнання та його стану,
але не рідше ніж один раз на місяць. Теплові камери слід оглядати
не рідше ніж один раз на місяць; камери з дренажними насосами - не
рідше ніж два рази на тиждень. Результати огляду заносяться до
журналу огляду і обходу теплових мереж. 8.7.1.3. Під час виконання робіт всередині підземних споруд і
резервуарів слід керуватися п. 2.8 Правил з техніки безпеки під
час експлуатації тепломеханічного обладнання електростанцій і
теплових мереж. 8.7.1.4. Відомості про всі дефекти, які не можна усунути без
відключення теплопроводів, але які не становлять безпосередньої
небезпеки з точки зору надійності експлуатації, слід занести до
журналу обліку, обходу і огляду теплових мереж для ліквідації їх
під час найближчої зупинки теплопроводу або під час ремонту.
Дефекти, які можуть викликати аварію в теплових мережах, слід
усувати негайно. 8.7.1.5. При виході на трасу відповідальний працівник повинен
дізнатися у оператора експлуатаційного району ПТКЕ про те, які
ділянки магістралі перебувають у роботі, в резерві або ремонті, а
також про всі зміни режиму роботи обслуговуючої ним дільниці, які
відбулися з моменту останнього його обходу. 8.7.1.6. Під час обходу теплотрас і огляду підземних камер
слюсарі повинні мати набір необхідних інструментів і пристроїв. Запасні пристрої, інструменти і обладнання повинні бути у
черговому приміщенні експлуатаційного району. Перелік пристроїв, інструменту і обладнання наводиться у
Типовому проекті організації праці в районі експлуатації теплових
мереж. 8.7.1.7. Періодично, у строки, встановлені головним інженером
ПТКЕ, слід перевіряти камери на загазованість. 8.7.1.8. Всі теплові мережі, які знаходяться в експлуатації,
незалежно від їх балансової належності, терміну експлуатації
повинні періодично піддаватися обстеженням з метою оцінки їх
технічного стану та прийняття обгрунтованих заходів по
забезпеченню надійності та безпечності при подальшій експлуатації
(консервації) відповідно до Правил обстежень, оцінки технічного
стану, паспортизації та проведення планово-попереджувальних
ремонтів теплових мереж і споруд до них. Паспорт технічного стану теплової мережі наведено у додатку
15. 8.7.2. Обслуговування мереж 8.7.2.1. Для захисту теплопроводів від затоплення зливовими і
талими водами слід постійно стежити за плануванням і станом
поверхні землі по всій трасі теплової мережі. Під час планування траси теплопроводів, а також під час
відновлення і створення нових зовнішніх покривів слід забезпечити
безперервне відведення води від траси теплових мереж. Щорічно після закінчення опалювального періоду трубопроводи
попутного дренажу треба прочищати. Оглядові колодязі систем попутних дренажів підлягають огляду
і очищенню від напливів не рідше ніж 1 раз на квартал. 8.7.2.2. Вода, яка скупчується в камерах теплової мережі,
повинна безперервно або періодично видалятися за допомогою
стаціонарних чи пересувних засобів. 8.7.2.3. Під час експлуатації парових мереж теплопроводи слід
особливо ретельно захищати від проникнення вологи, оскільки
охолодження паропроводу, викликане його затопленням або
зволоженням теплової ізоляції, може привести до гідравлічних
ударів внаслідок інтенсивної конденсації пари у паропроводі. 8.7.2.4. Для зниження теплових втрат зовнішніми
теплопроводами слід боротися з витіканням мережної води і
регулярно провадити ремонт і відновлення ізоляційних конструкцій. Експлуатація доступних для обслуговування ділянок
теплопроводу і арматури без теплової ізоляції або з пошкодженою
ізоляцією не допускається. 8.7.2.5. Для контролю гідравлічного і теплового режимів у
мережі потрібно під час планового обходу перевіряти тиск і
температуру у вузлових точках мережі за встановленими у цих точках
манометрами і термометрами. Покази приладів треба заносити до
рапорту обходу. 8.7.2.6. Якщо витрати напору на дільниці теплопроводу
перевищують розрахункові значення, слід вжити заходів щодо
виявлення причин і намітити заходи щодо їх усунення. 8.7.2.7. Випуск повітря з верхніх точок теплопроводу слід
провадити під час планового обходу мережі незалежно від контролю
гідравлічного режиму. 8.7.2.8. Витікання води з водяних теплових мереж слід
визначати згідно з вказівками ПТКЕ. Фактичне середньогодинне витікання теплоносія за звітний
період визначається шляхом ділення усієї кількості підживлюваної
води, поданої до мережі за звітний період із усіх джерел (за
вирахуванням витрати води, затраченої на первинне пускове
заповнення системи теплопостачання) на число годин у звітному
періоді, протягом яких дана система перебувала у заповненому
стані. 8.7.2.9. Кількість підживлюваної води, що витрачається на
пускове заповнення мереж і абонентних систем, на кожний
опалювальний сезон установлюється така, що дорівнює їх
півтораразовому об'єму. Ця кількість належить до виробничих витрат
на експлуатацію мереж і у витікання не включається. За потреби
повторного заповнення мереж і абонентських систем з вини споживача
вартість хімічного очищення води і затрати на її підігрівання й
перекачування оплачується споживачем. Фактичну витрату води, затрачену на пускове заповнення
системи теплопостачання, слід визначати за показами витратоміра на
підживлювальному трубопроводі. 8.7.2.10. Під час витікання теплоносія, яке перевищує
встановлені норми, слід вжити термінових заходів щодо виявлення
місця витікання та усунення нещільностей. Підвищене витікання води визначається за витратою
підживлення, причому для теплових мереж, які працюють за закритою
схемою, - за абсолютною витратою підживлювальної води, а за
безпосереднього водорозбору - за відносною витратою
підживлювальної води, тобто за підвищеною добавкою, не властивою
добовому графіку споживання у нормальних умовах. 8.7.2.11. Підвищене витікання пари встановлюється за різким
збільшенням її витрати, не властивої нормальному режиму
експлуатації, а також за вибиванням пари безпосередньо у місці
пошкодження. 8.7.2.12. Для виявлення причин і місця витікання теплоносія у
водяній тепловій мережі треба: - встановити наявність і витрату витікання при підтриманні
постійного температурного режиму (переконатися, що підвищене
підживлення не визначається зниженням температури, а отже, і
зменшенням об'єму мережної води); - негайно приступити до зовнішнього огляду траси
теплопроводів, камер, арматури та інших елементів мережі;
зовнішній огляд провадить черговий персонал мережі, а в денну
зміну також слюсарі теплових мереж, послідовність обходу
встановлює начальник експлуатаційного району; при розгалужених
мережах значної протяжності для того, щоб прискорити виявлення
пошкодження, використовують автотранспорт; одночасно з обходом
мережі оператор району дає вказівки черговим абонентів про огляд
своїм персоналом належних йому зовнішніх мереж і місцевих систем
теплоспоживання. 8.7.2.13. Слід перевіряти герметичність мережних підігрівачів
шляхом почергового їх відключення, а також хімічним аналізом
наявність перетікання сирої води до хімічно очищеної. 8.7.2.14. Одночасно з обходом мережі слід перевірити
щільність окремих магістралей внаслідок послідовного відключення
їх від колекторів джерела тепла і спостереження за змінами при
цьому тиску в мережі і кількості підживлення; послідовність
відключення магістралей повинна бути передбачена спеціальною
місцевою інструкцією щодо виявлення аварій, затвердженою головним
інженером ПТКЕ. При провадженні відключень особливу увагу слід звернути на
щільність засувок, які відключаються, пропуски яких можуть
перекрутити результати перевірки. Після виявлення (методом відключення) магістралі з
підвищенням витікання і за відсутності даних зовнішнього огляду
про місце витікання слід проступити до почергового відключення
окремих ділянок пошкоджень магістралі, а також відгалужень від неї
і систем теплоспоживання. 8.7.3. Обслуговування арматури, компенсаторів і
контрольно-вимірювальних приладів 8.7.3.1. Усі засувки і вентилі, встановлені на теплопроводах,
повинні мати порядкові номери, які відповідають нумерації їх на
оперативній схемі теплової мережі. Номери повинні бути нанесені олійною фарбою на спеціальні
металеві пластинки, що прикріплюються до арматури, або на видному
місці корпуса арматури. Засувки і вентилі повинні мати покажчики напрямку відкривання
і закривання. 8.7.3.2. Уся запірна арматура, встановлена у тепловій мережі,
повинна утримуватися в стані, що забезпечує її вільне (без зусиль)
відкривання й щільне закривання, відсутність паріння й витікання
через фланцеві з'єднання і сальники. 8.7.3.3. Для забезпечення вільного відкривання й закривання
запірної арматури слід періодично, не рідше ніж один раз на
місяць, змащувати штоки засувок (вентилів), перевіряти затяжку
сальникових ущільнень і відсутність прикипання ущільнювальних
поверхонь до корпусу засувки. 8.7.3.4. Якщо засувки обладнано електроприводами, то перед
відкриванням чи закриванням кожної такої засувки слід
переконатися: - у вільному переміщенні штока при розчепленому
електродвигуні; - у правильному напрямку обертання розчепленого
електродвигуна при натисненні відповідної пускової кнопки
керування; - у зупинці електродвигуна при натисненні кнопки "Стоп". 8.7.3.5. Для збереження щільності запірної арматури під час
тривалої експлуатації всі засувки і вентилі, встановлені у мережі,
повинні бути повністю відкриті або закриті. Регулювання витрати
теплоносія секціонуючими засувками, а також засувками і вентилями
на відгалуженнях до споживачів не допускається. 8.7.3.6. При появі витікання або паріння у сальниках запірної
арматури слід провести рівномірну затяжку сальникової втулки, а
при повній затяжці її слід доповнити або замінити набивку
сальника. 8.7.3.7. Зовнішня поверхня запірної арматури повинна бути
чистою, а різба болтів змащена маслом з графітом. Під час обходу мережі треба періодично перевіряти затяжку
болтів усіх фланцевих з'єднань, її слід провадити при тиску в
трубопроводі не вищому ніж 0,4 МПа. 8.7.3.8. Затяжку сальника компенсатора слід провадити без
особливих зусиль і тільки до моменту припинення витікання. Рухома частина стакана сальникового компенсатора повинна бути
постійно змащена маслом з графітом. Змащення слід провадити не
рідше ніж один раз на місяць. 8.7.3.9. Під час обходу мережі треба перевірити стан
дренажних і повітряних кранів і вентилів, усуваючи нещільності та
їх забруднення. 8.7.3.10. Під час експлуатації теплових мереж треба стежити
за станом установлених на трасі манометрів, термометрів та інших
контрольно-вимірювальних приладів, перевіряючи періодичну
правильність їх показів по контрольних приладах. Несправні прилади
треба замінювати. Усі контрольно-вимірювальні прилади повинні мати
діюче клеймо чи свідоцтво про перевірку. Обслуговує самопишучі й реєструючі прилади, встановлені на
теплопроводах, слюсар-приладист. 8.7.3.11. Гільзи для термометрів повинні бути чистими і
постійно залитими машинним маслом. Рівень масла у гільзі повинен
забезпечувати затоплення усього балончика термометра. 8.7.4. Обслуговування насосних станцій 8.7.4.1. Обслуговування насосних станцій і
планово-попереджувальний ремонт повинні виконувати кваліфікований
слюсар-машиніст і електромонтер, які мають III групу кваліфікації,
добре знають обладнання, схему, режим роботи насосної, склали
екзамен на знання ПТЕ, ПТБ при обслуговуванні теплових мереж і при
експлуатації електроустановок до 1000 В і допущені до самостійної
роботи. 8.7.4.2. Щорічно перед початком опалювального періоду всі
насосні станції слід піддати комплексному випробуванню для
визначення якості ремонту, безаварійності роботи і взаємодії
усього тепломеханічного і електротехнічного обладнання, засобів
контролю, автоматики, телемеханіки і захисту, і встановлення міри
готовності насосних станцій до опалювального періоду. 8.7.4.3. Поточний ремонт обладнання автоматизованих насосних
станцій слід провадити щоденно (1 раз на зміну), перевіряючи
навантаження електрообладнання, температури підшипників, наявність
змащення, стан сальників, дію системи охолодження, наявність
діаграмних стрічок у реєструючих приладах. Виявлені несправності
повинна усувати бригада слюсарів або електромонтерів за нарядом чи
письмовим розпорядженням начальника. Не рідше ніж один раз на місяць насосну зобов'язаний
перевірити начальник служби електрогосподарства (району) і майстри
з електрообладнання, тепломеханічного обладнання, по приладах
теплового контролю, автоматики і телемеханіки. 8.7.4.4. На неавтоматизованих насосних повинно бути
організоване цілодобове чергування слюсаря-машиніста. Черговий слюсар-машиніст підпорядковується майстру району, а
оперативно - черговому диспетчеру ПТКЕ. 8.7.4.5. У кожній насосній повинні бути вивішені детальна
схема всього обладнання та інструкція, складена стосовно до
встановленого обладнання і призначення насосної. На всьому обладнанні насосної повинні бути чітко видні номери
згідно зі схемою та місцевою інструкцією. 8.7.4.6. Черговість переключень насосів з резерву в роботу
визначається графіком, затвердженим начальником експлуатаційного
району. 8.7.4.7. Під час огляду насосної установки перед запуском
слід перевірити: - наявність нормального змащення підшипників насосів і
електродвигунів, а також редукторів електропривідних засувок; - надійність зчеплення з'єднувальних муфт насоса і
електродвигуна; - міцність кріплення захисного кожуха над з'єднувальними
муфтами; - систему охолодження підшипників; - положення автоматів і рубильників на розподільному щиті,
положення контакторів включення насосів, положення ключів на
панелі керування насосами і засувками; - проходження сигналу по каналах зв'язку телекерування,
телесигналізації й телеметрії. 8.7.4.8. Під час пуску насосної установки слід дотримуватись
такої послідовності пускових операцій: - закрити засувку на нагнітальному трубопроводі й відкрити
засувку на всмоктувальному трубопроводі; - включити електродвигун; - переконавшись у правильності напрямку обертання
електродвигуна, відкрити засувку на нагнітальному патрубку насоса. 8.7.4.9. У разі вібрації валу насоса і електродвигуна слід
перевірити затяжку фундаментальних болтів, а за їх достатньої
затяжки - центрування валів насоса і електродвигуна. 8.7.4.10. На кожній насосній станції повинен бути оперативний
журнал, у який черговий персонал записує усі розпорядження
диспетчерської служби ПТКЕ і робить відмітки про всі переключення,
пуск і зупинки насосів, а також записи про приймання і здачу
чергування. Крім того, черговий по насосній повинен вести добову
відомість, куди записує покази контрольно-вимірювальних приладів.
Перелік показів приладів, які підлягають занесенню до відомості,
встановлює головний інженер ПТКЕ. 8.7.4.11. Під час кожного відвідування як автоматизованих,
так і неавтоматизованих насосних особи з чергового,
експлуатаційного чи керівного персоналу ПТКЕ повинні зробити
записи в оперативному журналі про час відвідування, стан
обладнання, режим його роботи, покази приладів та про пророблену
роботу на насосній станції із зазначенням посади і прізвища. 8.7.4.12. У дренажних насосних за графіком, затвердженим
головним інженером ПТКЕ, слід перевірити вплив регулятора рівня на
автоматичне включення насосів. Під час кожного обходу слід забезпечити поперемінне включення
насосів. 8.7.5. Обслуговування баків-акумуляторів 8.7.5.1. Експлуатацію баків-акумуляторів слід провадити
згідно з вказівками Правил технічної експлуатації електричних
станцій і мереж і Протиаварійним циркуляром N Ц-08-82 (Т) "Про
запобігання раптовим руйнуванням металевих баків-акумуляторів
гарячої води". 8.7.5.2. Баки-акумулятори повинні бути обладнані: - переливною трубою на позначці граничнодопустимого рівня
заповнення бака, пропускна здатність якої повинна бути не менше
ніж пропускна здатність усіх труб, які підводять воду до бака;
повинно бути забезпечене організоване відведення води від
переливної труби; - вестовими трубами, переріз яких повинен забезпечувати
вільне надходження в бак повітря, що включає утворення вакууму під
час відкачування води з бака, і вільний випуск пароповітряної
суміші, що виключає підвищення тиску вище від атмосферного під час
зарядження бака; - автоматичним регулятором рівня, що забезпечує повне
припинення подачі води в бак при досягненні верхнього рівня
заповнення бака, а також блокувальним пристроєм, який відключає
насоси розрядки при досягненні нижнього граничного рівня води в
баках; - сигналізацією досягнення верхнього граничного рівня,
початку переливання води у переливну трубу і відключення насосів
розрядки при досягненні нижнього рівня; - дренажною лінією з арматурою, призначеною для повного
видалення залишків води під час оглядів і ремонтів; - контрольно-вимірювальними приладами для вимірювання рівня і
температури води в баках, тиску в усіх підвідних і відвідних
трубопроводах, а також зарядних і розрядних витрат. Крім того, на
кожний бак чи групу баків слід встановлювати прилади для
дистанційного вимірювання рівня, зарядних і розрядних витрат. 8.7.5.3. Засувки на лінії підведення (і відведення)
підживлювальної води до кожного баку і роздільні засувки між
баками повинні бути улаштовані електричним освітленням. Арматура
керування цими засувками повинна бути винесена в зони, доступні
для обслуговування і не затоплювані під час аварій баків. 8.7.5.4. На території діючих котелень слід визначити охоронну
зону навколо баків і встановити попереджувальні знаки, які
забороняють перебування у даній зоні осіб, що не мають
безпосереднього відношення до експлуатації баків. При розміщенні
діючих баків-акумуляторів на відстані менше ніж 20 м від
виробничих будівель, що експлуатуються, в останніх слід
передбачити захисні заходи, які виключають попадання гарячої води
та можливого руйнування баків: улаштування захисних огорож,
ліквідації усіх отворів, у тому числі віконних і дверних прорізів,
звернених у бік баків, тощо. 8.7.5.5. Усі новозмонтовані баки, а також баки, які пройшли
ремонт, підлягають гідравлічним випробуванням. Випробування бака провадитися заповненням його водою до
максимально допустимого рівня (до позначки переливної труби). Заповнення новозмонтованих баків, а також після ремонту і
огляду слід провадити при температурі зовнішнього повітря не нижче
ніж -10 град.C водою з температурою не вище ніж 45 град.C. Бак-акумулятор вважається таким, що витримав випробування, і
допускається до експлуатації, якщо після закінчення 24 год. на
його поверхні чи по краях днища не буде виявлено витікання і
рівень води у баці не знизився. 8.7.5.6. На кожний бак-акумулятор повинен бути складений
паспорт і заведено окремий журнал оглядів і ремонтів, журнал
повинен бути пронумерований і прошнурований; паспорт вшивається в
журнал. 8.7.5.7. Щоденно під час приймання і здачі зміни
баки-акумулятори підлягають візуальному огляду, при цьому
перевіряють: - відсутність явних витікань, патьоків і мокрих плям на
зовнішній поверхні ізоляції; - справність покажчиків і регулятора рівня; - відсутність витікань із сальників запірної і регулювальної
арматури; - відсутність засміток (замерзання) переливної та вестової
труб; - справна робота сигналізації досягнення граничного рівня і
відключення розрядних насосів при досягненні нижнього рівня. 8.7.5.8. Під час експлуатації баків-акумуляторів слід
керуватися "Єдиною системою захисту від корозії і старіння",
Інструкцією по обстеженню корозійного стану баків-акумуляторів і
"Керівними вказівками щодо захисту баків-акумуляторів від корозії
і води у них від аерації". 8.7.5.9. Заповнення баків-акумуляторів повинно провадитися
тільки деаерованою водою, охолодженою до температури не нижче ніж
95 град.C. Швидкість заповнення баків повинна відповідати пропускній
здатності вестової труби. 8.7.5.10. Заповнення баків-акумуляторів можна провадити
тільки до верхньої проектної позначки. Заповнення баків понад
проектний рівень категорично забороняється. На дистанційному рівнемірі баків повинна бути нанесена
червона риска, яка відповідає верхньому граничному рівню. 8.7.5.11. Спорожнення баків-акумуляторів можна провадити
тільки до мінімального граничного рівня, що встановлюється з
міркувань недопущення зриву роботи насосів зародження. 8.7.6. Планові та аварійні шурфування підземних прокладок 8.7.6.1. Для контролю за станом підземних теплопроводів,
теплоізоляційних та будівельних конструкцій слід щорічно за
планом, затвердженим головним інженером ПТКЕ, провадити планові
шурфування на теплових мережах згідно з Інструкцією по проведенню
шурфувань у теплових мережах. Кількість щорічних шурфувань встановлюється залежно від
протяжності мережі, типів прокладань і теплоізоляційних
конструкцій, кількості корозійних пошкоджень труб. Планові шурфування слід провадити незалежно від кількості
аварійних розкриттів на теплових мережах. 8.7.6.2. Облік і розслідування пошкоджень трубопроводів
теплової мережі слід провадити згідно з Інструкцією щодо
розслідування і обліку порушень у роботі електростанцій, мереж,
енергосистем і енергооб'єднань. 8.7.6.3. Підземна конструкція теплової мережі після кожного
планового огляду для аварійного розкриття повинна бути повністю
відновлена із складанням акта і заходів на виконані роботи. Закривати шури без відновлення будівельно-ізоляційної
конструкції забороняється. 8.7.7. Електрометричні роботи на теплових мережах та
експлуатація пристроїв електрохімічного захисту 8.7.7.1. На підземних теплопроводах повинні систематично
проводитися корозійні вимірювання. Методика, об'єм і періодичність
вимірювань визначається Інструкцією щодо захисту теплових мереж
від електрохімічної корозії. 8.7.7.2. Експлуатація пристроїв електрохімічного захисту
теплових мереж у профілактичному обслуговуванні й перевірці
ефективності пристроїв здійснюється згідно зі спеціальним
графіком. 8.7.7.3. Для кожної установки електрохімічного захисту слід
завести журнал контролю її роботи, до якого заносяться результати
технічного огляду та вимірювань. Обсяг і порядок технічного огляду та вимірювань визначається
Інструкцією щодо захисту теплових мереж від електрохімічної
корозії. 8.7.8. Міри попередження і контролю внутрішньої корозії
теплових мереж 8.7.8.1. Для попередження внутрішньої корозії трубопроводу
підживлення теплової мережі повинно провадитися деаерованою водою.
Вміст розчиненого кисню і вільної вуглекислоти у воді повинен
відповідати нормам, наведеним у Правилах технічної експлуатації
електричних станцій і мереж. Надлишковий тиск у мережі і в усіх
приєднаних системах у будь-який точці повинен бути не нижче ніж
0,05 МПа як під час циркуляції теплоносія, так і під час
тимчасового припинення її. Вміст кисню у воді слід перевіряти не рідше ніж 1 раз на
тиждень внаслідок відбирання проб з подаючого і зворотного
трубопроводів кожної магістралі. 8.7.8.2. Стан внутрішньої поверхні трубопроводів слід
перевіряти під час поточного і капітального ремонту оглядом труб,
що вирізують для заміни, і труб біля знятої арматури. 8.7.8.3. Для систематичного контролю за внутрішньою корозією
на подаючому і поворотному трубопроводах водяних мереж, на
конденсатопроводах і на трубопроводах гарячого водопостачання (до
і після водопідігрівачів), характерних точках мережі слід
встановлювати індикатори корозії. 8.7.8.4. Встановлення індикаторів корозії передбачається
річним планом і виконується після закінчення ремонту перед
заповненням водою з мережі. Точки встановлення індикаторів на трубопроводах мережі
намічає начальник експлуатаційного району і погоджує з
виробничо-технічною службою ПТКЕ. Перелік точок встановлення індикаторів корозії затверджується
головним інженером ПТКЕ. 8.7.9. Випробування теплових мереж 8.7.9.1. Усі новозмонтовані трубопроводи теплової мережі і
ті, що перебувають в експлуатації, повинні піддаватися
випробуванням згідно з Правилами технічної експлуатації теплових
мереж. 8.7.9.2. Усі види випробувань мереж провадяться окремо. Суміщення в часі двох видів випробувань не допускається. 8.7.9.3. Випробування теплової мережі на розрахункову
температуру, теплові та гідравлічні втрати, на наявність
потенціалів блукаючих струмів провадяться згідно з методиками,
викладеними у: - Інструкції щодо випробування водяних теплових мереж на
розрахункову температуру теплоносія; - Методичних вказівках по визначенню теплових втрат у водяних
і парових теплових мережах; - Методичних вказівках щодо гідравлічних випробувань водяних
теплових мереж; - Інструкції щодо захисту теплових мереж від електрохімічної
корозії. 8.7.9.4. Для проведення кожного випробування на ПТКЕ
організовується спеціальна бригада на чолі з керівником
випробувань. 8.7.9.5. До проведення випробувань на теплові та гідравлічні
втрати і наявність потенціалів блукаючих струмів за розсудом
керівництва ПТКЕ можуть залучатися спеціалізовані організації. 8.7.9.6. Керівник випробувань повинен завчасно визначати
необхідні підготовчі заходи на тепловій мережі та джерелі теплоти,
які повинні бути виконані під час підготовки мережі до
випробувань. Для своєчасної підготовки мережі до випробувань перелік
підготовчих заходів передається начальнику експлуатаційного району
і головному інженеру не пізніше ніж за 10 днів до початку
випробувань. 8.7.9.7. На кожне випробування повинна бути складена робоча
програма, яка затверджується головним інженером ПТКЕ. За два дні до початку випробувань затверджена програма
передається начальнику теплового району для підготовки обладнання
і встановлення у мережі режиму, що відповідає випробуванню. 8.7.9.8. Перед початком випробувань керівник випробувань
повинен: - перевірити виконання усіх підготовчих заходів; - організувати перевірку технічного і метрологічного стану
засобів вимірювань згідно з існуючою нормативно-технічною
документацією на ці прилади; - проінструктувати усіх членів бригади про їх обов'язки під
час кожного окремого етапу випробувань, а також про заходи щодо
забезпечення безпеки безпосередніх учасників випробувань; - перевірити відключення передбачених програмою відгалужень і
теплових пунктів. 8.7.9.9. Перевірка герметичності новозбудованих теплових
мереж до введення їх в експлуатацію провадиться згідно з вимогами
п. 8.5.4.5, 8.5.4.6 цих Правил. 8.7.9.10. Контрольні випробування на герметичність теплових
мереж, що експлуатуються, повинні провадитися по окремих відвідних
від джерела теплоти магістралях при відключених водопідігрівальних
установках, системах теплоспоживання і відкритих повітряних
клапанах у споживачів. Ці магістралі випробовуються повністю або
частинами залежно від наявності оперативних засобів транспорту і
зв'язку між диспетчером ПТКЕ, черговим інженером теплового району
і бригадою, виділеною для провадження випробувань, - а також від
чисельності останніх. 8.7.9.11. Під час випробувань на герметичність тиск у
найвищих точках мережі повинен доводитися до пробного (1,25
робочого), але не нижче ніж 1,6 МПа, за рахунок тиску, що
розвивається мережним насосом джерела теплоти або спеціальним
насосом з обпресувального пункту. Температура води в трубопроводах під час випробувань повинна
бути не більше ніж 45 град.C. 8.7.9.12. Тривалість контрольних випробувань на герметичність
визначається часом, потрібним для огляду мережі, повинна бути не
менше ніж 10 хв. з моменту встановлення витрати підживлення на
нормативному рівні. 8.7.9.13. Під час випробувань ділянок мережі, в яких за
умовами профілю місцевості мережні насоси не можуть створити тиск,
що дорівнює 1,25 робочого, застосовуються пересувні насосні
установки або гідравлічні преси. 8.7.9.14. Мережа вважається такою, що витримала випробування
на герметичність, якщо під час перебування її протягом 10 хв. під
заданим тиском підживлення не перевищує нормативного значення. 8.7.9.15. Випробування на гідравлічні й теплові втрати
теплових мереж провадять, як правило, при відключених
відгалуженнях і теплових пунктах систем теплоспоживання. 8.7.9.16. Випробуванням на розрахункову температуру слід
піддавати всю теплову мережу від джерела тепла до теплових пунктів
систем теплоспоживання, включаючи магістральні, розвідні
теплопроводи і абонентські відгалуження. Випробування теплових мереж на розрахункову температуру слід
провадити до закінчення опалювального сезону при встановленні
плюсових температур зовнішнього повітря. Для зниження температури води, що надходить у зворотний
трубопровід, випробування на розрахункову температуру провадять з
включеними системами опалення, приєднаними через змішувальні
пристрої та водопідігрівачі, а також з включеними системами
гарячого водопостачання, приєднаними автоматичними регуляторами
температури. 8.7.9.17. На усіх теплових пунктах, які використовуються для
циркуляції або охолодження теплоносія, під час проведення
випробувань мережі на розрахункову температуру повинно бути
організоване чергування обслуговуючого персоналу абонента - не
менше ніж два слюсарі на кожному пункті. 8.7.9.18. На час випробувань на розрахункову температуру
повинні бути відключені: - опалювальні системи дитячих і лікувальних установ; - неавтоматизовані закриті системи гарячого водопостачання; - системи гарячого водопостачання, приєднані за відкритою
схемою; - системи опалення, приєднані через елеватори з заниженими у
порівнянні з розрахунковими коефіцієнтами зміщення; - калориферні установки; - опалювальні системи з безпосередньою схемою приєднання. 8.7.9.19. Відключення відгалужень, які не беруть участі у
випробуваннях, провадиться в камерах засувками. Теплові пункти і системи теплоспоживамия відключаються
першими засувками (з боку теплової мережі), встановленими на
подаючому і зворотному трубопроводах теплових пунктів, а у разі
негерметичності цих засувок - засувками в камерах відгалуження до
теплових пунктів. У місцях, де засувки не забезпечують герметичності
відключення, слід встановлювати заглушки. 8.7.9.20. Абоненти повинні бути попереджені про час
проведення будь-яких випробувань і строк відключення споживачів із
зазначенням необхідних заходів безпеки за три дні до початку
випробувань. Попередження слід вручити під розписку відповідальній
особі абонента. Під час випробувань на розрахункову температуру для вжиття
особливих заходів безпеки і виділення чергового персоналу в
попередженнях повинні бути вказані теплові пункти, які залишаються
підключеними до теплових мереж.
8.8. Аварійно-відновлювальні роботи на теплових мережах 8.8.1. Завдання персоналу ПТКЕ під час аварії є якомога
швидше виявлення пошкодження і обмеження його поширення,
терміновий ремонт чи заміна трубопроводів і обладнання, що вийшли
з ладу, та відновлення у найкоротші строки нормального
теплопостачання споживачів тепла. У разі, коли відновлення пошкодженого обладнання теплової
мережі потрібно буде значну кількість часу, персонал ПТКЕ
зобов'язаний використати кільцеві і поперечні зв'язки між
магістралями, щоб тривалість перерви у подачі теплоти споживачам
була мінімальною. 8.8.2. У кожному ПТКЕ (експлуатаційному районі) повинна бути
складена інструкція, затверджена головним інженером підприємства,
з чітко розробленим оперативним планом дій під час аварій на
будь-якій з тепломагістралей стосовно до місцевих умов і
комунікацій мережі, яка передбачає порядок відключення
магістралей, відгалужень від них і абонентських мереж, порядок
обходу камер і теплових пунктів, можливі переключення під час
подачі тепла споживачам від інших магістралей. До інструкції
повинні бути додані схеми можливих аварійних переключень між
магістралями. Для підготовки схем повинні бути розраховані зміни напорів у
різних мережах залежно від пропускної здатності магістралей, що
залишилися у роботі. Схема і розрахунок повинні передбачати
мінімально допустиму циркуляцію води у системах опалення. 8.8.3. Схеми резервування повинні передбачати використання
засобів автоматичного підтримання заданих параметрів теплоносія за
нормального та аварійних режимів, які забезпечують захист від
підвищення тиску понад допустимий і спорожнення мереж і систем, а
також від надходження перегрітої води до мережі змішаної води
після насосних станцій змішування. 8.8.4. Залежно від місцевих кліматичних умов, утепленості і
конструкції будівель споживачів теплоти повинна бути визначена
можлива тривалість відключення окремих будівель і ділянок мережі
при розрахунковій зовнішній температурі без спускання води і умов,
за яких потрібне спорожнення системи. До розрахунку повинен бути додатковий графік черговості
відключень і наповнень ділянок і опалювальних систем будівель при
розроблених варіантах режимів. У разі необхідності повинна бути
зміна схеми роботи теплофікаційного обладнання котельні. 8.8.5. Для кожної секціонованої ділянки мережі повинна бути
перевірена герметичність арматури, що відключається, і встановлена
можливість спускання з неї води, а також фактична швидкість її
спорожнення і наповнення. 8.8.6. За розробленими схемами з персоналом експлуатаційних
районів і операторами районів слід регулярно, але не рідше ніж 1
раз на квартал, провадити тренування з відпрацюванням чіткості,
послідовності й швидкості виконання протиаварійних операцій з
відображенням їх на оперативній схемі. 8.8.7. Для швидкості проведення робіт щодо обмеження
поширення аварій і ліквідації пошкоджень і неполадок кожний
експлуатаційний район теплової мережі повинен мати необхідний
запас арматури і матеріалів. У районі також повинні зберігатися
патрубки труб і відводи різних діаметрів. Встановлена у мережі арматура повинна бути однотипна за
довжиною і фланцями. 8.8.8. При наявності зручних транспортних зв'язків аварійний
запас діаметром 300 мм і більше і сальникових компенсаторів
діаметром 250 мм і більше для декількох експлуатаційних районів
може за розсудом керівника ПТКЕ зберігатися в одному місці (на
центральному складі ПТКЕ або на складі ремонтного підприємства). 8.8.9. Аварійний запас матеріалів кожного експлуатаційного
району ПТКЕ повинен бути розміщений у двох місцях: основна частина
повинна зберігатися у коморі району, а деяка кількість аварійного
запасу (витратного) повинна бути у спеціальній шафі у
безпосередньому розпорядженні оператора району. 8.8.10. Запас матеріалів, який є у розпорядженні оператора
району, витрачається в міру потреби для проведення поточних
ремонтів і технічного випробування. Витрачені матеріали повинні
бути поповнені протягом 24 годин. 8.8.11. Запас арматури і матеріалів для кожного
експлуатаційного району встановлюється головним інженером ПТКЕ. 8.8.12. Для виконання робіт по ліквідації аварій і пошкоджень
на трубопроводах і обладнання на великих підприємствах ТПКЕ - у
кожному експлуатаційному районі наказом директора з числа
ремонтного персоналу створюються аварійно-відновлювальні бригади
(АВБ). В оперативному відношенні АВБ підпорядковуються диспетчеру
ПТКЕ (оператору експлуатаційного району) та директора ПТКЕ
(начальнику експлуатаційного району). 8.8.13. Залучення АВБ до робіт, не пов'язаних з ліквідацією
аварій та пошкоджень, провадиться за вказівкою керівника ПТКЕ
через диспетчера. 8.8.14. При виникненні великих аварійних пошкоджень персонал
АВБ району може залучати для їх ліквідації в інші райони за
розпорядженням диспетчера ПТКЕ. 8.8.15. Персонал АВБ і закріплені за нею машини і механізми
для ліквідації пошкоджень повинні бути у постійній цілодобовій
готовності. 8.8.16. Чергування АВБ організується цілодобово, позмінно. 8.8.17. Під час приймання і здачі змін слід перевіряти
наявність інструмента, обладнання, механізмів і машин згідно із
затвердженим табелем та їх справність. 8.8.18. Аварійно-відновлювальну бригаду очолює майстер,
призначений наказом директора ПТКЕ. Майстер відповідає за
правильну й безпечну організацію робіт персоналу бригади, за
строки виконання і якість робіт. До складу АВБ входять слюсарі, газоелектрозварники,
екскаваторники, автокранівники, машиністи пересувних
електростанцій, а також водії оперативних автомашин. 8.8.19. Кількість АВБ у ПТКЕ чи експлуатаційному районі, їх
склад, а також табель закріплювальних за кожною з них парку машин
і механізмів, інструментів і пристроїв затверджується головним
інженером ПТКЕ. 8.8.20. Під час одержання сигналу про аварію (пошкодження)
черговий диспетчер ПТКЕ (оператор експлуатаційного району)
зобов'язаний: - уточнити у особи, яка повідомила, координати місця
пошкодження (докладну адресу, орієнтири тощо); - повідомити про те, що сталося, керівникові експлуатаційного
району, в якому відбулося пошкодження; - негайно направити на місце пошкодження
аварійно-відновлювальну бригаду, повідомивши майстра АВБ про всі
наявні відомості характеру пошкодження, орієнтований набір
матеріалів, машин і механізмів, потрібних для ліквідації аварії; - негайно вжити заходів щодо огородження місця пошкодження,
встановлення попереджувальних плакатів, за обмеженої видимості -
червоних ліхтарів для запобігання нещасним випадкам з пішоходами і
автотранспортом (огорожі, ліхтарі й плакати повинні постійно бути
в аварійній автомашині); - на безканальних прокладках, особливо за піщаних грунтів, де
можливі розмиви грунту на значній площі, виставити чергових; - одержавши точну інформацію про характер і місце
пошкодження, вжити термінових заходів щодо відключення пошкодженої
ділянки тепломережі; - вжити заходів щодо ліквідації пошкодження і запобігання
розвитку аварійної та посилення її наслідків і відновлення
нормального режиму роботи теплової мережі; - записувати на магнітофонну стрічку всі оперативні
переговори щодо ліквідації пошкодження, починаючи з моменту
одержання сигналу про пошкодження. Одночасно із зазначеними діями черговий диспетчер згідно з
місцевою інструкцією щодо організації аврійно-відновлювальних
робіт повинен сповістити старшого диспетчера ПТКЕ і керівництво
ПТКЕ про пошкодження чи аварію. 8.8.21. Старший диспетчер чи керівництво ПТКЕ, а за їх
відсутності - черговий диспетчер ПТКЕ повинні повідомити про
аварію міську або районну адміністрацію та органи міліції для
вжиття додаткових заходів безпеки і при потребі для сповіщення
населення через мережу радіомовлення про необхідні заходи безпеки. 8.8.22. Оперативні працівники незалежно від присутності
працівників адміністративно-технічного персоналу несуть особисту
відповідальність за ліквідацію аварій, приймаючи рішення і
здійснюючи заходи щодо відновлення нормального режиму. У разі необхідності старший диспетчер, головний інженер або
директор ПТКЕ мають право взяти керівництво по ліквідації аварії
на себе, про що в оперативному журналі чергового диспетчера
повинен бути зроблений відповідний запис. У цьому разі черговий
диспетчер виконує свої прямі обов'язки. 8.8.23. Аварійно-відновлювальна бригада після прибуття на
місце аварії надходить у розпорядження особи, відповідальної за
ліквідацію пошкодження. 8.8.24. Працівник, відповідальний за ліквідацію пошкодження,
віддає розпорядження членам бригади тільки через майстра, який
очолює АВБ. 8.8.25. Керівництво ПТКЕ або експлуатаційного району
зобов'язане попередити, а за потреби викликати відповідальних
представників інших організацій і відомств, які мають підземні
комунікації у місці пошкодження, і погодити з ними, а також з
місцевими органами державної виконавчої влади і органами місцевого
самоврядування, розкопування траншей і котлованів, необхідне для
ліквідації пошкодження. 8.8.26. Якщо робота по ліквідації пошкодження за своїм
обсягом не може бути виконана силами АВБ, майстер бригади повинен
доповісти про це особі, відповідальній за ліквідацію аварії, або
диспетчеру, які в цьому разі зобов'язані вжити заходів щодо
залучення додаткової сили. 8.8.27. Відповідальний за ліквідацію пошкодження зобов'язаний
через функціональні відділи і служби підприємства ПТКЕ забезпечити
АВБ необхідними матеріалами, машинами і механізмами, а також
відповідною технічною документацією. 8.8.28. При пошкодженнях, які викликають різку зміну
гідравлічного режиму джерела тепла (зниження тиску у подаючому та
поворотному колекторах, загрозливе порушення теплопостачання
всього району; збільшення підживлення до значення, яке перевищує
продуктивність підживлювальних пристроїв; значне підвищення
витрати мережної води у пошкодженій тепломагістралі), диспетчер
ПТКЕ повинен віддати команду начальнику зміни джерела тепла на
відключення усієї магістралі.
8.9. Ремонт теплових мереж 8.9.1. Загальні положення 8.9.1.1. Ремонтно-експлуатаційні роботи на теплових мережах
організовуються згідно з Нормами часу на ремонт і технічне
обслуговування обладнання теплових мереж. 8.9.1.2. Обсяг ремонтних робіт по кожному району теплової
мережі визначається з урахуванням дефектів, виявлених під час
експлуатації, а також на підставі даних випробувань, планових і
позачергових шурфувань і ревізій. Виявлені під час експлуатації дефекти залежно від їх
характеру і можливого впливу на надійність та економічність роботи
усуваються негайно або під час капітального і поточного ремонту. В
усіх випадках слід вжити заходів щодо попередження розвитку
процесу руйнування конструкцій, трубопроводів та обладнання. 8.9.1.3. Роботи поточного ремонту теплової мережі слід
провадити регулярно протягом року за графіком, складеним
начальником району і затвердженим головним інженером ПТКЕ. 8.9.1.4. Пошкодження аварійного характеру, які порушують
умови безпечної експлуатації теплової мережі та абонентських
приєднань або які можуть призвести до руйнування мереж і суміжних
конструкцій, слід усувати негайно. 8.9.1.5. Капітальний ремонт одночасно з поточним слід
провадити у літній період за завчасно складеним для кожної
магістралі і району в цілому планом-графіком, затвердженим
головним інженером ПТКЕ і погодженим з місцевими органами
державної виконавчої влади і органами місцевого самоврядування. 8.9.1.6. Графік ремонтних робіт слід, як правило, складати з
умови почергового ремонту магістральних теплопроводів. Ремонт
відгалужень треба провадити одночасно з ремонтом відповідальної
магістралі. 8.9.1.7. Поточний і капітальний ремонти теплових пунктів і
систем теплоспоживання абоненти повинні провадити за
планом-графіком, ув'язаним за строками виконання з графіком
ремонту теплової мережі. Обсяг і план-графік ремонтних робіт, що провадяться
абонентами, слід погодити з районом ПТКЕ. При складанні плану-графіка по кожному району теплової мережі
повинні бути прийняті реальні мінімальні строки закінчення робіт
поточного і капітального ремонту для того, щоб не допускати
тривалих перерв гарячого водопостачання. 8.9.1.8. Тривалість відключення споживачів гарячого
водопостачання встановлюють місцеві органи державної влади і
органи місцевого самоврядування за погодженням з
теплопостачальницькими організаціями. Відключення абонентами своїх систем теплоспоживання на ремонт
одночасно з ремонтом теплових мереж провадиться тільки з дозволу
органів місцевої державної виконавчої влади і органів місцевого
самоврядування, за відомчою належністю і за погодженням з районом
ПТКЕ. 8.9.2. Поточний ремонт теплових мереж 8.9.2.1. Поточний ремонт являє собою комплекс профілактичних
заходів, який здійснюється під час експлуатації теплових мереж для
гарантованого забезпечення їх роботоздатності, попередження
спрацювання окремих елементів системи теплопостачання і усунення
дрібних дефектів на період до наступного капітального ремонту.
Поточний ремонт провадять в міру потреби за затвердженим графіком. 8.9.2.2. До переліку основних робіт, які виконуються під час
поточних ремонтів теплових мереж, входять: - по трубопроводах, обладнанню мереж, насосних підстанцій,
теплових пунктів тощо; - заміна окремих труб, відводів, трійників, переходів; - зварювання або ремонт теплової ізоляції у прохідних каналах
і камерах; - розкриття, ревізія і ремонт із заміною окремих деталей
запірної, дренажної, повітропускної та регулюючої арматури;
притирання дисків чи золотників; набивання чи заміна сальникових
ущільнень; заміна прокладок і підтяжка болтів фланцевих з'єднань; - ревізія і дрібний ремонт насосів; - ревізія і дрібний ремонт електричних, електромагнітних та
гідравлічних приводів запірної і регулюючої арматури,
електродвигунів насосів і пускової апаратури до них; - заміна і ремонт гільз для термометрів і кранів для
контрольно-вимірювальних приладів; - розкриття і очищення грязьовиків, фільтрів і акумуляторних
баків; - дрібний ремонт автоматичної апаратури і самопишучих
приладів контролю та обліку; - з будівельних конструкцій (канали, камери, павільйони,
естакади, опори тощо); - відновлення окремих руйнувань частин стін прохідних каналів
і камер і закріплення окремих конструкцій; - заміна і ремонт окремих сходів (ходових скоб), площадок і
огороджень з підварюванням металоконструкцій; - відновлення пофарбування металоконструкцій; - очищення дротяними циліндричними щітками трубопроводів від
відкладів мулу; - відновлення і закладання зруйнованих люків. 8.9.2.3. Дрібний ремонт, наприклад, ліквідацію витікань
сальникових ущільнень, фланцевих з'єднань чищення дренажів,
повітряних клапанів, правку і закріплення опор, змащення тертьових
вузлів виконують без відключення теплопроводів. Поточний ремонт
більшого обладнання виконують при короткочасному відключенні
ділянок теплової мережі. 8.9.3. Капітальний ремонт теплових мереж 8.9.3.1. Капітальний ремонт призначений для повного
відновлений спрацьованих теплових мереж або їх частин та їх
модернізації із застосуванням більш економічного і сучасного
обладнання. До капітального ремонту приурочують також
реконструкцію з метою приєднання нових споживачів і подальшого
збільшення потужності теплових мереж. До капітального ремонту
відносять такі роботи: - по трубопроводах, обладнанню мереж, насосних підстанцій,
теплових пунктів тощо; - заміна на більший діаметр окремих ділянок теплопроводів, що
вийшли з ладу, із встановлення нового обладнання (опор,
компенсаторів, засувок тощо); - повна або часткова заміна теплової ізоляції трубопроводів: - відновлення або нанесення заново гідролізаційного покриття; - заміна запірної, регулювальної та запобіжної арматури,
компенсаторів і фасонних частин або їх ремонт із заміною деталей,
що вийшли з ладу. Ліквідація перекосів арматури і обладнання, що
утворилися в результаті осідання трубопроводів (особливо при
безканальній прокладці); - заміна чи ремонт з заміною деталей електричних,
електромагнітних, гідравлічних та інших приводів засувок,
регуляторів, насосів, а також пускової апаратури до них; - заміна чи ремонт з заміною деталей насосів, грязьовиків,
підігрівачів, елеваторів, акумулюючих місткостей та іншого
теплотехнічного обладнання, теплових станцій і абонентських
вводів; - заміна і ремонт з заміною деталей силової,
контрольно-вимірювальної та освітлювальної апаратури; - ремонт або встановлення заново на діючих мережах пристроїв
для захисту від електрокорозії; - очищення внутрішньої поверхні і тепломеханічного обладнання
від накипу і продуктів корозії механічним або хімічним методом з
наступним гідропневматичним промиванням; - з будівельних конструкцій (канали, камери, павільони,
естакади, опори тощо); - відновлення пошкоджених або заміна конструкцій каналів,
камер, павільйонів і опор надземного прокладання, що прийшли до
непридатного стану; - відновлення пошкоджених, заміна тих, що вийшли з ладу, або
прокладання додаткових дренажних пристроїв з камер і каналів, а
також попутних дренажів для зниження рівня грунтових вод у діючих
теплових мережах; - відновлення або улаштування нового захисного шару в
залізобетонних конструкціях каналів, камер, павільйонів, а також
тинькування конструкцій; - повна або часткова заміна гідроізоляції каналів, камер і
павільйонів; - відновлення або заміна рухомих і нерухомих опор, а також
системи кріплень при надземному прокладанні; - розкриття і очищення каналів від нанесеного під час
експлуатації мулу; - заміна металевих сходів у камерах і на естакадах або
ходових скоб; - заміна люків. 8.9.3.2. Ремонтні роботи, які відповідають поточному, але
виконуються на даній ділянці теплової мережі одночасно з
капітальним ремонтом, належать до капітального ремонту.
Капітальний ремонт і виконувані одночасно з ним роботи поточного
ремонту, як правило, провадять у літній період за заздалегідь
складеним планом-графіком. План-графік ремонтних робіт складають
із умови почергового ремонту магістральних теплопроводів.
Відгалуження ремонтують одночасно з ремонтом відповідальної
магістралі, а капітальний ремонт теплових пунктів провадять
одночасно з ремонтом теплових мереж. 8.9.3.3. Для поліпшення якості ремонту і скорочення строків
простою обладнання в ремонті, а також зниження затрат на
капітальний ремонт в цілому застосовують швидкісні методи ремонту.
Роботи з капітального ремонту теплових мереж слід виконувати
індустріальним методом з попередньою заготовкою і складанням
укрупнених вузлів та елементів трубопроводів у заготовчих
майстернях або на заводах. Після закінчення капітального ремонту
теплові мережі випробовують і промивають до повного освітлення
теплоносія.
8.10. Охорона теплових мереж 8.10.1. Заходи щодо охорони праці теплових мереж повинні
виконуватися усіма підприємствами і організаціями, незалежно від
їх відомчої підпорядкованості і форм власності, які здійснюють
будівництво, реконструкцію, технічне переозброєння та експлуатацію
теплових мереж на території міста або населеного пункту, а також
перекладання і експлуатацію шляхів, трамвайних і залізничних
колій, переїздів, зелених насаджень, електросилових кабелів, ліній
зв'язку, інших підземних і наземних споруд, розміщених поблизу від
теплових станцій. 8.10.2. Вказані заходи повинні відповідати вимогам
відповідних пунктів ДНАОП 0.00-1.11-98, СНиП 2.04.07-86, СНиП
3.05.03-85 та СНиП III-4-80* "Техника безопасности в
строительстве". 8.10.3. Охорона теплових мереж здійснюється з метою
забезпечення надійного та безперебійного теплопостачання
споживачів, збереження усіх їх елементів і обладнання від псування
і пошкоджень, а також запобігання нещасним випадкам. Охороні
підлягає увесь комплекс споруд і обладнання, входять до теплової
мережі: трубопроводи, павільйони і камери з запірною і регулюючою
арматурою, контрольно-вимірювальними приладами, компенсатори,
опори, насосні станції, баки-акумулятори гарячої води, центральні
та індивідуальні теплові пункти, електрообладнання керування
засувками, пристрої та обладнання зв'язку і телемеханіки. 8.10.4. Охорона теплових мереж повинна виконуватися
підприємством, на балансі якого перебувають теплові мережі. 8.10.5. Підприємства, організації та окремі громадяни в
охоронних зонах теплових мереж зобов'язані виконувати вимоги
працівників підприємств, у підготуванні яких перебувають теплові
мережі, направлені на забезпечення збереженості теплових мереж і
запобігання нещасним випадкам. 8.10.6. Охоронні зони теплових мереж установлюються вздовж
трас прокладання теплових мереж у вигляді земельних ділянок
шириною, яка визначається кутом природного укосу грунту, але не
менше ніж 3 м у кожний бік від краю будівельних конструкцій у разі
канального прокладання теплотрас, або від зовнішньої поверхні
заізольованого теплопроводу при безканальній прокладці. Мінімально допустимі відстані від теплових мереж до будівель,
споруд, лінійних об'єктів визначаються залежно від способу
прокладання і підлягають обов'язковому витримуванню при
проектуванні, будівництві і ремонті вказаних об'єктів згідно з
вимогами СНиП 2.04.07-86, СНиП 3.05.03-85, ДНАОП 0.00-1.11-98. 8.10.7. У межах охоронних зон теплових мереж не допускається: - робити дії, які можуть призвести до порушень нормальної
роботи теплових мереж, їх пошкоджень, нещасних випадків або
заважають проведенню ремонтних робіт на теплових мережах; - розміщувати автозаправні станції, склади паливно-мастильних
матеріалів, складувати агресивні хімічні матеріали; - зарахувати підходи і під'їзди до об'єктів і споруд теплових
мереж, складувати важкі та громіздкі вантажі або конструкції,
зводити тимчасові й постійні будівлі та огорожі; - споруджувати спортивні та ігрові майданчики, неорганізовані
базари, місця зупинок міського транспорту, стоянки усіх видів
машин і механізмів, гаражі, підвали тощо; - улаштовувати різні смітники, розпалювати вогнища, спалювати
побутове сміття чи промислові відходи; - провадити роботи ударними механізмами, скидати або зливати
їдкі та корозійно-активні речовини, паливно-мастильні матеріали; - заходити у приміщення центральних та індивідуальних
теплових пунктів стороннім громадянам, відкривати, знімати,
засипати люки камер теплових мереж; скидати у теплові камери
сміття, відходи, сніг тощо; - знімати захисний металевий шар теплової ізоляції; руйнувати
теплову ізоляцію; ходити по трубопроводах надземного прокладання
(перехід через трубопроводи дозволяється тільки по спеціальних
перехідних містках); - займати підвали будівель, в яких прокладені теплові мережі
чи обладнані теплові вводи і які можуть піддаватися затопленню,
під майстерні, склади тощо. Теплові вводи і будівлі повинні бути загерметизовані. 8.10.8. У межах території охоронних зон теплових мереж без
письмового дозволу підприємств і організацій, у підпорядкуванні
яких перебувають ці мережі, забороняється: - провадити будівництво, капітальний ремонт, реконструкцію чи
знесення будівель і споруд; - виконувати земляні роботи, планування грунту, насадження
дерев, декоративних зелених насаджень, розбивку клумб; - виконувати вантажно-розвантажувальні роботи, а також
роботи, пов'язані з розкриванням дорожнього покриття і грунту; - споруджувати переїзди і переходи через трубопроводи
теплових мереж зовнішнього прокладання. 8.10.9. На проведення перелічених у п. 8.7.8 робіт слід
отримати письмовий дозвіл від власника теплових мереж не пізніше
ніж за 3 дні до початку робіт. Присутність при цьому представника
власника теплових мереж необов'язкова, якщо це передбачено угодою. Підприємство, яке одержало письмовий дозвіл на проведення
вказаних робіт в охоронних зонах теплових мереж, повинно
виконувати їх з дотриманням умов, які забезпечують збереження цих
мереж. 8.10.10. Перед початком робіт в охоронних відповідальні
виконавці робіт повинні бути проінструктовані власником теплових
мереж стосовно порядку їх проведення і ознайомлені з розташуванням
мереж підземного прокладання, про що слід зробити запис у
реєстраційному журналі або скласти відповідний акт. Інструктаж майстрів, бригадирів, робітників, мотористів
землерийних машин, водіїв автокранів та іншого персоналу
покладається на виконавця робіт. 8.10.11. Підприємства, які виконують роботи з капітального
ремонту і реконструкції теплових мереж, повинні після закінчення
робіт відновити дорожнє покриття і зелені насадження, знесені чи
пошкоджені під час виконання робіт. Підземні споруди, які ліквідуються, як правило, повинні
демонтуватися і видалятися з грунту. За значних обсягів і високої
вартості по демонтажу і видаленню з грунту чи з інших причин можна
залишати в грунті за умови: - повного відключення їх від діючих теплових мереж або споруд
із застосуванням заглушок у місцях їх роз'єднання; - спорожнення їх від теплоносія; - демонтажу теплових камер на глибину не менше ніж 1 м; - демонтажу арматури; - якісного заповнення усіх пустот грунтом. 8.10.12. При виявленні витікань пари чи води через
пошкодження трубопроводів теплової мережі або виявленні
теплопроводів, не вказаних у документації і на схемах, виконавець
робіт повинен припинити проведення робіт і терміново сповістити
про це підприємство, якому належать ці теплові мережі. 8.10.13. Місце витікання пари чи гарячої води повинно бути
загороджене, за огорожею встановлені попереджувальні знаки і
сигнальне освітлення (у необхідних випадках повинні бути
виставлені спостерігачі). Підприємства, яким належать теплові мережі, повинні регулярно
сповіщати населення про необхідність дотримуватися цих вимог через
засоби масової інформації (радіо, телебачення). 8.10.14. Підприємства, які виконують роботи, пов'язані з
необхідністю перекладання теплових мереж або захисту їх від
пошкоджень, повинні провадити їх згідно з проектною документацією
на ці роботи за рахунок своїх коштів за згодою з власником
теплових мереж. 8.10.15. Підприємства, виробнича діяльність яких призводить
до забруднення або збільшення корозійної активності грунту в зоні
розміщення теплових мереж, повинні здійснювати заходи, спрямовані
на усунення причин, які призводять до вказаних наслідків, а також
заходи щодо захисту теплових мереж від корозії блукаючими
струмами. Збитки, нанесені тепловим мережам під час проведення в
охоронних зонах дозволених і не дозволених робіт, повинні бути
відшкодовані за рахунок підприємств-виконавців робіт у
встановленому законодавством порядку. 8.10.16. Роботи в охоронних зонах теплових мереж, які
збігаються з ділянками, відведеними під залізниці та автомобільні
шляхи з охоронними зонами ліній електропередач і зв'язку, інших
лінійних об'єктів, провадяться за погодженням із заінтересованими
організаціями. 8.10.17. Підприємства, яким належать мережі, водопроводи і
каналізації, повинні вживати термінових заходів щодо запобігання
причинам, які викликають потрапляння води до теплових мереж, під
час надходження на їх адресу відповідних повідомлень від власника
теплових мереж. 8.10.18. Підприємства, по території яких проходять теплові
мережі або експлуатуються споруди, в яких розміщені трубопроводи
теплових мереж (мости, колектори, шляхопроводи), повинні вжити
заходи щодо попередження і усунення факторів, що негативно
впливають на надійність теплових мереж і безперебійність
теплопостачання. 8.10.19. Підприємства, які вживають заходи щодо катодного
захисту належних їм підземних інженерних комунікацій від
електрохімічної корозії, повинні при цьому передбачати погоджені з
власником теплових мереж заходи, які перешкоджають шкідливому
впливу цього захисту на теплові мережі, що проходять поряд. 8.10.20. Працівникам підприємств, у розпорядженні яких є
теплові мережі, повинна бути забезпечена можливість вільного
доступу до об'єктів теплових мереж, що є на території інших
підприємств, для їх обслуговування і ремонту. 8.10.21. На автомобільних шляхах і залізницях у місцях їх
перетину тепловими мережами (при надземному прокладанні - на
естакадах) слід встановлювати дорожні габаритні знаки, які
встановлюють максимально допустимі розміри вантажів і механізмів,
що перевозяться. Габаритні знаки повинне встановлювати
підприємство, у підпорядкуванні якого перебуває дорога, після
відповідного звернення для погодження з підприємством, що
експлуатує теплові мережі. Місця перетину теплових мереж з річками, каналами
позначаються сигнальними знаками згідно із чинним законодавством. Щоб уникнути пошкодження трубопроводів надземного
прокладання, які проходять вздовж автомобільних шляхів, під час
дорожньо-транспортних аварій, а також для запобігання виникненню
аварійних ситуацій на шляхах під час пошкодження теплових мереж,
слід влаштовувати захисні споруди, які розділяли б автошляхи і
теплові мережі. 8.10.22. Планові роботи по ремонту, реконструкції теплових
мереж, що супроводжуються руйнуванням дорожнього покриття, слід
провадити після попереднього погодження умов їх проведення з
підрозділами державної автоінспекції і підприємствами, у
підпорядкуванні яких перебувають автомобільні шляхи, а також з
місцевими органами виконавчої влади і органами місцевого
самоврядування міст і населених пунктів. Умови проведення робіт
повинні відповідати діючим правилам виконання цих робіт і бути
погоджені не пізніше ніж за 3 дні до дня початку. 8.10.23. Роботи по запобіганню аварій чи ліквідації їх
наслідків повинні виконуватись з попереднім попередженням міських
державних адміністрацій, органів місцевого самоврядування,
підрозділів ДАІ, підприємств і організацій у підпорядкуванні яких
перебувають автомобільні шляхи. 8.10.24. Роботи, пов'язані з аварійним розкриттям підземних
комунікацій, слід провадити у присутності представників
підприємств, у підпорядкуванні яких перебувають вказані
комунікації. Підприємства, які виконують ці роботи, повинні влаштовувати
об'їзди, обгородження місць виконання робіт, встановлювати
відповідні дорожні й попереджувальні знаки, а після закінчення
робіт провадити відновлення дорожнього покриття. 8.10.25. Службові особи і громадяни, які порушують Правила
охорони теплових мереж, притягаються до відповідальності згідно з
чинним законодавством.
9. Експлуатація теплових пунктів і системтеплоспоживання
9.1. Загальні положення 9.1.1. Тепловий пункт є вузлом керування приєднання до
теплової мережі теплоспоживання і служить для обліку, регулювання
і розподілу теплоти по окремих частинах системи. 9.1.2. Основне завдання персоналу ПТКЕ - контроль за
експлуатацією теплових пунктів і його регулювання, які повинні
забезпечувати безперебійну нормальну його роботу і раціональне
використання теплоносія. 9.1.3. Обхід теплових пунктів персонал теплового району
повинен провадити за графіком, затвердженим начальником району,
але не рідше ніж один раз на два тижні. Обхід теплових пунктів провадить оператор теплових пунктів.
Він повинен мати при собі набір необхідних інструментів і
приладів. 9.1.4. Оператор теплових пунктів повинен записувати в
оперативному журналі теплового пункту всі виявлені несправності і
дефекти із зазначенням строків їх усунення. Під час повторного відвідування теплового пункту персонал
теплового району повинен перевірити виконання недоліків і про
результати перевірки зробити запис у журналі. 9.1.5. Теплові пункти повинні бути оснащені КВПіА та
приладами обліку згідно з Правилами відпускання і споживання
теплової енергії. Під час вибору місця для встановлення засобів вимірювання
витрати теплоносія звужуючими пристроями слід дотримуватися вимог
РД-50-213-80. 9.1.6. Контрольно-вимірювальні прилади, за показниками яких
здійснюються взаємні розрахунки між теплопостачальною організацією
і абонентами, повинні бути на балансі ПТКЕ і експлуатуватися
останнім за його рахунок. Якщо прилади обліку знаходяться у власності абонента, ПТКЕ
повинно здійснювати нагляд за цими приладами і за наявності
виробничих потужностей і спеціалістів надавати технічну допомогу у
їх перевірці та ремонті на договірних засадах. 9.1.7. Підключення до парової (водяної) мережі абонента
здійснюється тільки після складання акта про наявність справного
вузла обліку. Нагляд на підключення затверджує керівник тепломережі
(додаток 27). 9.1.8. Представник ПТКЕ під час кожного відвідування
теплового пункту повинен фіксувати в журналі покази
контрольно-вимірювальних приладів незалежно від записів показів
цих приладів, що проводяться персоналом абонента. При виявленні несправного приладу представник ПТКЕ повинен
віддати розпорядження персоналу абонента про ремонт чи заміну
приладу і зробити в журналі відповідний запис. 9.1.9. Під час експлуатації представник ПТКЕ повинен
систематично уточнювати теплове навантаження кожного споживача, не
допускаючи тривалого перегрівання чи недогрівання опалювальних
приміщень. Перевірку встановленої норми витрати теплоносія повинен
провадити персонал ПТКЕ разом з персоналом абонента і про
результати перевірки складати спільний акт. В акті слід вказувати
також на необхідні заходи щодо усунення виявленого перегрівання чи
недогрівання опалювальних приміщень.
9.2. Приймання в експлуатацію теплових пунктів 9.2.1. Прийманню в експлуатацію підлягають теплові пункти,
збудовані за проектами, погодженими і затвердженими у
встановленому порядку, і такі, що перебувають під технічним
наглядом експлуатуючої організації. Приймання в експлуатацію
здійснюється згідно з вимогами ДБН А.3.1-3-94. Приймання провадять
у два етапи: проміжне приймання і остаточне приймання. 9.2.2. Під час будівництва провадять проміжне приймання
окремих вузлів представника замовника, експлуатаційною та
будівельно-монтажною організацією із складанням тристоронніх
актів. Під час приймання прихованих робіт акт оформляють за участю
представників проектної організації. 9.2.3. Проміжній перевірці підлягають: - елеваторні вузли (якість монтажу, відповідність номера
елеватора і діаметр сопла проекту; щільність примикання кінця
сопла до привареного переднього фланця); - паспорт підігрівача гарячого водопостачання і опалення і
результати випробування підігрівачів; - регулятори витрати, тиску, температури й відпуску теплоти
на опалення; - заводські паспорти насосних установок і правильність їх
монтажу; - автоматичні пристрої пуску насосних установок; - грязьовики (діаметр і місце їх встановлення); - запірно-регулювальна арматура (результати ревізії та
випробувань); - баки-акумулятори і фільтри (перевірка розмірів оглядових
люків, запірної арматури, КВП, а також заповнення фільтрів); - установка захисту від корозії та накипоутворення (паспорти
на обладнання, правильність монтажу, результати випробування); - контрольно-вимірювальні прилади (перевірка шкал термометрів
і манометрів по параметрах теплоносія, наявність пломб на
манометрах, правильність встановлення гільзи термометрів і
приладів обліку); - опалювальні та вентиляційні системи і системи гарячого
водопостачання (перевірка запірно-регулювальної арматури для
гідравлічного регулювання, відключення і спорожнення окремих
кілець, стояків тощо); - гідравлічні і пневматичні випробування трубопроводів. Ревізію технологічного обладнання теплових пунктів під час
монтажу здійснює персонал ПТКЕ за рахунок коштів замовника. 9.2.4. Змонтоване обладнання теплових пунктів піддають
обкатці і випробуванням від діючої теплової мережі протягом 72
год. Випробуванням підлягають: - насосні агрегати на відповідність характеристики паспортним
даним; - водопідігрівачі - на теплопродуктивність і гідравлічні
втрати з паспортними даними; - автоматичні пристрої щодо включення і виключення насосів на
надійність роботи; - електрообладнання і електродвигуни на надійність роботи; - регулятори витрати, тиску, температури, спуску теплоти на
опалення - на розрахункові режими; - елеватори на одержання потрібного коефіцієнта зміщування; - системи опалення - на "Тепловий ефект" при розрахунковій
витраті води; - системи гарячого водопостачання - на герметичність і
ефективність дії усіх елементів, включаючи подачу гарячої води до
точок водорозбору потрібної температури. 9.2.5. Остаточне приймання теплових пунктів провадить комісія
із зазначеного складу. Для приймання індивідуальних теплових
пунктів участь представників проектної організації не потрібна.
Вбудовані теплові пункти з насосним обладнанням приймають при
наявності акта про допустимий рівень шуму, що проникає у житлові
приміщення. До здачі в експлуатацію усі трубопроводи і обладнання
теплових пунктів повинні бути ретельно промиті. 9.2.6. Приймальній комісії повинна бути представлена така
документація: - робочі креслення проекту об'єкта, що здається в
експлуатацію, з внесеними до них змінами під час будівництва; - акти на приховані роботи щодо будівельних конструкцій; - акти на гідравлічні випробування трубопроводів і
обладнання; - акти проміжного приймання робіт по обладнанню теплових
пунктів; - сертифікати на труби, зварювальні матеріали і фасонні
частини заводського виготовлення; - паспорти на запірно-регулювальну арматуру; - журнал провадження робіт і висновок з перевірки зварних
швів фізичним методом контролю; - акт на промивання трубопроводів і обладнання теплових
пунктів, а також внутрішньоквартальних мереж і системи опалення; - акт гідравлічного і теплового випробування системи
центрального опалення; - акт обкатки обладнання, виконавчі креслення у трьох
примірниках (у тому числі на кільці). 9.2.7. Комісія по прийманню перевіряє технічну та виконавчу
документацію, ретельно оглядає доступні вузли, вибірково
випробовує окремі елементи і на підставі проведених перевірок
складає приймальний акт з доданням до нього відомості недоробок із
зазначенням строків їх усунення. Для одержання дозволу на
включення об'єкта, що здається в експлуатацію, будівельно-монтажна
організація повинна усувати недоробки, зазначені у відомості. За
рішенням комісії об'єкт може бути прийнятий в експлуатацію за
наявності незначних недоробок, які не перешкоджають його
нормальній експлуатації, не погіршують санітарно-гігієнічних умов
і не порушують безпеки праці обслуговуючого персоналу. 9.2.8. Тепловий пункт може бути включений в експлуатацію
після того, як проведено підготовку до експлуатації місцевих
систем споживання (опалення, гарячого водопостачання, вентиляції).
Місцеві системи повинні бути відремонтовані, промиті і
обпресовані. Перед включенням в експлуатацію теплового пункту
після ремонту провадять промивання трубопроводів і обладнання та
гідравлічні випробування. Промивання рекомендується провадити
гідропневматичним способом. У разі, якщо з будь-яких причин не
можна провести гідропневматичне промивання, то під час промивання
систем водою швидкість промивання повинна перевищувати
експлуатаційну в 3 - 5 разів, що досягається застосуванням
спеціального насоса. Перед пуском слід перевірити відповідність виконання
ремонтних робіт проекту, їх якість, а також: - стан приміщень центральних та індивідуальних теплових
пунктів; - наявність і відповідність розрахунку вимірювальних
діафрагм; - наявність і стан контрольно-вимірювальної апаратури і
автоматичних пристроїв; - наявність і стан теплової ізоляції трубопроводів і
обладнання на теплових пунктах і місцевих системах
теплоспоживання; - відсутність не передбачених проектом прямих з'єднань з
водопроводом і каналізацією; - наявність актів промивання і гідравлічних випробувань; - наявність паспорта теплового пункту; - наявність схем, інструкцій і покажчиків (бирок) на
обладнанні і запірно-регулювальній апаратурі із зазначенням
основних характеристик і номерів, що відповідають принциповій
схемі. Тепловий пункт може бути включений тільки після заповнення
місцевих систем опалення і вентиляції і трубопроводів теплового
пункту по тракту опалення мережною водою згідно з графіком,
затвердженим ПТКЕ. При масовому включенні в роботу опалювальних
систем (наприклад, після літньої перевірки) їх включають згідно з
графіком, затвердженим ПТКЕ. При цьому включення слід провадити у
такій послідовності: при рівному і знижуючому профілі місцевості
від джерела теплоти - у напрямку від джерела до кінцевих
споживачів, а при підвищувальному профілі місцевості від джерела -
у напрямку від кінцевого споживача до джерела. Така послідовність
включення сприяє найшвидшому видаленню повітря з усієї системи
теплопостачання. У момент наповнення системи всі повітрозбірники у верхніх
точках повинні бути відкриті до моменту появи води. Наповнення
системи провадиться відкриванням головної засувки на зворотному
трубопроводі. При цьому тиск не повинен знижуватися більше ніж на
0,03 - 0,05 МПа. Якщо на зворотному трубопроводі системи опалення
встановлено витратомір, то систему наповнюють по обвідному
трубопроводу, а за відсутності його замість витратоміру тимчасово
встановлюють патрубок з фланцями. Якщо тиск у зворотному
трубопроводі (в метрах) нижчий за висоту системи опалення, то на
поворотному трубопроводі слід встановити регулятор тиску "до себе"
(регулятор підпору). Заповнення системи опалення при наявності у зворотному
трубопроводі регулятора тиску "до себе" не можна зробити звичайним
відкриванням засувки на зворотному трубопроводі, оскільки за
відсутності води у системі опалення і циркуляції у ній на клапан
регулятора буде діяти одностороннє зусилля від пружини, яка прагне
закрити клапан. Тому для заповнення системи слід провести такі
дії: відкрити повітрозбірники у верхній частині системи, відкрити
засувки на зворотному трубопроводі, ослабити пружину клапана,
трохи відкрити засувки на подаючому трубопроводі і почати
поступово заповнювати систему з боку подаючого трубопроводу. У цей
час слід спостерігати за манометром з боку системи опалення. Як
тільки тиски перед клапаном і за клапаном (на зворотному
трубопроводі теплової мережі) порівняються, провадять натискування
пружини. Пружини натягують доти, доки із системи не буде видалено
усе повітря і з повітрозбірників не буде надходити вода. Після
цього повітряні крани закривають і провадять подальше натягування
пружини для того, щоб тиск перед регулятором дорівнював висоті
системи плюс 3 - 5 м. 9.2.9. Якщо система заповнилася водою під час літнього
періоду, то її слід відключити прикриттям засувок спочатку на
зворотному трубопроводі, що внаслідок нещільності прикриття
клапана верхня частина системи може поступово оголятися і
заповнюватися повітрям. Після одержання дозволу на пуск системи
після її заповнення відкривають засувки на зворотному, а потім на
подаючому трубопроводі і в системі створюється циркуляція. На
теплових пунктах, обладнаних авторегуляторами для створення
циркуляції, в системі споживання слід відкрити крани на імпульсних
трубках регуляторів. Регулятори повинні бути настроєні на
підтримання потрібного режиму в системі теплоспоживання. Після
включення циркуляції слід через кожні 2 - 3 год. видаляти повітря
із системи. 9.2.10. Під час приймання теплового пункту після проведення
капітального ремонту повинна бути оформлена, за потреби поновлена
і представлена комісії така технічна документація: - паспорт теплового пункту; - оперативний журнал; - журнал дефектів обладнання; - схема теплового пункту; - режимна карта; - принципова схема внутрішньодворової розводки; - однолінійна розрахункова схема електрообладнання; - однолінійна схема автоматики; - маршрутна схема руху обслуговуючого персоналу по
закріплених теплових пунктах; - посадові обов'язки слюсаря-сантехніка; - інструкція по експлуатації автоматизованої схеми роботи
насосного обладнання; - графік планово-попереджувального (ремонту) огляду
обладнання (ППО); - інструкція з техніки безпеки під час роботи на тепловому
пункті; - температурний графік роботи тепломережі; - Положення про технічних огляд, обслуговування інженерних
систем і обладнання теплових пунктів, елеваторних вузлів,
водопідкачок. 9.2.11. Паспорт теплового пункту повинен бути повністю
заповнений: внесені відомості про заміну несправного основного
обладнання новим або капітально відремонтованим; проставлені
строки проведення капітального ремонту; в оперативному журналі
зроблена помітка про проведення капітального ремонту і ведеться
регулярний запис контрольованих параметрів теплового пункту; в
журналі дефектів повинен бути зроблений запис про усунення всіх
несправностей і дефектів, виявлених у міжремонтний період. Схема
теплового пункту повинна бути скоригована і відповідати реально
встановленому обладнанню і його нумерації; режимна карта повністю
заповнена, підписана і затверджена посадовими особами. На принциповій схемі внутрішньодворової розводки повинні бути
вказані всі приєднані до теплового пункту будівлі, їх адреси,
поверховість, діаметри і довжина внутрішньоквартальних теплових
мереж, навантаження, а принципова схема автоматики роботи
насосного обладнання виконана в однолінійному виконанні і вивішена
на внутрішньому боці дверцят електрошафи. На маршрутній схемі руху
обслуговуючого персоналу треба вказати всі закріплені за ними
теплові пункти, маршрути руху і час відвідування кожним технічним
працівником. Посадова інструкція слюсаря-сантехніка повинна бути
підписана і затверджена посадовими особами ПТКЕ. 9.2.12. Інструкція з експлуатації автоматизованої схеми
роботи насосного обладнання повинна бути підписана, затверджена
посадовими особами ПТКЕ. Інструкція з техніки безпеки під час
роботи на тепловому пункті повинна бути затверджена головним
інженером ПТКЕ. Інструкція з технічного обслуговування
електрообладнання теплового пункту повинна бути підписана і
затверджена посадовими особами ПТКЕ. Графік обслуговування повинен бути затверджений головним
інженером ПТКЕ і містити обсяг робіт, що провадяться на тепловому
пункті під час щоденного огляду і щотижневого технічного
обслуговування.
9.3. Експлуатація теплових пунктів і систем теплоспоживання,
приєднаних до водяних теплових мереж 9.3.1. Нагляд за станом теплових пунктів повинен здійснювати
експлуатаційний район (дільниця) ПТКЕ і Енергонагляд. 9.3.2. Налагодження теплових пунктів споживачів провадить
експлуатуюча організація таким чином, щоб температура води від
систем теплоспоживання не перевищувала заданого значення, а гаряча
вода, що подається, за якістю задовольняла вимоги санітарних норм.
Цього досягають відповідним настроюванням автоматичних
регуляторів, а за їх відсутності - встановленням дросельних
пристроїв, які гасять надлишковий напір. Контроль за налагодженням теплових пунктів здійснює служба
вимірювань, налагодження і випробувань (СВНВ) спільно з районом
(дільницею) ПТКЕ. 9.3.3. Під час експлуатації насосно-підмішувальних станцій
СВНВ повинна постійно стежити за справністю клапанів зміщування і
розсікання, щоб у разі аварійної зупинки підмішувального насоса
вода з подаючого трубопроводу не надходила до системи опалення,
оскільки це може викликати аварійну ситуацію у цій системі. 9.3.4. Експлуатація елеваторних вузлів. Основним показником
якості нормального функціонування елеватора є коефіцієнт
змішування елеватора, який в експлуатаційних умовах визначають за
виміряними температурами. Якщо u / u < 1 (де u -фак роз фак
фактичний коефіцієнт змішування елеватора, що визначається в
результаті вимірювань; u - розрахунковий коефіцієнтроз
змішування), то внаслідок зниженої витрати води у системі опалення
буде спостерігатися нерівномірний розподіл води по окремих
ділянках системи і, як наслідок, нерівномірне прогрівання
приміщень.змішування), то внаслідок зниженої витрати води у системі опалення
буде спостерігатися нерівномірний розподіл води по окремих
ділянках системи і, як наслідок, нерівномірне прогрівання
приміщень. 9.3.5. Незалежно від теплового навантаження будівлі кожний
елеватор повинен мати свій паспорт. 9.3.6. Випробування місцевих систем. Місцева система перед
випробуванням повинна бути відділена від теплового пункту шляхом
встановлення після вхідних засувок заглушок товщиною не менше ніж
3 мм. У ній повинні бути відкриті запірно-регулювальні органи,
включаючи крани біля нагрівальних приладів. Системи опалення
заповнюють водою через зворотний трубопровід. Для випробування
систем опалення з чавунними радіаторами використовують
водопровідну воду, а для систем опалення із стальними радіаторами
(панельні нагрівальні прилади, стальні штамповані радіатори) -
мережну воду. Заповнення системи водою закінчують після повного
видалення з неї повітря. З повітрозбірників і кранів у верхніх
частинах системи повинна з'явитися вода. Обпресувальний агрегат
приєднують до зворотного трубопроводу системи опалення тимчасовим
трубопроводом, на якому встановлюють запірний вентиль і зворотний
клапан. На зворотному трубопроводі повинен бути встановлений
манометр, розрахований на обпресувальний тиск. Гідравлічні випробування провадять у такій послідовності: за
допомогою преса піднімають тиск до робочого значення (фактичний
тиск у зворотному трубопроводі), відключають прес вентилем і
оглядають трубопроводи, арматуру і радіатори систем. Огляд
провадять протягом не менше 10 хв. Якщо під час огляду не виявлено
тріщин, свищів, витікань та інших нещільностей, то вентиль
відкривають і підвищують тиск до випробувального, а потім вентиль
закривають. Система вважається такою, що витримала випробування:
якщо не виявлено витікання в трубопроводах, арматурі, радіаторах
та іншому обладнанні; якщо в системах опалення, вентиляції і
гарячого водопостачання протягом 5 хв. після відключення преса
тиск знизився не більше ніж на 0,02 МПа (для систем панельного
опалення падіння допускається не більше ніж 0,01 МПа протягом 15
хв.). 9.3.7. Випробувальний тиск приймають таким, що дорівнює 1,25
робочого у нижній точці системи, і відповідно не нижче: для систем
водяного опалення з чавунними і штампованими стальними радіаторами
- 0,7 МПа, а з панельними і конвекторними нагрівальними приладами
- 1,0 МПа; для калориферів системи опалення і вентиляції - 0,9
МПа; для системи гарячого водопостачання, приєднаних до відкритих
теплових мереж - 0,75 МПа; до закритих - 0,6 МПа. Якщо результати
випробувань не задовольняють вказані вимоги, то слід виявити і
усунути нещільність і провести випробування. Після закінчення
випробувань треба видалити із системи водопровідну воду і
заповнити ії мережною водою. Якщо теплова мережа під час
випробувань системи була в ремонті, то воду в системі заміняють
після пуску теплової мережі. 9.3.8. Випробування елеваторного вузла. Трубопроводи і
обладнання елеваторного вузла повинні бути від'єднані від теплової
мережі (на вхідних засувках) і від системи опалення (на вихідних
засувках) заглушками товщиною не менше ніж 3 мм. Регулятори,
встановлені на елеваторному вузлі, повинні бути у відкритому
стані. Для гідравлічних випробувань елеваторний вузол приєднують
до обпресувального агрегату тимчасовим трубопроводом, на якому
встановлюють запірний вентиль і зворотний клапан. Після заповнення
вузла водою і повного видалення повітря з верхніх точок тиск у
ньому за допомогою гідравлічного преса доводять до робочого і
витримують протягом часу, потрібного для огляду, але не менше ніж
10 хв. Якщо протягом цього часу не буде виявлено будь-яких
дефектів у всіх зварних і фланцевих нарізних з'єднаннях,
трубопроводах і арматурі, то тиск піднімають до випробувального,
що дорівнює 1,25 робочого, і включають прес вентилем. Робочий тиск
приймають по подаючому трубопроводу в тепловій мережі у місці
приєднання елеваторного вузла. При цьому випробувальний тиск
повинен бути не нижчим ніж 1 МПа. Результати гідравлічних
випробувань вважають задовільними, якщо у зварних швах, фланцевих
з'єднаннях, в трубопроводах і арматурі не виявлено ознак витікання
або потіння і не знизився тиск протягом 10 хв. після відключення
преса. 9.3.9. Гідравлічні випробування водопідігрівачів провадять у
два етапи. На першому етапі випробовують міжтрубний простір, під
час якого визначають герметичність і міцність корпусу
водонагрівача, трубок і вальцьованих з'єднань трубок з трубною
решіткою. На другому етапі випробовують трубний простір, під час
якого визначають щільність і міцність стінок з'єднувальних
калачів, а також фланцевих з'єднань калачів з трубними решітками.
Після закінчення випробувань міжтрубний простір звільняють від
водопровідної води. 9.3.10. Випробування міжтрубного простору. Міжтрубний простір
теплової мережі від'єднують від подаючого і зворотного
трубопроводів теплової мережі заглушками товщиною не менше ніж 3
мм, які встановлюють у фланцевих з'єднаннях. Калачі знімають. До
корпусу підігрівача за допомогою штуцера приєднують тимчасовий
трубопровід для заповнення міжтрубного простору водопровідною
водою і для приєднання обпресувального агрегата. На трубопроводі
повинен бути встановлений вентиль і зворотний клапан. Після
заповнення міжтрубного простору водою і повного видалення повітря
тиск піднімають до робочого (тиск у подаючому трубопроводі
теплової мережі у тепловому пункті) і витримують протягом часу,
потрібного для огляду корпуса (не менше 10 хв.), а також трубних
решіток і трубок з метою виявлення свищів і нещільностей
вальцювання їх в трубних решітках. Якщо з будь-якої трубки тече
вода, то її треба замінити. Нещільності у місцях з'єднання трубки
з решіткою підвальцьовують. Після усунення дефектів провадять
поворотне випробування на робочий тиск. Якщо під час поворотного
випробування не виявлено видимого витікання і зниження тиску, то
тиск піднімають до 1,25 робочого. Результати гідравлічних
випробувань вважають задовільними, якщо у зварних з'єднаннях,
корпусі, вальцьованих з'єднаннях і трубках не виявлено витікання і
не знизився тиск протягом 10 хв. 9.3.11. Під час випробувань трубного простору встановлюють
калачі. За допомогою заглушок від'єднують трубний простір від
міського водопроводу і системи гарячого водопостачання, потім
приєднують тимчасовий трубопровід для заповненням і пересування на
ньому вентилів і зворотного клапана. Піднімають тиск до робочого і
витримують протягом часу, потрібного для огляду (не менше ніж 10
хв.) поверхонь калачів і фланцевих з'єднань. При відсутності
нещільностей піднімають тиск до 1,25 робочого і знову оглядають.
Результати гідравлічних випробувань вважають задовільними, якщо у
фланцевих з'єднаннях і калачах відсутнє витікання і не відбулося
падіння тиску протягом 10 хв. 9.3.12. Після випробувань та визначення готовності до
постійної експлуатації місцевих систем теплоспоживання,
опалювально-вентиляційних установок, водопідігрівачів, теплових
пунктів та відгалужень до абонента складаються відповідні акти
(додатки 28, 29). 9.3.13. Гідравлічні випробування водонагрівачів, включених до
системи теплопостачання за належною схемою, провадять 1 раз на 2
роки.
9.4. Експлуатація пристроїв автоматичного регулювання,
технологічних захистів і блокування систем теплоспоживання 9.4.1. Встановлення засобів автоматизації (автоматичних
регуляторів, пристроїв захисту і блокування) у системах
централізованого теплопостачання спад провадити згідно з проектом,
виконаним спеціалізованою організацією. 9.4.2. До обслуговування і ремонту засобів автоматизації
допускається спеціально навчений персонал, який повинен знати: - технологічну схему об'єкта автоматизації, характеристики і
режими роботи обладнання; - призначення, будову і принцип дії регуляторів; - правила виключення і відключення регуляторів та їхніх
окремих елементів; - методики і способи перевірки, випробування і визначення
несправності регуляторів та їх технічне обслуговування; - місцеві інструкції, складені стосовно до конкретного
об'єкта автоматизації. 9.4.3. Обслуговуючий персонал відповідає за роботоздатний
стан засобів автоматизації, прийнятих до постійної або тимчасової
експлуатації. 9.4.4. Перед включенням засобів автоматизації в роботу після
монтажу чи ремонту, у тому числі технологічного обладнання,
необхідно: - перевірити відповідність монтажу всіх вузлів регулятора
робочій схемі і вказівкам інструкції заводів-виробників; - переконатися у справності вентилів на з'єднувальних
(імпульсних) лініях, у відсутності нещільностей у сальниках,
виконавчих пристроях (клапанах) і з'єднувальних (імпульсних)
лініях; - продути з'єднувальні (імпульсні) лінії; - переконатися у працездатності кожного елемента регулятора. 9.4.5. Під час пуску регулятора необхідно: - при режимі об'єкта регулювання, який склався, включати і
настроювати регулятор на підтримання заданих параметрів; - настроювати регулятор на задане значення параметра слід
обережно, перевіряючи після кожного часткового впливу на
настроєний елемент за приладами і діаграмами значення і напрямок
зміни параметра, а також стабільність протікання процесу
регулювання і час, через який настає режим, що встановився,
прагнучи до того, щоб воно було мінімальним; - переконатися у справній роботі регулятора за покажчиком
положення і значення зміни регульованого параметра; - нанести збурення (у межах 5 - 8 % регульованого діапазону)
і перевірити роботу регулятора за покажчиком положення,
індикаторними лампочками тощо, проаналізувавши його дії за
діаграмами самопишучих приладів; при правильній роботі регулятора
залишити його в експлуатації і записати і оперативному журналі час
включення. 9.4.6. В операціях включення регуляторів у роботу після
монтажу чи ремонту повинні брати участь як персонал, що обслуговує
автоматику, так і представники організації, яка провадили монтаж
чи ремонт засобів автоматизації і технологічного обладнання. 9.4.7. Під час обслуговування засобів автоматизації
необхідно: - щоденно перевірити роботу регуляторів з переглядом
оперативного журналу і журналу дефектів і аналізом роботи
регуляторів за діаграмами реєструючих приладів; - щотижня перевіряти настроювання регуляторів, стан рухомих
частин при заданому режимі і при різких змінах параметрів, що
викликаються штучно (з дозволу диспетчера ПТС), і підлягає
регулюванню; - щомісячно перевіряти щільність з'єднувальних (імпульсних)
ліній і продувати їх; - під час зупинки мережі провадити планово-попереджувальний
ремонт засобів автоматизації, перевірку стану ущільнюваних кромок
гідравлічних клапанів, якість притирання їх до сідел; стан пружин,
штоків, мембран і сильфонів регулюючих, імпульсних і відсічних
клапанів та ін.; - не рідше одного разу на місяць (з записом в оперативному
журналі об'єкта) передбачати переключення регуляторів з одного
джерела живлення на інше, у схемах яких за умовами надійності їх
роботи передбачено два джерела живлення робочою енергією (вода,
повітря, електроживлення тощо). 9.4.8. Працівники, які обслуговують засоби автоматизації і
відключають їх, повинні повідомити працівників оперативних служб у
таких випадках: - при виявленні несправностей регулятора чи його вузлів; - при зникненні живлення на діючому регуляторі. 9.4.9. Під час спрацювання пристроїв захисту (розсікання)
теплових мереж виконавчий орган, встановлений на подаючому
трубопроводі, повинен закріпитися скоріше, а відкритися повільніше
ніж виконавчий орган, встановлений на зворотному трубопроводі. Час випередження або запізнення визначається під час
проведення налагоджувальних робіт і фіксується у місцевій
інструкції. Робота пристроїв захисту перевіряється перед початком і після
закінчення опалювального сезону. 9.4.10. Усі автоматизовані об'єкти теплових мереж (насосні
станції, ЦТП та ін.), де немає постійного чергування, повинні
перевірятися обслуговуючим персоналом не рідше ніж 1 раз на добу,
а при отриманні сигналу про несправність чи неполадки - негайно. Аварійний сигнал повинен спрацьовувати у таких основних
випадках: - обезстурмлювання (втрата електроживлення) насосної; - відключення основного і включення від АВР резервного
насоса; - нагрівання підшипників насоса чи електродвигуна понад
допустимі межі (теплове реле, електронний тепловий захист); - затоплення приміщень насосної, пов'язане з аварійним
надходженням води, з відкачуванням якої не справляється дренажний
насос, а також у разі виходу його з ладу; - помилкове спрацьовування захисних або блокувальних систем; - аварійне відхилення без відновлення регульованих параметрів
за межі допустимих значень. Інші випадки подачі сигналу визначаються проектними та
експлуатаційними організаціями, виходячи з технологічних
особливостей об'єкта.
10. Метрологічне забезпечення обліку використаннятеплової енергії систем теплопостачання
10.1 Загальні положення 10.1.1 Основою обліку відпускання і використання теплової
енергії є вузол обліку теплової енергії, організований на межі
розподілу теплових мереж енергопостачальної організації і
абонента. При організації вузла обліку не на межі розподілу розрахунок
за теплову енергію здійснюється з урахуванням втрат на ділянці
мережі від межі розподілу до місця установки розрахункових
приладів. 10.1.2 Для обліку відпускання і використання теплової енергії
повинні застосовуватись засоби вимірювальної техніки, занесені до
Державного реєстру засобів вимірювальної техніки, допущених до
застосування в Україні, або ті, що пройшли державну метрологічну
атестацію (далі - ЗВТ). 10.1.3 Розрахунковими приладами на вузлах обліку теплової
енергії є теплолічильники. При використанні автоматизованих вузлів
обліку теплової енергії вони повинні забезпечувати вимірювання
всіх параметрів теплоносія, що й теплолічильники. 10.1.4 Обладнання вузлів обліку на джерелі теплоти і на
тепловому пункті споживача повинно виконуватись відповідно до
чинних правил обліку відпускання та використання теплової енергії.
10.2 Основні вимоги до ЗВТ обліку 10.2.1 При устаткуванні вузла обліку необхідно вибирати ЗВТ,
діапазони вимірювань яких відповідають діапазону зміни параметрів
теплоносія на об'єкті. 10.2.2 Межі допустимої відносної похибки теплолічильників при
вимірювання кількості теплоти повинні бути, залежно від різниці
температур теплоносія в подавальному та зворотному трубопроводах
(дельта t), не більше: +- 7 % (+ - 10 %) за дельта tmin +- 6 % (+ - 8 %) за 10 град. С +- 5 % (+- 7 %) за 20 град. С де дельта tmin, дельта tmax - найменша та найбільша різниця
температур теплоносія в подавальному та зворотному трубопроводі
відповідно, град. С. 10.2.3 Межі допустимої відносної похибки теплолічильників при
вимірювання об'єму (маси) теплоносія повинні бути не більше +- 3%. 10.2.4 Межі допустимої абсолютної похибки теплолічильників
при вимірюванні температури теплоносія повинні бути не більше +-
(1,3 + 0,003 х t) град. C. 10.2.5 Межі допустимої відносної похибки теплолічильників при
вимірюванні часу напрацювання та простою повинні бути не більше +-
0,1 %. 10.2.6 Межі допустимої зведеної до верхньої межі діапазону
вимірювань похибки теплолічильників при вимірюванні надлишкового
тиску повинні бути не більше +- 4%. 10.2.7 При використанні вимірювальних інформаційних систем
обліку теплової енергії границі допустимої похибки каналу
вимірювання відповідної фізичної величини повинні відповідати
вимогам пп. 10.2.2-10.2.6.
10.3 Проектування та монтаж вузла обліку 10.3.1 Проект вузла обліку теплової енергії виконується на
підставі технічних умов, що видаються теплопостачальною
організацією. 10.3.2 Вибір і монтаж устаткування вузла обліку теплової
енергії на джерелі теплоти виконується на основі проекту,
розробленого відповідно до вимог чинних нормативних документів та
погодженого з Держенергонаглядом і територіальним органом
центрального органу виконавчої влади у сфері метрології (далі -
територіальний орган ЦОВМ). 10.3.3 Вибір і монтаж устаткування вузла обліку теплової
енергії на тепловому пункті споживача виконується на основі
проекту, розробленого відповідно до вимог чинних нормативних
документів та погодженого з енергопостачальною організацією та
територіальним органом ЦОВМ. 10.3.4 Монтаж устаткування вузла обліку повинен виконуватись
організацією, яка має ліцензію на проведення відповідних робіт.
10.4 Допуск до експлуатації вузла обліку теплової енергії
джерела теплоти 10.4.1 Допуск до експлуатації вузла обліку джерела теплоти
здійснюється представником Держенергонагляду в присутності
представника джерела теплоти, теплових мереж і територіального
органу ЦОВМ, про що складається відповідний акт. Акт складається у
чотирьох примірниках, один з яких одержує представник джерела
теплоти, другий - представник Держенергонагляду, третій -
представник теплових мереж, а четвертий - це представник
територіального органу ЦОВМ. Акт допуску до експлуатації вузлів
обліку теплової енергії на джерелі теплоти повинен бути
затверджений керівником підрозділу Держенергонагляду. Для допуску вузла обліку теплової енергії до експлуатації
представник джерела теплоти повинен пред'явити: - принципові схеми підключення виводів джерела; - проект вузла обліку, погоджений з Держенергонаглядом та
територіальним органом ЦОВМ; - паспорти ЗВТ, що входять до складу вузла обліку; - документи про повірку ЗВТ вузла обліку з діючим тавром
держповірника; - свідоцтво про державну метрологічну атестацію вузла обліку
теплової енергії (ця вимога стосується тільки тих ЗВТ, які
вимірюють масу або об'єм теплоносія методом змінного перепаду
тиску); - акт про відповідність монтажу вимогам чинних нормативних
документів (ця вимога стосується тільки тих ЗВТ, які вимірюють
масу або об'єм теплоносія методом змінного перепаду тиску); - змонтований і перевірений на працездатність вузол обліку
теплової енергії і теплоносія, включаючи ЗВТ, що реєструють
параметри теплоносія. 10.4.2 При допуску вузла обліку до експлуатації повинні бути
перевірені: - відповідність заводських номерів на ЗВТ обліку вказаним у
їх паспортах; - відповідність діапазонів вимірювань встановлених ЗВТ обліку
діапазонам вимірюваних параметрів; - якість монтажу ЗВТ і ліній зв'язку, а також відповідність
монтажу вимогам паспорта і проектної документації; - наявність пломб. 10.4.3 У випадку виявлення невідповідності вимогам цих Правил
вузол обліку до експлуатації не приймається і в акті наводиться
повний перелік виявлених недоліків щодо пунктів Правил, положення
яких порушені. 10.4.4 При допуску до експлуатації вузла обліку джерела
теплоти після отримання акта представник Держенергонагляду пломбує
ЗВТ вузла обліку теплової енергії і теплоносія. 10.4.5 Вузол обліку джерела теплоти визнається придатним для
здійснення обліку постачання теплової енергії і теплоносія з
моменту підписання акта представником джерела теплоти,
представником підрозділу Держенергонагляду, представником теплових
мереж та представником територіального органу ЦОВМ. 10.4.6 Виклик представників Держенергонагляду, теплових мереж
і територіального органу ЦОВМ для оформлення допуску вузла обліку
джерела теплоти здійснюється не пізніше, ніж за 10 днів до
передбачуваного дня оформлення вузла обліку, а допуск до
експлуатації повинен бути зроблений не пізніше ніж через 15 днів з
моменту подачі заявки. 10.4.7 Перед кожним опалювальним сезоном здійснюється
перевірка готовності вузлів обліку теплової енергії до
експлуатації, про що складається відповідний акт.
10.5 Допуск до експлуатації вузла обліку теплової енергії у
споживача 10.5.1 Допуск до експлуатації вузла обліку у споживача
здійснюється представником енергопостачальної організації в
присутності представника споживача та територіального органа ЦОВМ,
про що складається відповідний акт. Акт складається у трьох
примірниках, один з яких одержує представник споживача, другий -
представник енергопостачальної організації, а третій - представник
територіального органу ЦОВМ. Акт допуску до експлуатації вузла
обліку теплової енергії у споживача повинен бути затверджений
керівником енергопостачальної організації. Для допуску вузла обліку теплової енергії до експлуатації
представник споживача повинен пред'явити: - принципову схему теплового пункту; - проект вузла обліку, погоджений з енергопостачальною
організацією та територіальним органом ЦОВМ; - паспорти на ЗВТ вузла обліку; - документи про повірку ЗВТ вузла обліку з діючим тавром
державного повірника; - свідоцтво про державну метрологічну атестацію вузла обліку
теплової енергії (ця вимога стосується тільки тих ЗВТ, які
вимірюють масу або об'єм теплоносія методом змінного перепаду
тиску); - акт про відповідність монтажу вимогам чинних нормативних
документів (ця вимога стосується тільки тих ЗВТ, які вимірюють
масу або об'єм теплоносія методом змінного перепаду тиску); - змонтований і перевірений на працездатність вузол обліку
теплової енергії і теплоносія, включаючи ЗВТ, що реєструють
параметри теплоносія. 10.5.2 При допуску вузла обліку до експлуатації повинні бути
перевірені: - відповідність заводських номерів на ЗВТ обліку вказаним у
їх паспортах; - відповідність діапазонів вимірювань встановлених ЗВТ обліку
діапазонам вимірюваних параметрів; - якість монтажу ЗВТ і ліній зв'язку, а також відповідність
монтажу вимогам паспортів і проектної документації; - наявність пломб. 10.5.3 У разі виявлення порушень вимог цих Правил вузол
обліку до експлуатації не приймається і в акті наводиться повний
перелік виявлених недоліків із вказівками пунктів Правил,
положення яких порушено. 10.5.4 При допуску до експлуатації вузла обліку у споживача,
після одержання акта, представник енергопостачальної організації
пломбує ЗВТ вузла обліку теплової енергії і теплоносія. 10.5.5 Вузол обліку споживача визнається допущеним до ведення
обліку отриманої теплової енергії і теплоносія після підписання
акта представником енергопостачальної організації, представником
споживача і представником територіального органу ЦОВМ та його
затвердження в установленому порядку. Облік теплової енергії і теплоносія на основі показань ЗВТ
вузла обліку споживача здійснюється з моменту підписання акта про
його прийняття в експлуатацію. 10.5.6 Виклик споживачем представника енергопостачальної
організації та територіального органу ЦОВМ для оформлення допуску
вузла обліку здійснюється не пізніше ніж за 5 днів до
передбаченого дня оформлення вузла обліку, а рішення про допуск в
експлуатацію повинно бути прийняте не пізніше ніж через 10 днів з
моменту подання заявки споживачем. 10.5.7 Перед кожним опалювальним сезоном здійснюється
перевірка готовності вузла обліку теплової енергії до
експлуатації, про що складається відповідний акт.
10.6. Експлуатація вузла обліку теплової енергії на джерелі
теплоти 10.6.1 Вузол обліку теплової енергії на джерелі теплоти
повинен експлуатуватися відповідно до технічної документації,
перелік якої наведено у п. 10.4.1. цих Правил. 10.6.2 За технічний стан приладів вузла обліку джерела
теплоти несе відповідальність, зазначену в акті допуску вузла
обліку до експлуатації, службова особа організації, на балансі
якої перебуває вузол обліку. 10.6.3 Вузол обліку джерела теплоти експлуатується персоналом
джерела теплоти. 10.6.4 Керівник джерела теплоти повинен на першу вимогу
забезпечити представникам Держенергонагляду і теплових мереж
безперешкодний доступ до вузла обліку теплової енергії, надати їм
для ознайомлення документацію, причетну до вузла обліку. Безперешкодний доступ забезпечується також представнику
споживача, якщо облік отриманої споживачем теплової енергії
робиться по ЗВТ, які встановлено на вузлі обліку джерела теплоти. 10.6.5 Порушення вимог експлуатації, визначених технічною
документацією згідно з п. 10.4.1 цих Правил, прирівнюється до
виходу із ладу вузла обліку теплової енергії джерела. Час виходу із ладу вузла обліку теплової енергії джерела
теплоти фіксується відповідним записом до журналу з негайним (не
більше ніж доба) повідомлення про це представника
Держенергонагляду і теплових мереж. 10.6.6 Вузол обліку теплової енергії визнається таким, що
вийшов з ладу, у випадку: - несанкціонованого втручання у його роботу; - порушення пломб на устаткуванні вузла обліку, ліній
електричних зв'язків; - механічного пошкодження ЗВТ і елементів вузла обліку; - роботи будь-якого з них за межами норм точності, які
встановлено у розділі 10.2; - підключення до трубопроводів, не передбачених проектом
вузла обліку. Представник джерела теплоти повинен також повідомити
Держенергонагляд і теплові мережі про показання ЗВТ вузла обліку
на момент їх виходу з ладу. Порядок ведення обліку теплової енергії і теплоносія, а також
його параметрів після виходу з ладу ЗВТ вузла обліку приймаються
спільним рішенням представників джерела теплоти і теплових мереж і
оформлюється Протоколом. Представник джерела теплоти повинен повідомити представника
абонента про вихід з ладу ЗВТ вузла обліку, якщо облік отриманої
теплової енергії здійснюється ЗВТ, які встановлено на вузлі обліку
джерела теплоти, і передати споживачу дані показань ЗВТ на момент
їх виходу з ладу. Взаємозв'язок між енергопостачальною організацією і
споживачем у таких випадках регламентується Договором. 10.6.7 Показання ЗВТ даного вузла обліку джерела теплоти
щодоби в один і той же час фіксуються у журналах. Час початку
записів показань ЗВТ вузла обліку у журналі фіксується в акті
допуску вузла обліку до експлуатації. До журналу повинні додаватися записи показань ЗВТ, які
реєструють параметри теплоносія. 10.6.8 Періодичну перевірку вузлів обліку джерела теплоти
здійснюють представник Держенергонагляду і теплових мереж у
присутності представника джерела теплоти, а також представника
споживача, якщо облік спожитої теплової енергії ведеться ЗВТ
обліку, які встановлені на вузлі обліку джерела теплоти.
10.7 Експлуатація вузла обліку теплової енергії у споживача 10.7.1 Вузол обліку теплової енергії у споживача повинен
експлуатуватися згідно з технічною документацією відповідно до
п. 10.5.1 цих Правил. 10.7.2 Відповідальність за експлуатацію і поточне
обслуговування вузла обліку споживача несе службова особа,
призначена керівником організації, у віданні якої перебуває даний
вузол обліку. 10.7.3 Роботи з обслуговування вузла обліку, пов'язані з
демонтажем, монтажем і ремонтом устаткування, повинні виконуватися
персоналом спеціалізованих організацій, які мають ліцензію на
право виконання відповідних робіт. 10.7.4 Керівник організації, у віданні якої перебуває вузол
обліку теплової енергії споживача, зобов'язаний на першу вимогу
представників енергонагляду та енергопостачальної організації
забезпечити їм безперешкодний доступ на вузол обліку теплової
енергії. 10.7.5 Показання ЗВТ вузла обліку споживача щодобово в один і
той же час фіксуються у журналах. Час початку записів показань ЗВТ
вузла обліку в журналі фіксується актом введення вузла обліку в
експлуатацію. 10.7.6 У термін, який визначено Договором, споживач
зобов'язаний подати до енергопостачальної організації журнал
обліку теплової енергії і енергоносія, а також відомості щодо
показань ЗВТ обліку споживання теплової енергії. У разі відмови у прийнятті неякісно чи невірно оформлених
відомостей показань ЗВТ обліку споживання теплової енергії, які
використовують для розрахунків із споживачем за отриману теплову
енергію і теплоносії, енергопостачальна організація зобов'язана у
триденний строк повідомити споживача у письмовій формі про причини
відмови відповідно до пунктів цих Правил і Договору. 10.7.7 Порушення вимог експлуатації, визначених технічною
документацією згідно з п. 10.5.1 цих Правил, прирівнюється до
виходу з ладу вузла обліку, фіксується відповідним записом у
журналі з негайним (не більш ніж протягом доби) повідомленням про
це енергопостачальної організації і оформлюється протоколом. Представник споживача повинен повідомити енергопостачальну
організацію про показання ЗВТ вузла обліку на момент їх виходу з
ладу. 10.7.8 При виході з ладу ЗВТ обліку, за допомогою яких
визначається кількість теплової енергії і маса (об'єм) теплоносія,
а також ЗВТ, що реєструють параметри теплоносія, ведення обліку
теплової енергії і маси (об'єму) теплоносія та реєстрація його
параметрів (на період загалом не більше 15 діб протягом року з
моменту прийняття вузла обліку на комерційний розрахунок)
здійснюється на підставі показань цих приладів, які знято за
попередні перед виходом з ладу три доби, з коригуванням за
фактичною температурою зовнішнього повітря на період перерахунку. 10.7.9 При несвоєчасному повідомленні споживачем про
порушення режиму і умов роботи у вузлах обліку і про вихід його з
ладу вузол обліку вважається таким, що вийшов з ладу, з моменту
його останньої перевірки енергопостачальною організацією. У цьому
випадку кількість теплової енергії, маса (об'єм) теплоносія і
значення його параметрів визначаються енергопостачальною
організацією на підставі розрахункових теплових навантажень згідно
з Договором і показаннями ЗВТ вузла обліку джерела теплоти. 10.7.10 Вузол обліку теплової енергії вважається таким, що
вийшов з ладу, у випадках: - несанкціонованого втручання у його роботу; - порушення пломб на устаткуванні вузла обліку, ліній
електричних зв'язків; - механічного пошкодження ЗВТ і елементів вузла обліку; - роботи будь-якого з ЗВТ за межами норм точності згідно з
розділом 10.2; - підключення у трубопроводи, не передбачені проектом вузла
обліку. При цьому положення п. 10.7.8 на цих споживачів не
поширюються, а розрахунки за теплову енергію здійснюються
енергопостачальною організацією з моменту останньої перевірки
енергопостачальною організацією вузла обліку споживача на підставі
розрахункових теплових навантажень згідно з Договором і
показаннями ЗВТ вузла обліку джерела теплоти. 10.7.11 Після закінчення строку дії повірки хоча б одного з
ЗВТ вузла обліку теплової енергії і теплоносія показання ЗВТ цього
вузла обліку не враховують при взаємних розрахунках між
енергопостачальною організацією і споживачем. Вузол обліку
вважається таким, що вийшов з ладу, згідно з п. 10.7.9. 10.7.12 Після відновлення до технічного стану вузла обліку до
рівня, який відповідає вимогам цих Правил та проекту вузла обліку
теплової енергії і теплоносія, допуск його в експлуатацію
здійснюється відповідно до п. 10.5, про що складається акт.
10.8. Повірка засобів вимірювальної техніки 10.8.1 ЗВТ, що входять до вузла обліку теплової енергії,
підлягають періодичній повірці з міжповірочним інтервалом,
встановленим ЦОВМ. 10.8.2 Переліки ЗВТ обліку складаються їх користувачами ( за
винятком фізичних осіб, що не є суб'єктами підприємницької
діяльності) і подаються на погодження до відповідного
територіального органу ЦОВМ. 10.8.3 Підприємства, організації та фізичні особи зобов'язані
своєчасно (з урахуванням встановлених міжповірочних інтервалів)
подавати засоби вимірювальної техніки на повірку. 10.8.4 Порядок подання фізичними особами, що не є суб'єктами
підприємницької діяльності, - власниками ЗВТ, що входять до вузла
обліку теплової енергії, на періодичну повірку встановлюється
Кабінетом Міністрів України. 10.8.5 Періодична повірка, обслуговування та ремонт (у тому
числі демонтаж, транспортування та монтаж) ЗВТ, які належать
фізичним особам, що не є суб'єктами підприємницької діяльності,
здійснюються за рахунок підприємств і організацій, які надають
послуги з теплопостачання.
{ Розділ 10 в редакції Наказу Державного комітету з питань
житлово-комунального господарства N 234 ( v0234508-04 ) від
29.12.2004 }
Додаток 1(обов'язковий)
БУДІВЕЛЬНИЙ ПАСПОРТ ПІДЗЕМНОГО(надземного) газопроводу, газового вводу
(непотрібне закреслити)
збудованого ______________________________________________________(назва будівельно-монтажної організації та номер проекту) __________________________________________________________________
за адресою: ______________________________________________________(місто, вулиця, прив'язка початкового й кінцевого пікетів)
1. Характеристика газопроводу (газового вводу)
Вказується довжина (для вводу - підземної і надземної ділянки),
діаметр, робочий тиск газопроводу, тип ізоляційного покриття
лінійної частини і зварних стиків (для підземних газопроводів і
газових вводів), число встановлених запірних пристроїв та інших
споруд
__________________________________________________________________ __________________________________________________________________
2. Перелік доданих сертифікатів, технічних паспортів (або їх
копій), інших документів, які засвідчують якість матеріалів та
обладнання _______________________________________________________ __________________________________________________________________
__________________________________________________________________ __________________________________________________________________
2. Перелік доданих сертифікатів, технічних паспортів (або їх
копій), інших документів, які засвідчують якість матеріалів та
обладнання _______________________________________________________ __________________________________________________________________
Примітка. Допускається додавати (або розміщувати у цьому
розділі) витяги із вказаних документів, завірених особою,
відповідальною за будівництво об'єкта, які містять необхідні
відомості (N сертифіката, марка (тип), ГОСТ (ТУ), розміри, номер
партії, завод-виробник, дата випуску, результати випробувань).
3. Дані про зварювання стиків газопроводів
------------------------------------------------------------------ | Прізвище, | Номер | Зварено стиків |Дата проведення | | ім'я, по | (клеймо) | | зварювальних | | батькові | зварника | | робіт | | зварника | | | | |--------------+-----------+--------------------+----------------| | | | діаметр |число, | | | | | труб, мм | шт. | | |--------------+-----------+----------+---------+----------------| | | | | | | ------------------------------------------------------------------
__________________________________________________________________(посада, підпис, ініціали, прізвище виконавця робіт)
1. "___" ____________ 199_ р. перед випробуванням на міцність
проведено продування газопроводу повітрям. 2. "___" ____________ 199_ р. проведено пневматичне
випробування (гідравлічне) газопроводу на міцність тиском _____
МПа (____кгс/кв.см) з витримкою протягом ____ год. Газопровід
випробування на міцність витримав. 3. "___" ____________ 199_ р. записаний до проектних позначок
газопроводів із встановленою на ньому арматурою та відгалуженнями
і об'єктами до запірних пристроїв, що відключають (або підземна
частина газового вводу), випробуваний на герметичність протягом ____ год.До початку випробувань підземний газопровід був під тиском
повітря протягом ____ год. для вимірювання температури повітря у
газопроводі з температурою грунту. Заміри провадилися манометром (дафманометром) згідно з
ГОСТ _____, клас ____.
Приклад оформлення плану (схеми) зварнихстиків підземних газопроводів
( va009241-99 )
Дані замірів тиску під час випробуванняпідземного газопроводу
---------------------------------------------------------------- | Дата | Заміри тиску, кПа |Падіння тиску, кПа| | випробування | (мм рт. ст.) | (мм рт. ст.) | |-------------------+-----------------------+------------------| |місяць|число|години|манометричні|барометри-|допустиме|фактичне| | | | | | чні | | | |------+-----+------+------------+----------+---------+--------| | | | | | | | | ----------------------------------------------------------------
Згідно з даними наведених замірів тиску підземних
газопроводів випробування на герметичність витримав, витікання і
дефектів у доступних для перевірки місцях не виявлено.
"___" ____________ 199_ р. проведено випробування надземного
газопроводу (надземної частини газового вводу) на герметичність
тиском ____ МПа (____ кгс/квсм) з витримкою протягом ____ год.,
наступним зовнішнім оглядом і перевіркою усіх зварних, нарізних і
фланцевих з'єднань. Витікання і дефектів не виявлено. Надземний
газопровід (надземна частина газового вводу) випробування на
герметичність витримав.
Виконавець робіт _________________________________________________(посада, підпис, ініціали, прізвище)
Представник газового господарства _________________________________________________(посада, підпис, ініціали, прізвище)
"___" ____________ 199_ р. проведено випробування надземного
газопроводу (надземної частини газового вводу) на герметичність
тиском ____ МПа (____ кгс/квсм) з витримкою протягом ____ год.,
наступним зовнішнім оглядом і перевіркою усіх зварних, нарізних і
фланцевих з'єднань. Витікання і дефектів не виявлено. Надземний
газопровід (надземна частина газового вводу) випробування на
герметичність витримав.
Виконавець робіт _________________________________________________(посада, підпис, ініціали, прізвище)
Представник газового господарства _________________________________________________(посада, підпис, ініціали, прізвище)
4. Перевірка глибини закладання газопроводу, схилів, постелі
улаштування футлярів, колодязів, конвертів (складається для
підземних газопроводів і газових вводів). Встановлено, що глибину закладання газопроводу від поверхні
землі до верху труби усій довжині, ухили газопроводів, постіль під
трубами, а також улаштування футлярів, конвертів відповідають
проекту.
Виконавець робіт _________________________________________________(посада, підпис, ініціали, прізвище)
Представник газового господарства _________________________________________________(посада, підпис, ініціали, прізвище)
5. Перевірка якості захисного покриття підземного газопроводу
(газового вводу). 1. Перед укладанням у траншею перевірено захисне покриття
труб і стиків: на відсутність механічних пошкоджень і тріщин під
час зовнішнього огляду: товщина - заміром згідно з ГОСТ 9.602-89
____ мм; адгезія до сталі - згідно з ГОСТ 9.602-89; суцільність -
дефектоскопом.____ мм; адгезія до сталі - згідно з ГОСТ 9.602-89; суцільність -
дефектоскопом. 2. Стики, ізольовані у траншеї, перевірені під час
зовнішнього огляду на суцільність покриття, відсутність механічних
пошкоджень і тріщин.3. Перевірка на відсутність електричного контакту між металом
труби і грунтом проведена після повної засипки траншеї
"___" ____________ 199_ р.
3. Перевірка на відсутність електричного контакту між металом
труби і грунтом проведена після повної засипки траншеї
"___" ____________ 199_ р.
Примітка. Якщо траншея була засипана у холодний період року і
при глибині промерзання фунту понад 10 см, то будівельно-монтажна
організація повинна виконувати перевірку після відтавання грунту,
про що слід зробити запис в акті про приймання закінченого
будівництвом об'єкта системи газопостачання.
Під час перевірки якості захисного покриття дефектів на
виявлено.
Начальник лабораторії ____________________________________________(посада, підпис, ініціали, прізвище)
Представник газового господарства ____________________________________________(посада, підпис, ініціали, прізвище)
6. Продування газопроводу, випробування його на міцність і
герметичність.
7. Висновок.
Газопровід (газовий ввід) збудовано згідно з проектом, розробленим __________________________________________________________________(назва проектної організації і дата випуску проекту) __________________________________________________________________
з урахуванням погоджених змін, внесених до робочих креслень N ___.
Будівництво розпочато "___" ____________ 199_ р. Будівництво закінчено "___" ____________ 199_ р.
Головний інженер СБМУ ____________________________________________(підпис, ініціали, прізвище)
Представник газового господарства ____________________________________________(посада, підпис, ініціали, прізвище)
Додаток 2(обов'язковий)
БУДІВЕЛЬНИЙ ПАСПОРТвнутрішніх газопроводів і газового
обладнання котельні
змонтованого _____________________________________________________(назва будівельно-монтажної організації і номер проекту) __________________________________________________________________
за адресою _______________________________________________________
1. Характеристика газообладнання.
Вказується для газообладнання котельні - загальна довжина
газопроводу, тип і число встановленого газового обладнання,
робочий тиск газу __________________________________________________________________ __________________________________________________________________
Вказується для газообладнання котельні - загальна довжина
газопроводу, тип і число встановленого газового обладнання,
робочий тиск газу __________________________________________________________________ __________________________________________________________________
2. Перелік доданих сертифікатів, технічних паспортів (їх
копій) та інших документів, які засвідчують якість матеріалів та
обладнання
__________________________________________________________________ __________________________________________________________________
__________________________________________________________________ __________________________________________________________________
Примітка. Допускається додавати (або розміщувати у даному
розділі) витяги із вказаних документів, завірені особою,
відповідальною за будівництво об'єкта, і які містять потрібні
відомості (номер сертифіката, марка (тип), ГОСТ (ТУ), розміри,
номер партії, завод-виробник, дата випуску, результати
випробувань).
3. Дані про зварювання стиків газопроводу
------------------------------------------------------------------ |Прізвище, ім'я,| Номер | Зварено стиків | Дата | | по батькові | (клеймо) | | проведення | | зварника | зварника | |зварювальних | | | | | робіт | |---------------+-----------+----------------------+-------------| | | | діаметр |число, шт.| | | | | труб, мм | | | |---------------+-----------+-----------+----------+-------------| | | | | | | ------------------------------------------------------------------
__________________________________________________________________(посада, підпис, ініціали, прізвище виконавця робіт)
4. Випробування газопроводу на міцність і герметичність. 1. Перед монтажем газопроводу труби оглянуті і внутрішня
порожнина їх очищена від бруду, окалини та інших забруднень.2. "___" ___________ 199_ р. газопровід випробувано на
міцність тиском повітря на вводі до кранів на спуску до обладнання
(приладів). 2. "___" ___________ 199_ р. газопровід випробувано на
міцність тиском повітря на вводі до кранів на спуску до обладнання
(приладів). Випробування на міцність газопровів витримав.3. "___" ___________ 199_ р. газопроводів випробувано на
герметичність тиском ____ МПа протягом ____ год. з підключеними
газовими приладами, фактичне падіння тиску ____ МПа при
допустимому тиску ____ МПа. 3. "___" ___________ 199_ р. газопроводів випробувано на
герметичність тиском ____ МПа протягом ____ год. з підключеними
газовими приладами, фактичне падіння тиску ____ МПа при
допустимому тиску ____ МПа. Витікання і дефектів під час зовнішнього огляду і перевірки
не з'єднань не виявлено. Газопровід випробування на герметичність
витримав.
Виконавець робіт ________________________________________________(посада, підпис, ініціали, прізвище)
Представник спеціалізованого підприємства газового господарства ________________________________________________(посада, підпис, ініціали, прізвище)
5. Висновок Газообладнання котельні (включаючи газопровід) змонтовано
згідно з проектом, розробленим
__________________________________________________________________(назва проектної організації і дата випуску проекту) __________________________________________________________________
з урахуванням погоджених змін, внесених до робочих креслень N ___.
Будівництво розпочато "___" ____________ 199_ р. Будівництво закінчено "___" ____________ 199_ р.
Головний інженер СБМУ ___________________________________________(підпис, ініціали, прізвище)
Представник спеціалізованого підприємства газового господарства ___________________________________________(посада, підпис, ініціали, прізвище)
__________________________________________________________________(назва проектної організації і дата випуску проекту) __________________________________________________________________
з урахуванням погоджених змін, внесених до робочих креслень N ___.
Будівництво розпочато "___" ____________ 199_ р. Будівництво закінчено "___" ____________ 199_ р.
Головний інженер СБМУ ___________________________________________(підпис, ініціали, прізвище)
Представник спеціалізованого підприємства газового господарства ___________________________________________(посада, підпис, ініціали, прізвище)
Додаток 3(обов'язковий)
БУДІВЕЛЬНИЙ ПАСПОРТ ГРП
збудованого ______________________________________________________(назва будівельно-монтажної організації, номер проекту) __________________________________________________________________
за адресою: ______________________________________________________
1. Характеристика ГРП Вказується тиск газу (на вході і виході), тип і розміри
встановленого обладнання, число і площа приміщень, система
опалення і вентиляції, дані про освітлення, зв'язок, телекерування
__________________________________________________________________
__________________________________________________________________
2. Перелік доданих сертифікатів, технічних паспортів (та їх
копій) та інших документів, які засвідчують якість матеріалів та
обладнання
__________________________________________________________________
__________________________________________________________________
Примітка. Допускається додавати (або розміщувати у даному
розділі) витяги із вказаних документів, завірені особою,
відповідальною за будівництво об'єкта, і які містять потрібні
відомості (номер сертифіката, марка (тип), ГОСТ (ТУ), розміри,
номер партії, завод-виробник, дата випуску, результати
випробувань)
3. Дані про зварювання стиків газопроводів
------------------------------------------------------------------ | Прізвище, | Номер | Зварено стиків |Дата проведення| | ім'я, по | (клеймо) | | зварювальних | | батькові | зварника | | робіт | | зварника | | | | |--------------+------------+--------------------+---------------| | | | діаметр |число, | | | | | труб, мм | шт. | | |--------------+------------+----------+---------+---------------| | | | | | | ------------------------------------------------------------------
__________________________________________________________________(посада, підпис, ініціали, прізвище виконавця робіт)
4. Випробування газопроводів і обладнання ГРП на міцність і
герметичність.1. "___" ____________ 199_ р. проведено випробування
газопроводу та обладнання ГРП на міцність тиском ____ МПа з
витримкою протягом 1 год. 1. "___" ____________ 199_ р. проведено випробування
газопроводу та обладнання ГРП на міцність тиском ____ МПа з
витримкою протягом 1 год. Газопровід і обладнання ГРП випробування на міцність
витримали.2. "___" ____________ 199_ р. проведено випробування
газопроводів та обладнання ГРП на герметичність тиском ____ МПа
протягом ____ год. 2. "___" ____________ 199_ р. проведено випробування
газопроводів та обладнання ГРП на герметичність тиском ____ МПа
протягом ____ год. Падіння тиску ____ МПа при допустимому падінні тиску____ МПа.
Дані замірів тиску під час випробування ГРПна герметичність
------------------------------------------------------------------ | Дата | Заміри тиску, кПа |Падіння тиску, кПа| | випробування | | | |-------------------+-------------------------+------------------| |місяць|число|години|манометричне|барометричне|допустиме|фактичне| ------------------------------------------------------------------
Газопровід і обладнання ГРП випробування на герметичність
витримав.
Виконавець робіт ________________________________________________(посада, підпис, ініціали, прізвище)
Представник спеціалізованого підприємства газового господарства ________________________________________________(посада, підпис, ініціали, прізвище)
Примітка. Якщо випробування газопроводів та обладнання ГРП на
міцність і герметичність провадяться окремо для високого і
низького тиску, то в даному розділі паспорта слід зробити два
записи - один щодо випробування на високий тиск, другий - на
низький.
5. Висновок.
ГРП збудовано згідно з проектом, розробленим ________________ __________________________________________________________________(назва проектної організації і дата випуску проекту)
з урахуванням погоджених змін проекту, внесених до робочих
креслень N ____.
Будівництво ГРП розпочато "___" ____________ 199_ р. Будівництво ГРП закінчено "___" ____________ 199_ р.
Головний інженер СБМУ ___________________________________________(підпис, ініціали, прізвище)
Представник спеціалізованого підприємства газового господарства ___________________________________________(посада, підпис, ініціали, прізвище)
Додаток 4про приймання закінченого будівництвом об'єкта
системи газопостачання
__________________________________________________________________(назва і адреса об'єкта)
м. ____________ "___"____________ 199_ р.
Приймальна комісія у складі: голови комісії - представник
замовника ________________________________________________________(посада, прізвище, ім'я, по батькові)
Членів комісії, представників:
генерального підрядника: _________________________________________ __________________________________________________________________(посада, прізвище, ім'я, по батькові)
експлуатаційної організації ______________________________________ __________________________________________________________________(посада, прізвище, ім'я, по батькові)
органів Держнаглядохоронпраці України ____________________________ __________________________________________________________________(посада, прізвище, ім'я, по батькові)
ВСТАНОВИЛА:1. Генеральним підрядником __________________________________
(назва організації) __________________________________________________________________
(назва об'єкта)
2. Субпідрядними організаціями ______________________________(назва організації) __________________________________________________________________
виконано _________________________________________________________(види робіт)
3. Проект N ____ розроблено _________________________________(назва організації) __________________________________________________________________
1. Генеральним підрядником __________________________________(назва організації) __________________________________________________________________
(назва об'єкта)
2. Субпідрядними організаціями ______________________________(назва організації) __________________________________________________________________
виконано _________________________________________________________(види робіт)
3. Проект N ____ розроблено _________________________________(назва організації) __________________________________________________________________
4. Будівництво здійснюється у строки:
початок робіт _______________, закінчення робіт __________________(місяць, число) (місяць, число)
початок робіт _______________, закінчення робіт __________________(місяць, число) (місяць, число)
Приймальна комісія розглянула документацію, подану згідно з
вимогами "Правил приймання закінчених будівельних об'єктів систем
газопостачання" (п. 2.6.92 - 2.6.96) і ПБСГ. здійснила зовнішній
огляд об'єкта, визначила відповідність виконаних
будівельно-монтажних робіт проекту, провела за необхідності:
додаткові випробування (крім зафіксованих у виконавчій
документації)
__________________________________________________________________ __________________________________________________________________(види випробувань)
__________________________________________________________________ __________________________________________________________________(види випробувань)
Рішення приймальної комісії: 1. Будівельно-монтажні роботи виконано у повному обсязі
згідно з проектом, вимогами СНиП 3.05.02-87, ПБСГ.2. Представлений до приймання _______________________________
вважати прийнятим (назва об'єкта)
замовником разом з доданою документацією "___"____________ 199_ р.
Голова комісії __________________________(підпис)
М.П.
Представник генерального підрядника ___________________________(підпис)
Представник експлуатаційної ___________________________
організації (підпис)
Представник органів
Держнаглядохоронпраці України ___________________________(підпис)
2. Представлений до приймання _______________________________
вважати прийнятим (назва об'єкта)
замовником разом з доданою документацією "___"____________ 199_ р.
Голова комісії __________________________(підпис)
М.П.
Представник генерального підрядника ___________________________(підпис)
Представник експлуатаційної ___________________________
організації (підпис)
Представник органів
Держнаглядохоронпраці України ___________________________(підпис)
Додаток 5
Послідовність і тривалість операцій щодо луженняі випробування котла на парову щільність
---------------------------------------------------------------- | N | Назва операцій |Тривалість операцій, | |п/п| | год. | | | |---------------------| | | |мала іржа|велика іржа| | | | | і | | | | |забруднення| |---+------------------------------------+---------+-----------| |1. |Введення реагентів в кінці сушіння | 3 | 3 | | |обмурку | | | |---+------------------------------------+---------+-----------| |2. |Підняття тиску до 0,3 - 0,4 МПа | 3 | 3 | |---+------------------------------------+---------+-----------| |3. |Луження при тиску 0,3 - 0,4 Мпа і | 12 | 12 | | |навантаженні котлів 5 - 10 % | | | | |номінального з виконанням обтяжки | | | | |болтових з'єднань котла | | | |---+------------------------------------+---------+-----------| |4. |Продування і підживлення котла із | 1 | 1 | | |зниженням тиску до нуля | | | |---+------------------------------------+---------+-----------| |5. |Додаткове введення фосфатів (друга | - | 1 | | |порція) | | | |---+------------------------------------+---------+-----------| |6. |Піднімання тиску до 1 МПа і луження | 8 | 12 | | |при 5 - 10 % навантаження | | | |---+------------------------------------+---------+-----------| |7. |Продування котла з нижніх точок і | 2 | 2 | | |підживлення його із зниження тиску | | | | |до 0,3 - 0,4 МПа | | | |---+------------------------------------+---------+-----------| |8. |Нове піднімання тиску до 1,3 МПа, а | 8 | 12 | | |для котлів з тиском 2,3 МПа і 3,9 | | | | |МПа до 2,3 МПа і луження при 5 - 10%| | | | |навантаження | | | |---+------------------------------------+---------+-----------| |9. |Зміна котлової води шляхом | 8 | 8 | | |багаторазових продувань через нижні | | | | |точки продувок з наступним | | | | |підживленням і доведенням показників| | | | |котлової води до експлуатаційної | | | | |норми | | | |---+------------------------------------+---------+-----------| |10.|Випробування котла на парову | 6 | 6 | | |щільність і продування паропроводів | | | | |з регулюванням клапанів, а для | | | | |котлів з тиском 3,9 МПа - у тому | | | | |числі піднімання тиску до 3,9 МПа | | | | |протягом двох годин | | | ----------------------------------------------------------------
Примітка. Соду вводять відразу у розрахунковій кількості, а
тринатрійфосфат для котлів з великим шаром іржі - половину
розрахункової кількості відразу, а другу половину - під час
луження (див. п. 5).
Додаток 6
Граничнодопустимі концентраціїшкідливих речовин у повітрі
------------------------------------------------------------------ |Забруднююча речовина| ГДК, мг/куб.м | | |-------------------------------------------| | | на | у населеному пункті | | | робочому| | | | місці | | | |---------+---------------------------------| | | |максимально-разова|середньодобова| |--------------------+---------+------------------+--------------| |Діоксид | 5 | 0,085 | 0,085 | |--------------------+---------+------------------+--------------| |Сірчистий ангідрид | 10 | 0,5 | 0,05 | |--------------------+---------+------------------+--------------| |Оксид вуглецю | 20 | 3,0 | 1,0 | |--------------------+---------+------------------+--------------| |Пил нетоксичний | 2 | 0,5 | 0,15 | |--------------------+---------+------------------+--------------| |Сажа (кіптява) | - | 0,5 | 0,05 | |--------------------+---------+------------------+--------------| |Сірководень | - | 0,008 | 0,008 | |--------------------+---------+------------------+--------------| |Ванадій | - | - | 0,002 | |--------------------+---------+------------------+--------------| |Формальдегід | - | 0,035 | 0,012 | |--------------------+---------+------------------+--------------| |Фтористі з'єднання | - | 0,02 | 0,005 | |(за фтором) | | | | |--------------------+---------+------------------+--------------| |Хлор | - | 0,1 | 0,03 | |--------------------+---------+------------------+--------------| |Ацетон | - | 0,35 | 0,05 | |--------------------+---------+------------------+--------------| |Бензопірен | - | - | 10-7 | |--------------------+---------+------------------+--------------| |Толуол | - | 0,06 | 0,6 | ------------------------------------------------------------------
Додаток 7
Шкідливий вплив токсичних речовинна організм людини
------------------------------------------------------------------ | Тривалість і характер | Вміст у повітрі, мг/л | | впливу токсичних речовин | | | |------------------------------------| | | I ступінь |II ступінь |III ступінь | |---------------------------+-----------+-----------+------------| |Декілька годин без захисної| 0,0025 | 0,0008 | 0,01 | |дії | | | | |---------------------------+-----------+-----------+------------| |Ознаки легкого отруєння | 0,005 | 0,001 |0,01 - 0,05 | |---------------------------+-----------+-----------+------------| |Значні отруєння через | 0,008 - | 0,005 | 0,2 - 0,3 | |30 хв. | 0,005 | | | |---------------------------+-----------+-----------+------------| |Небезпечно для життя при | 0,06 | 0,015 | 0,5 - 0,8 | |короткочасній дії | | | | ------------------------------------------------------------------
Додаток 8
СХЕМИгазопостачання котелень і розмежування
зон обслуговування
( va009241-99 )
Додаток 9
НАРЯД-ДОПУСК N ____на виконання газонебезпечних робіт
у газовому господарстві
"___" ____________ 199_ р.
1. Назва підприємства ________________________________________ __________________________________________________________________
2. Посада, прізвище, ім'я, по батькові особи, яка одержала
наряд на виконання робіт
__________________________________________________________________ __________________________________________________________________
3. Місце і характер робіт ___________________________________ __________________________________________________________________
4. Склад бригади ____________________________________________(прізвище, ім'я, по батькові)
5. Дата і час початку робіт _________________________________
6. Технологічна послідовність основних операцій при виконанні
робіт ____________________________________________________________
7. Робота дозволяється при виконанні таких основних засобів
безпеки __________________________________________________________(перелічуються основні засоби безпеки, вказуються
__________________________________________________________________інструкції, якими слід керуватися)
8. Засоби загального і індивідуального захисту, які
зобов'язана мати бригада _________________________________________
9. Результати аналізу повітряного середовища на наявність
газів у замкнених приміщеннях і колодязях, проведеного перед
початком робіт ___________________________________________________ __________________________________________________________________
Посада, прізвище, ім'я, по батькові
особи, яка видала наряд-допуск _________________(підпис)
Наряд на виконання одержав _________________(підпис)
__________________________________________________________________ __________________________________________________________________
3. Місце і характер робіт ___________________________________ __________________________________________________________________
4. Склад бригади ____________________________________________(прізвище, ім'я, по батькові)
5. Дата і час початку робіт _________________________________
6. Технологічна послідовність основних операцій при виконанні
робіт ____________________________________________________________
7. Робота дозволяється при виконанні таких основних засобів
безпеки __________________________________________________________(перелічуються основні засоби безпеки, вказуються
__________________________________________________________________інструкції, якими слід керуватися)
8. Засоби загального і індивідуального захисту, які
зобов'язана мати бригада _________________________________________
9. Результати аналізу повітряного середовища на наявність
газів у замкнених приміщеннях і колодязях, проведеного перед
початком робіт ___________________________________________________ __________________________________________________________________
Посада, прізвище, ім'я, по батькові
особи, яка видала наряд-допуск _________________(підпис)
Наряд на виконання одержав _________________(підпис)
1. Інструктаж з проведення робіті заходів безпеки
------------------------------------------------------------------ | N | Прізвище, | Посада, | Підпис про | Примітка | |п/п | ім'я, по | професія | одержання | | | | батькові | | інструктажу | | ------------------------------------------------------------------
2. Зміни в складі бригади
------------------------------------------------------------------ |Прізвище, | Причина | Час |Прізвище, |Причина | Час | | ім'я, по | змін | | ім'я, по | змін | | | батькові | | | батькові | | | ------------------------------------------------------------------
3. Продовження наряду
------------------------------------------------------------------ | Дата і час | Прізвище, |Підпис | Прізвище, | Підпис | | | ім'я, по | | ім'я, по | | | | батькові, | | батькові | | | | посада | | керівника | | | | особи, яка | | робіт | | | | продовжила | | | | | | наряд | | | | |----------------------+------------+-------+-----------+--------| | Початок |Закінчення| | | | | | робіт | робіт | | | | | ------------------------------------------------------------------
4. Висновок керівника робіт після їх закінчення
__________________________________________________________________ __________________________________________________________________ __________________________________________________________________ __________________________________________________________________ __________________________________________________________________ __________________________________________________________________(підпис)
Додаток 10
ЖУРНАЛ РЕЄСТРАЦІЇнарядів-допусків на проведення
газонебезпечних робіт
__________________________________________________________________ __________________________________________________________________(назва газового господарства, служби, цеху)
Розпочато "___" ____________ 199_р.Закінчено "___" ____________ 199_ р.
Термін зберігання 5 років.
--------------------------------------------------------------------- |Номер | Дата | Прізвище, |Посада| Адреса | Підпис | Відмітка | |наряду-|видання| ім'я, по | | місця | про | про | |допуску|наряду-| батькові | |проведення|одержання|виконання | | |допуску|особи, яка | | роботи |наряду- | робіт і | | | | видала | | і її |опуску і |повернення| | | |наряд-допуск| |характер | дата | наряду- | | | | | | | |допуску і | | | | | | | | дата | ---------------------------------------------------------------------
Додаток 11
стор. 1
ПАСПОРТ ТРУБОПРОВОДУ
Реєстраційний номер N ____
При зміні власника трубопроводу цей паспорт передається новому
власникові.
Назва і адреса підприємства-власника трубопроводу ________________ __________________________________________________________________
Призначення трубопроводу і його категорія ________________________ __________________________________________________________________
Робоче середовище ________________________________________________
Робочі параметри середовища:
тиск МПа (кгс/кв.см) _____________________________________________
температура (град. C) ____________________________________________
Розрахунковий термін служби, років (1) ___________________________
Розрахунковий ресурс, годин (1) __________________________________
Розрахункова кількість пусків (1) (заповнюється для трубопроводів
I і II категорії) ________________________________________________
Перелік схем, креслень, розрахунків на міцність, свідоцтв і інших
документів на виготовлення і монтаж трубопроводу, що подаються під
час реєстрації ___________________________________________________ __________________________________________________________________ __________________________________________________________________ _______________________________________________________Керівник (заступник) підприємства-власника трубопроводу _______________________________________________________
(підпис, прізвище, ініціали)
М.П. "___" ____________ 199_ р.
_______________(1) Заповнюється по даних проектної організації.
Паспорт виготовляється в твердій обкладинці форматом 210 х 297 мм.
стор. 2
Відомості про місцезнаходження трубопроводу
------------------------------------------------------------------ | Назва підприємства, | Місцезнаходження | Дата монтажу | |власника трубопроводу| трубопроводу | трубопроводу | | | (адреса власника) | | |---------------------+---------------------+--------------------| | | | | ------------------------------------------------------------------
стор. 3
Особа, відповідальна за справний стані безпечну експлуатацію трубопроводу
------------------------------------------------------------------ | Номер і дата | Посада, |Дата перевірки | Підпис | | наказу про |прізвище, ім'я,| знань Правил | відповідальної | | призначення | по батькові | безпеки | особи | |---------------+---------------+---------------+----------------| | | | | | ------------------------------------------------------------------
стор. 4-12
Записи власника про ремонт і реконструкціютрубопроводу
------------------------------------------------------------------ | Дата запису | Перелік робіт, що | Підпис | | |проведені при ремонті |відповідальної особи| | | і реконструкції | | | |трубопроводу, дата їх | | | | проведення | | |--------------------+----------------------+--------------------| | | | | ------------------------------------------------------------------
стор. 13-25
Запис результатів технічного опосвідченнятрубопроводу
------------------------------------------------------------------ | Дата | Результати |Дозволений тиск| Термін | | опосвідчення | опосвідчення і | МПа | наступного | | | підпис особи, | (кгс/кв.см) | опосвідчення | | | яка його | | | | | проводила | | | |---------------+----------------+---------------+---------------| | | | | | ------------------------------------------------------------------
стор. 26
РЕЄСТРАЦІЯ
Трубопровід зареєстрований за N ____ в ___________________________ __________________________________________________________________ __________________________________________________________________(назва органу, який реєструється)
В паспорті прошнуровано всього аркушів, в тому числі схем,
креслень, розрахунків на міцність, свідоцтв і інших документів на ____ аркушах згідно з описом, що додається.
_________________________________________(посада особи, яка зареєструвала об'єкт)
_________________________________________(підпис, прізвище, ініціали)
М.П. "___" ____________ 199_ р.
Додаток 12
ФОРМА СВІДОЦТВАна виготовлення елементів трубопроводу
Дозвіл на виготовлення трубопроводу N____ від "___"________ 199_р.
Видано ___________________________________________________________ __________________________________________________________________
(найменування органу Держнаглядохоронпраці, що видав дозвіл)
__________________________________________________________________(найменування підприємства-виготовлювача)
СВІДОЦТВО N ____на виготовлення елементів трубопроводу __________________________________________________________________
(назва трубопроводу за призначенням)
__________________________________________________________________(найменування підприємства-виготовлювача і його адреса)
Замовник _________________________________________________________
Замовлення N ____ Рік виготовлення _______________________________
Робоче середовище _____________________
Робочий тиск ______________________ МПа (кгс/кв.см)
Робоча температура (град.C) ______________________________________
1. Відомості про труби, з яких виготовленіелементи трубопроводу
------------------------------------------------------------------ | N | Назва |Кількість| Зовнішній | Марка |Труби, ГОСТ| |з/п| елемента | | діаметр і | сталі, | або ТУ | | | | | товщина стінки | ГОСТ або | | | | | | труби, мм | ТУ | | |---+----------+---------+----------------+----------+-----------| | | | | | | | ------------------------------------------------------------------
Для трубопроводу I категорії, крім вказаних в таблиці даних,
до свідоцтва додаються сертифікати на метал і дані щодо контролю в
обсязі вимог ТУ 14-3-460- 75.
2. Відомості про основну арматуру і фасоннічастини (литі, зварні або ковані) трубопроводи
------------------------------------------------------------------ | N | Назва | Місце |Умовний |Умовний| Марка |ГОСТ, ТУ | |з/п| елемента |встановлення|прохід, | тиск |матеріалу| | | | | | мм | | | | |---+----------+------------+--------+-------+---------+---------| | | | | | | | | ------------------------------------------------------------------
Для фасонних частин трубопроводів, що працюють з тиском 10
МПа (100 кгс/кв.см) і більше, крім передбачених таблицею даних
підприємством-виготовлювачем замовнику також подаються дані
контролю якості металу (сертифікати) кожної фасонної частини в
обсязі, передбаченому ТУ і НД.
3. Відомості про фланці і деталі кріплення
--------------------------------------------------------------------- | N | Назва |Кількі-|ГОСТ на |Умовний|Умовний| Матеріал | Матеріал | |з/п|елемен-| сть |фланець,|прохід,| тиск, | фланця | шпильок, | | | та | | деталь | мм | МПа | | болтів | | | | |кріплен-| |(кгс/ | | | | | | | ня | | кв.см)| | | | | | | | | |-----------+----------| | | | | | | |Марка|ГОСТ |Марка|ГОСТ| | | | | | | |сталі| або |сталі| або| | | | | | | | | ТУ | | ТУ | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |---+-------+-------+--------+-------+-------+-----+-----+-----+----| | | | | | | | | | | | ---------------------------------------------------------------------
4. Відомості про зварювання
Вид зварювання, тип і марка електродів, прізвища зварників і
номери їх посвідчень __________________________________________________________________ __________________________________________________________________
Дані щодо присадочних матеріалів _________________________________(тип, марка, ГОСТ або ТУ)
Зварювання виконано згідно вимогам Правил, НД на зварювання
зварниками, які пройшли випробування відповідно з Правилами
атестації зварників.
5. Відомості про термообробку труб, згинів і зварних з'єднань
(вид, режим)
__________________________________________________________________
__________________________________________________________________
6. Відомості про контроль зварних з'єднань (обсяги і методи
контролю)
__________________________________________________________________
__________________________________________________________________
7. Відомості про стилоскопіювання
__________________________________________________________________
__________________________________________________________________
8. Відомості про гідравлічне випробування
__________________________________________________________________
__________________________________________________________________
9. Висновок:
Елементи трубопроводу ____________________________________________ __________________________________________________________________(назва елементу, їх кількість)
виготовлені і випробувані в повній відповідності з вимогами Правил
будови і безпечної експлуатації трубопроводів пари та гарячої
води. НД на виготовлення і визнані придатними до роботи на
розрахункових параметрах.
Опис поданих документів __________________________________________ __________________________________________________________________
___________________________________________________________(керівник (заступник керівника) підприємства-виготовлювача)
____________________________________________(підпис, прізвище, ініціали)
____________________________________________(начальник ВТК)
____________________________________________(підпис, прізвище, ініціали)
М.П. "___" ____________ 199_ р.
Додаток 13
ФОРМА СВІДОЦТВАпро монтаж трубопроводу
Дозвіл на монтаж трубопроводу N ____ від "___" ___________ 199_ р.
Виданий __________________________________________________________(найменування органу Держнаглядохоронпраці,
що видав дозвіл на монтаж)
СВІДОЦТВО N ____на монтаж трубопроводу__________________________________________________________________
(назва трубопроводу і його категорія)
__________________________________________________________________(назва монтажної організації)
Робоче середовище ________________________________________________
Робочий тиск ___________________________________ МПа (кгс/кв.см)
Робоча температура ___________________________________ ( град.C)
1. Дані про монтаж
Трубопровід змонтований у повній відповідності з
проектно-технічною документацією, розробленою __________________________________________________________________ __________________________________________________________________(найменування проектної організації)
і виготовлений ___________________________________________________(найменування підприємства-виготовлювача)
за робочими кресленнями __________________________________________(номер вузлових креслень)
2. Відомості про зварювання
Вид зварювання, тип і марка електродів, прізвище зварників і
номери їх посвідчень _____________________________________________ __________________________________________________________________
Дані про присадні матеріали ______________________________________(тип, марка, ГОСТ або ТУ)
Методи, обсяги і результати контролю зварних з'єднань __________________________________________________________________
Зварювання трубопроводу виконано згідно з вимогами НД на
зварювання, зварниками, які пройшли випробування відповідно до
Правил атестації зварників.
3. Відомості про термообробку зварних з'єднань (вид і режим)
__________________________________________________________________
4. Відомості про матеріали, з яких виготовлено трубопровід __________________________________________________________________
(ці відомості записуються тільки для тих матеріалів, дані про якіне ввійшли до свідоцтва підприємства-виготовлювача)
__________________________________________________________________
4. Відомості про матеріали, з яких виготовлено трубопровід __________________________________________________________________
(ці відомості записуються тільки для тих матеріалів, дані про якіне ввійшли до свідоцтва підприємства-виготовлювача)
4.1. Відомості про труби
------------------------------------------------------------------ | N | Назва |Кількість|Зовнішній діаметр і| Марка | Труби, | |з/п| елемента | | товщина стінки | сталі, |ГОСТ або | | | | | труби, мм |ГОСТ або | ТУ | | | | | | ТУ | | |---+----------+---------+-------------------+---------+---------| | | | | | | | ------------------------------------------------------------------
Для трубопроводів I категорії, крім вказаних в таблиці даних,
до свідоцтва додаються сертифікати на метал та дані щодо контролю
в обсязі вимог ТУ 14-3-460-75.
Додаток 14
ПЕРЕЛІКмісцевих інструкцій по експлуатації
теплових мереж
1. Інструкція пуску водяних теплових мереж. 2. Інструкція утримання теплопроводів. 3. Інструкція проведення випробувань теплових мереж на
герметичність і міцність. 4. Інструкція проведення температурних випробувань теплових
мереж на максимальну температуру. 5. Інструкція захисту теплових мереж від електрохімічної
корозії. 6. Інструкція хімічного контролю за водним режимом теплових
мереж. 7. Інструкція про порядок огляду і обстеження камер,
дренажних колодязів і насосних станцій. 8. Інструкція про черговість і порядок відключення споживачів
під час аварійних ситуацій. 9. Інструкція про організацію аварійно-відновлювальних робіт
у теплових мережах. 10. Інструкція проведення комплексного випробування
обладнання насосно-перекачувальних станцій перед опалювальним
сезоном. 11. Інструкція по експлуатації насосних станцій. 12. Інструкція обслуговування баків-акумуляторів. 13. Інструкція налагоджування та експлуатації гідравлічних
регуляторів. 14. Інструкція обслуговування засобів вимірювання і
автоматики. 15. Інструкція про перевірку водоводяних підігрівачів
гарячого водопостачання на герметичність. 16. Інструкція по прийманню теплофікаційного вводу споживача. 17. Інструкція по експлуатації теплофікаційного вводу. 18. Інструкція складання виконавчих креслень на магістральні
і розвідні теплопроводи і теплові пункти. 19. Інструкція по експлуатації електродвигунів. 20. Інструкція по експлуатації теплового пункту підприємства.
Додаток 15
ПАСПОРТтехнічного стану мережі
1. Дані про підприємство
------------------------------------------------------------------ |Міністерство, |Коротко* | | |відомство | | | | |-----------| | | |Повно* | | |-------------------+-----------+--------------------------------| |Найменування |Коротко* | | |енергоуправління | | | | |-----------| | | |Повно* | | |-------------------------------+--------------------------------| |Поштова адреса |Індекс | | |-------------------------------+--------------------------------| |Ідентифікаційний код | | |-------------------------------+--------------------------------| |Форма власності | | |----------------------------------------------------------------| |Власник (керівник) енергоуправління (дільниці району) | |----------------------------------------------------------------| |Прізвище, ім'я, по батькові | | |-------------------------------+--------------------------------| |Телефон, факс | | ------------------------------------------------------------------
_______________* Береться з відповідного довідника стандартизованих значень.
2. Загальні відомості про теплову мережу
------------------------------------------------------------------ |Експлуатаційний район | | |--------------------------------+-------------------------------| |Призначення теплової мережі | | |--------------------------------+-------------------------------| |Магістраль N | | |--------------------------------+-------------------------------| |Джерело теплопостачання | | |--------------------------------+-------------------------------| |Ділянка від мережі | | |--------------------------------+-------------------------------| |- від камери N | | |--------------------------------+-------------------------------| |- до камери N | | |--------------------------------+-------------------------------| |Найменування проектної | | |організації | | |--------------------------------+-------------------------------| |Номер проекту | | |--------------------------------+-------------------------------| |Загальна довжина теплотраси, м | | |--------------------------------+-------------------------------| |Робоче середовище | | |--------------------------------+-------------------------------| |Робочі параметри | | |--------------------------------+-------------------------------| |- тиск, МПа (кгс/кв.см) | | |--------------------------------+-------------------------------| |- температура, град. C | | |--------------------------------+-------------------------------| |Категорія трубопроводів | | |--------------------------------+-------------------------------| |Рік збудування | | |--------------------------------+-------------------------------| |Рік введення в експлуатацію | | |--------------------------------+-------------------------------| |Розрахунковий строк служби, | | |років* | | |--------------------------------+-------------------------------| |Розрахунковий ресурс, год.* | | |--------------------------------+-------------------------------| |Розрахункове число пусків* | | |(заповнюється для трубопроводів | | |I та II категорії) | | |--------------------------------+-------------------------------| |Балансова вартість, тис. грн. | | |--------------------------------+-------------------------------| |Номер страхового полісу | | |--------------------------------+-------------------------------| |Дата складання паспорта | | |----------------------------------------------------------------| | Організація, що провела обстеження для паспортизації | |----------------------------------------------------------------| |- найменування | | |--------------------------------+-------------------------------| |- ідентифікаційний код | | |--------------------------------+-------------------------------| |Періодичність планових обстежень| | |технічного стану, років | | |--------------------------------+-------------------------------| |Дата останнього обстеження | | |----------------------------------------------------------------| | Організація, що провела останнє обстеження | |----------------------------------------------------------------| |- найменування | | |--------------------------------+-------------------------------| |- ідентифікаційний код | | |--------------------------------+-------------------------------| |Перелік схем, креслень, свідоцтв| | |та інших документів на | | |виготовлення і монтаж | | |тепломережі, які подаються при | | |реєстрації** | | ------------------------------------------------------------------
М.П. Підпис головного інженерапідприємства
(власника теплової мережі)
"___"____________ 199_ р.
_______________* Заповнюється за даними проектної організації.
** Заповнюється для теплових мереж, що реєструються у
місцевому органі Держнаглядохоронпраці України.
Особа, що відповідає за справний станта безпечну експлуатацію теплової мережі
------------------------------------------------------------------ | Номер і дата | Посада, |Дата перевірки | Підпис | | наказу про |прізвище, ім'я,| знань Правил | відповідальної | | призначення | по батькові | котлонагляду | особи | |---------------+---------------+---------------+----------------| | | | | | ------------------------------------------------------------------
Записи адміністрації про ремонт і реконструкціютеплової мережі
------------------------------------------------------------------ | Дата запису | Перелік робіт, проведених при | Підпис | | | ремонті і реконструкції |відповідальної | | | теплової мережі, дата їх | особи | | | проведення | | |----------------+-------------------------------+---------------| | | | | ------------------------------------------------------------------
Записи результатів опосвідченнятеплової мережі
------------------------------------------------------------------ | Дата | Результати | Строк | Підпис | | опосвідчення | опосвідчення | наступного | відповідальної | | | | опосвідчення | особи | |---------------+---------------+---------------+----------------| | | | | | ------------------------------------------------------------------
Реєстрація
Теплова мережа за N ______ __________________________________________________________________(найменування реєструючого органу)
У паспорті пронумеровано сторінок і прошнуровано всього
____ аркушів, у тому числі креслень (схем) на ____ аркушах __________________________________________________________________
(посада особи, яка зареєструвала теплову мережу, та її підпис)
М.П. "___" ____________ 199_ р.
____ аркушів, у тому числі креслень (схем) на ____ аркушах __________________________________________________________________
(посада особи, яка зареєструвала теплову мережу, та її підпис)
М.П. "___" ____________ 199_ р.
3. Технічна характеристика
3.1. Труби
---------------------------------------------------------------------------------------- |Назва| Подаюча | Поворотна | Товщина | ДСТУ | Номер |Місткість |Примітка| |діля-| труба | труба | стінки | (ГОСТ) |сертифіката| труби | | | нки | | | труби, | і група | труби | куб.м | | | | | | мм | труби | | | | | |-----------+-----------+-----------+-----------+-----------+-----------| | | |Зов- |Дов- |Зов- |Дов- |Пода-|Пово-|Пода-|Пово-|Пода-|Пово-|Пода-|Пово-| | | |ніш- |жина,|ніш- |жина,|ючої |рот- |ючої |рот- |ючої |рот- |ючої |рот- | | | |ній | м |ній | м | | ної | | ної | | ної | | ної | | | |діа- | |діа- | | | | | | | | | | | | |метр,| |метр,| | | | | | | | | | | | | мм | | мм | | | | | | | | | | | |-----+-----+-----+-----+-----+-----+-----+-----+-----+-----+-----+-----+-----+--------| | | | | | | | | | | | | | | | ----------------------------------------------------------------------------------------
3.2. Механічне обладнання
------------------------------------------------------------------------------------------------------------------ |Номер| Засувки |Компенсато-| Дренажні | Повітряні | Насоси | Перемички |Примітка| |каме-| | ри | крани | клапани | | | | | ри | | | | | | | | | |----------------------------+-----------+-----------+-----------+---------------+----------------| | | |Умов-| Кількість, шт. |Умов-|Кіль-|Умов-|Кіль-|Умов-|Кіль-|Тип|Кіль-|Елек-|Умов-|Кіль-|Вид | | | |ний |----------------------|ний |кість|ний |кість|ний |кість| |кість|трич-|ний |кість|за- | | | |діа- |Чаву-| Сталевих |діа- |штук |діа- |штук |діа- |штук | | штук| на |діа- |штук |пір-| | | |метр,|нних | |метр,| |метр,| |метр,| | | |поту-|метр,| |ного| | | | мм | |----------------| | | | | | | | |жні- | мм | |ор- | | | | | | З | З |З | | | | | | | | |сть, | | |гану| | | | | |руч-|елек-|гід- | | | | | | | | |мВт | | | | | | | | |ним |тро- |ро | | | | | | | | | | | | | | | | | |при-|при- |при- | | | | | | | | | | | | | | | | | |во- |водом|водом| | | | | | | | | | | | | | | | | |дом | | | | | | | | | | | | | | | | |-----+-----+-----+----+-----+-----+-----+-----+-----+-----+-----+-----+---+-----+-----+-----+-----+----+--------| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | ------------------------------------------------------------------------------------------------------------------
3.3. Канали
--------------------------------------------------------------- | Назва | Тип |Внутрішні розміри|Товщина|Конструкція|Довжина,| |ділянки|каналу|-----------------|стінки,|перекриття | м | | | | Висота | Ширина | мм | | | |-------+------+--------+--------+-------+-----------+--------| | | | | | | | | ---------------------------------------------------------------
3.4. Камери
---------------------------------------------------------------------- |Номер |Внутрі-|Товщина|Констру-|Наявність|Наявність|Наявність|Мате- | |камери| шні |стінки,| кція |нерухомих|гідроізо-| дренажу |ріал | | |розмі- | мм |перекри-| опор | ляції |(випуску)|стінки| | |ри, мм | | ття | | | | | |------+-------+-------+--------+---------+---------+---------+------| | | | | | | | | | ----------------------------------------------------------------------
3.5. Нерухомі опори в каналі
------------------------------------------------------------------ | Номери камер, | Прив'язка до | Конструкція | Примітка | | між якими | камери N | | | |розміщено канал| | | | |---------------+---------------+----------------+---------------| | | | | | ------------------------------------------------------------------
3.6. Спеціальні будівельні конструкції(щити, дюкери, мостові переходи)
------------------------------------------------------------------ | Назва | Довжина, м | Опис або номер | | | | типового креслення | |--------------------+----------------------+--------------------| | | | | ------------------------------------------------------------------
3.7. Теплова ізоляція
------------------------------------------------------------------ | Назва |Ізоляційний | Товщина | Зовнішнє покриття | | ділянки | матеріал |ізоляції, мм |------------------------| | (номер | | | Матеріал | Товщина | | камери) | | | | шару, мм | |------------+------------+-------------+-------------+----------| | | | | | | ------------------------------------------------------------------
3.8. Захист зовнішньої поверхні трубвід корозії
------------------------------------------------------------------ | Назва | Спосіб |Вид покриття | Наявність | Примітка | | ділянки | прокладки | |електрохімічного| | | | | | захисту | | |---------+------------+-------------+----------------+----------| | | | | | | ------------------------------------------------------------------
3.9. Контрольні розкриття
------------------------------------------------------------------ |Місце розкриття| Дата | Призначення | Результати | | | | розкриття | огляду і номер | | | | | акта | |---------------+---------------+---------------+----------------| | | | | | ------------------------------------------------------------------
3.10. Експлуатаційні випробування
------------------------------------------------------------------ |Характер випробування| Дата | Результати випробувань і | | | | номер акта | |---------------------+--------------+---------------------------| | | | | ------------------------------------------------------------------
3.11. Записи результатів огляду трубопроводів
------------------------------------------------------------------ | Дата огляду | Результати огляду | Термін наступного | | | | огляду | |---------------------+---------------------+--------------------| | | | | ------------------------------------------------------------------
4. Облік пошкоджень теплової мережі
------------------------------------------------------------------ | Пошкодження | Зміст інформації | |-------------------------------+--------------------------------| |Дата та час виникнення (год., | | |хв.) | | |-------------------------------+--------------------------------| |Назва ділянки | | |-------------------------------+--------------------------------| |Пошкоджене обладнання (марка, | | |завод-виготівник) | | |-------------------------------+--------------------------------| |Тривалість відключення | | |-------------------------------+--------------------------------| |Вид пошкодження | | |-------------------------------+--------------------------------| |Причина пошкодження | | |-------------------------------+--------------------------------| |Наслідки пошкодження | | ------------------------------------------------------------------
5. Технічний стан елементів теплової мережіза чотирибальною системою та висновки щодо її
подальшої експлуатації
(перелік елементів приймається
за матеріалами обстеження)
----------------------------------------------------------------------------------- |Назва|Пода-|Пово-|Засу-|Ком-|Дре-|Пові-|На- |Пе-|Ка-|Ка-|Неру-|Спеці-|Теп-|Захист| |діля-|юча |ротна| вки |пен-|наж-|тряні|соси|ре-|на-|ме-|хомі |альні |лова|зовні-| |нки, |труба|труба| |са- |ні |кла- | |ми-|ли |ри |опори|буді- |ізо-|шньої | |номер| | | |тори|кра-|пани | |чки| | | |вельні|ля- |повер-| |каме-| | | | | ни | | | | | | |конст-|ція | хні | | ри | | | | | | | | | | | |рукції|труб|труб | | | | | | | | | | | | | | | | від | | | | | | | | | | | | | | | |коро- | | | | | | | | | | | | | | | |зії | |-----+-----+-----+-----+----+----+-----+----+---+---+---+-----+------+----+------| | | | | | | | | | | | | | | | | -----------------------------------------------------------------------------------
------------------------------------------------------------------ | Технічний стан теплової | (цифрами) | (прописом) | | мережі в цілому* | | | ------------------------------------------------------------------
_______________* Проставляється (цифрами та прописом) одна із чотирьох
категорій технічного стану: 1 - нормальний 2 - задовільний 3 - непридатний до нормальної експлуатації 4 - аварійний
Пропозиції щодо подальшої експлуатації
------------------------------------------------------------------ | | | | ------------------------------------------------------------------
Інші відомості*
Характерні креслення теплової мережі, необхідні матеріали із
загальних даних з робочих креслень та з паспорта проекту
(розрахункові теплові потоки, технічні характеристики труб і
сталей, вимоги до поставки труб, величина пробного тиску для
гідравлічного випробування, вимоги до воднохімічного режиму,
документація щодо перетинів траси теплової мережі іншими
інженерними мережами та їх спільної прокладки, перелік документів
про погодження з усіма зацікавленими організаціями та інше).
_______________* Наводяться в додатку до паспорта.
Власник (керівник) енергоуправління _________________ (підпис)
Керівник групи обстеження _________________ (підпис)
Дата обстеження "___" ____________ 199_ р.
Список додатків
------------------------------------------------------------------ | | | | ------------------------------------------------------------------
В паспорті пронумеровано ____ стор. і прошнуровано ____ лист., в т. ч. креслень (схем) на ____ листах.
М.П. _____________________________________________(дата, посада та підпис відповідальної особи)
Додаток 16
ПАСПОРТтеплової мережі
ПТКЕ _____________________________________________________________(назва енергоуправління)
Експлуатаційний район ____________________________________________
Магістраль N ____________ Паспорт N ______________________________
Джерело теплопостачання __________________________________________(ТЕЦ, котельня)
Ділянка від мережі, від камери N ___________ до камери N _________
Назва проектної організації і номер проекту ______________________ __________________________________________________________________
Загальна довжина теплотраси _____________ м. Теплоносій __________
Розрахункові параметри: тиск ____________________ МПа (кгс/кв.см),
температура _______________ град.C. Рік побудови ________________.
Рік введення в експлуатацію _____. Балансова вартість _______ грн.
Технічна характеристика
1. Труби
------------------------------------------------------------------------------------- |Назва| Подаюча | Зворотна | Товщина | ГОСТ | Номер | Об'єм |Примітка| |діль-| труба | труба | стінки | і група |сертифіката| труби | | |ниці | | | труби, | труби | труби | куб.м | | | | | | мм | | | | | | |-----------+-----------+----------+----------+-----------+----------| | | |Зов- |Дов- |Зов- |Дов- |Пода-|Зво-|Пода-|Зво-|Пода-|Зво- |Пода-|Зво-| | | |ніш- |жина,|ніш- |жина,|ючої |рот-|ючої |рот-|ючої |рот- |ючої |рот-| | | |ній | м |ній | м | | ної| | ної| | ної | | ної| | | |діа- | |діа- | | | | | | | | | | | | |метр,| |метр,| | | | | | | | | | | | | мм | | мм | | | | | | | | | | | |-----+-----+-----+-----+-----+-----+----+-----+----+-----+-----+-----+----+--------| | | | | | | | | | | | | | | | -------------------------------------------------------------------------------------
2. Механічне обладнання
------------------------------------------------------------------------------------------------------------------ |Номер| Засувки |Компенсато-| Дренажні | Повітряні | Насоси | Перемички |Примітка| |каме-| | ри | крани | клапани | | | | | ри | | | | | | | | | |----------------------------+-----------+-----------+-----------+---------------+----------------| | | |Умов-| Кількість, шт. |Умов-|Кіль-|Умов-|Кіль-|Умов-|Кіль-|Тип|Кіль-|Елек-|Умов-|Кіль-|Вид | | | |ний |----------------------|ний |кість|ний |кість|ний |кість| |кість|трич-|ний |кість|за- | | | |діа- |Чаву-| Сталевих |діа- |штук |діа- |штук |діа- |штук | | штук| на |діа- |штук |пір-| | | |метр,|нних | |метр,| |метр,| |метр,| | | |поту-|метр,| |ного| | | | мм | |----------------| | | | | | | | |жні- | мм | |ор- | | | | | | З | З |З | | | | | | | | |сть, | | |гану| | | | | |руч-|елек-|гід- | | | | | | | | |мВт | | | | | | | | |ним |тро- |ро | | | | | | | | | | | | | | | | | |при-|при- |при- | | | | | | | | | | | | | | | | | |во- |водом|водом| | | | | | | | | | | | | | | | | |дом | | | | | | | | | | | | | | | | |-----+-----+-----+----+-----+-----+-----+-----+-----+-----+-----+-----+---+-----+-----+-----+-----+----+--------| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | ------------------------------------------------------------------------------------------------------------------
3. Канали
------------------------------------------------------------------ | Назва | Тип | Внутрішні |Товщина|Конструкція|Довжина| | дільниці | каналу | розміри, мм |стінки,| перекриття| | | траси | |--------------| мм | | | | | |Висота|Ширина | | | | |-----------+---------+------+-------+-------+-----------+-------| | | | | | | | | ------------------------------------------------------------------
4. Камери
---------------------------------------------------------------------- |Номер |Внутрі-|Товщина|Констру-|Наявність|Наявність|Наявність|Мате- | |камери| шні |стінки,| кція |нерухомих|гідроізо-| дренажу |ріал | | |розмі- | мм |перекри-| опор | ляції |(випуску)|стінки| | |ри, мм | | ття | | | | | |------+-------+-------+--------+---------+---------+---------+------| | | | | | | | | | ----------------------------------------------------------------------
5. Нерухомі опори і канали
------------------------------------------------------------------ |Номери камер, між| Прив'язка до | Конструкція | Примітка | | якими розміщено | камери N | | | | канал | | | | |-----------------+---------------+---------------+--------------| | | | | | ------------------------------------------------------------------
6. Спеціальні будівельні конструкції(щити, дюкери, мостові переходи)
------------------------------------------------------------------ | Назва | Довжина, м | Опис або номер типового | | | | креслення | |-----------------+-------------------+--------------------------| | | | | ------------------------------------------------------------------
7. Ізоляція
-------------------------------------------------------------------- | Назва |Ізоляційний| Товщина |Зовнішнє покриття | Матеріал | | дільниці | матеріал |ізоляції,|------------------|антикорозій-| |траси (номер| | мм |Матеріал| Товщина | ного шару | | камери) | | | |шару, мм | | |------------+-----------+---------+--------+---------+------------| | | | | | | | --------------------------------------------------------------------
8. Особа, відповідальна за безпечнудію трубопроводу
------------------------------------------------------------------ |Номер і дата наказу | Посада, прізвище, |Підпис відповідальної | | про призначення | ім'я, по батькові | особи | |--------------------+--------------------+----------------------| | | | | ------------------------------------------------------------------
9. Реконструкційні роботи та зміна обладнання
------------------------------------------------------------------ | Дата | Характеристика |Посада, прізвище і підпис особи, яка| | | роботи | внесла зміни | |-------+-------------------+------------------------------------| | | | | ------------------------------------------------------------------
10. Контрольні розкриття
------------------------------------------------------------------ | Місце | Дата | Призначення | Результати огляду і | | розкриття | | розкриття | номер акта | |-------------+-------+-------------------+----------------------| | | | | | ------------------------------------------------------------------
11. Експлуатаційні випробування
------------------------------------------------------------------ |Характер випробування| Дата |Результати випробувань і номер | | | | акта | |---------------------+----------+-------------------------------| | | | | ------------------------------------------------------------------
12. Записи результатів огляду трубопроводів
------------------------------------------------------------------ | Дата огляду | Результати огляду |Строк наступного огляду| |--------------------+-------------------+-----------------------| | | | | ------------------------------------------------------------------
13. Список додатків
Виконавець _______________________________________________________(посада, прізвище, ініціали, підпис)
Голова ПТКЕ (дільниці), району ___________________________________
Дата ____________
Додаток 17
ПАСПОРТперекачуючої насосної станції
_________________________, розміщеної на _________________________(подаючий, поворотний)
трубопроводі _______________________________ тепломагістралі.
I. Загальні дані
1. Адреса насосної станції _______________________________________
2. Проект N ______________________________________________________
3. Рік початку і закінчення будівництва __________________________
4. Генеральний підрядчик _________________________________________
5. Організація по налагодженню телемеханічного обладнання ________ __________________________________________________________________
6. Організація по налагодженню електротехнічного обладнання ______ __________________________________________________________________
7. Організація по налагодженню засобів вимірювання і автоматики __ __________________________________________________________________
8. Максимальна продуктивність насосної станції__________куб.м/год.
9. Загальна встановлена електрична потужність насосної станції ___ __________________________________________________________________
10. Балансова вартість ____________________________________ (грн.)(без урахування вартості, переданої
іншим організаціям)
II. Тепломеханічна частина
1. Насоси ________________________________________________________(мережні, обпресувальні, дренажні та ін.)
------------------------------------------------------------------ | Тил, |Подача, |Напір,| Частота | Маса | Рік | | кількість |куб.м/год.| м | обертання, |одиниці,|виготовле-| |(призначен-| | | об./хв. | кг | ння | | ня) | | | | | | |-----------+----------+------+--------------+--------+----------| | | | | | | | ------------------------------------------------------------------
2. Арматура ______________________________________________________
(засувки, компенсатори, поворотні та регулюючі клапани та ін.) __________________________________________________________________
3. Електродвигуни
----------------------------------------------------------------- | N | Тип і |Потужність,|Напруга,| Частота | Маса | Рік | |п/п|кількість| кВт | В |обертання,|одиниці,|виготов-| | | | | | об./хв. | кг | лення | |---+---------+-----------+--------+----------+--------+--------| | | | | | | | | -----------------------------------------------------------------
4. Трансформатори
----------------------------------------------------------------- | N | Назва |Характерис-| Кількість |Завод-вироб-| Дата | |п/п| | тика | | ник | ревізії | |---+-----------+-----------+-----------+------------+----------| | | | | | | | -----------------------------------------------------------------
5. Щит керування
------------------------------------------------------------------ | N | Назва | Тип | Кількість | Завод-виробник | |п/п | | | | | |----+---------------+--------------+-----------+----------------| | | | | | | ------------------------------------------------------------------
6. Прилади електровимірювальні
------------------------------------------------------------------ | N | Назва | Тип | Межа |Кількість |Примітка| |п/п | | | вимірювання | | | |----+---------------+-------+---------------+----------+--------| | | | | | | | ------------------------------------------------------------------
7. Прилади технологічного контролю автоматики,телемеханіки і зв'язку
------------------------------------------------------------------ | N | Назва | Тип | Кількість | Завод-виробник | |п/п | | | | | |----+---------------+--------------+-----------+----------------| | | | | | | ------------------------------------------------------------------
III. Будівельна частина
1. Поверховість будівлі _________________
2. Кубатура будівлі ____________________ куб.м
3. Повна площа _______________________ кв.м
у тому числі:
машзалу ____________________ кв.м
щита керування ______________ кв.м
щита 380/220 В ______________ кв.м
трансформаторної ____________ кв.м
допоміжних приміщень ________ кв.м
4. Характеристика:
а) фундаменти: під стіни _________________________________________
під обладнання ________________________________________________
б) стіни _________________________________________________________
в) підлоги машзалу _______________________________________________
підлоги управління _______________________________________________
підлоги щита 380/220 В ___________________________________________
підлоги розподільних пристроїв ___________________________________
підлоги допоміжних приміщень _____________________________________
г) міжповерхове перекриття _______________________________________
д) покрівельне перекриття ________________________________________
е) опалення __________________________________ГДж/год. (Гкал/год.)
є) вентиляція ________________________________ГДж/год. (Гкал/год.)
IV. Електрична частина
1. Розподільний пристрій (РП)
------------------------------------------------------------------ | N | Назва панелей | Тип | Кількість | Завод-виробник | |п/п | | | | | |----+----------------+-----------+-------------+----------------| | | | | | | ------------------------------------------------------------------
2. Щит 380/220 В
------------------------------------------------------------------ | N | Назва панелей | Тип | Кількість |Завод-виробник | |п/п | | | | | |----+----------------+-----------+--------------+---------------| | | | | | | ------------------------------------------------------------------ ------------------------------------------------------------------ | Назва | Тип | мм |Кількі-| Вид | Маса | Рік | |армату-| | | сть |приводу | одиниці, |виготов- | | ри | | | | | кг | лення | |-------+---------+--------+-------+--------+----------+---------| | | | | | | | | ------------------------------------------------------------------
3. Вантажопідйомний пристрій машзалу
Тип __________________________
Вантажопідйомність ____________
Прогін ________________________
Завод-виробник ___________________________________________________
Дата огляду Результат огляду Строк наступного огляду __________________________________________________________________
4. Труби
------------------------------------------------------------------------ | Назва |Довжина,|Зовніш- |Товщина|Марка |Група| Номер |Параметри| |дільниці | м | ній |стінки,|металів|труб |сертифі-| і дата | | | |діаметр,| мм | | | ката |гідравлі-| | | | мм | | | | | чних | | | | | | | | |випроб. | |-----------+--------+--------+-------+-------+-----+--------+---------| |Колектор | | | | | | | | |-----------+--------+--------+-------+-------+-----+--------+---------| |Обв'язка | | | | | | | | |мережних | | | | | | | | |насосів | | | | | | | | |-----------+--------+--------+-------+-------+-----+--------+---------| |Перемички | | | | | | | | |для | | | | | | | | |регулювання| | | | | | | | ------------------------------------------------------------------------
5. Ізоляція
------------------------------------------------------------------ |Назва дільниці,| Антикорозійне | Теплоізоляційний | Зовнішнє | | місця | покриття |матеріал і товщина| покриття | | | | шару | | |---------------+---------------+------------------+-------------| |Колектор | | | | |---------------+---------------+------------------+-------------| |Обв'язка | | | | |мережних | | | | |насосів | | | | |---------------+---------------+------------------+-------------| |Перемички для | | | | |регулювання | | | | ------------------------------------------------------------------
V. Проведення випробувань
------------------------------------------------------------------ | N | Об'єкт | Мета |Випробування|Результати | Дата | |п/п|випробування|випробування| провів |випробування| | |---+------------+------------+------------+------------+--------| | | | | | | | ------------------------------------------------------------------
IV. Відомості про заміну і ремонт
------------------------------------------------------------------ | N | Об'єкт | Причини | Організація, яка проводили | |п/п |ремонту або | ремонту або | роботи. Підпис відповідальної | | | заміни | заміни | особи. Дата | |----+------------+-------------+--------------------------------| | | | | | ------------------------------------------------------------------
Виконавець ___________________________________(посада, прізвище, ініціали, підпис)
Представник ПТКЕ(району) ____________________________________
(посада, прізвище, ініціали, підпис)
Дата ____________
Додаток 18
ДОЗВІЛ І ТЕХНІЧНІ УМОВИна приєднання до теплових мереж
Дійсний до ____________ місяць ______________ року
Тепломережа ______________________________________________________
Споживач _________________________________________________________(назва і адреса)
1. Приєднання можливе від існуючого (проектованого)
теплопроводу ____________ магістралі N ____________.
2. Точка приєднання _________________________________________
3. Наявність напір (тиск у паропроводі) у точці приєднання
____ м (для пари ______ МПа (кгс/кв.см)).
4. Повний напір у зворотному трубопроводі ____________ м.
5. Відмітка лінії статичного напору ____________ м.
____ м (для пари ______ МПа (кгс/кв.см)).
4. Повний напір у зворотному трубопроводі ____________ м.
5. Відмітка лінії статичного напору ____________ м.
6. Розрахункові температури зовнішнього повітря для
проектування:а) опалення ____________ град.C; б) вентиляції ____________ град.C.
а) опалення ____________ град.C; б) вентиляції ____________ град.C.
7. Розрахунковий температурний графік мережі:а) на опалення ____________ град.C; б) на вентиляцію ____________ град.C; в) на гаряче водопостачання ____________ град.C.
а) на опалення ____________ град.C; б) на вентиляцію ____________ град.C; в) на гаряче водопостачання ____________ град.C.
8. Точка злому температурного графіка при ______ град.C, що
відповідає ______ град.C.
9. Дозволений максимум теплоспоживання _______ ГДж/год.
(Гкал/год.) (для пари _______ т/год.).
10. Стояки і теплоспоживаючі прилади повинні бути обладнані
запірно-регулювальною арматурою.
11. Вибір схеми приєднання систем опалення і вентиляції та їх
гідравлічний опір повинні бути ув'язані з заданими статичним і
робочим напором у мережі (п. 3.3 - 3.5).
12. Система гарячого водопостачання повинна бути приєднана до
теплової мережі за ____________ схемою.
13. Опалювальні вузли і вузли приєднання систем гарячого
водопостачання повинні бути обладнані авторегуляторами, приладами
обліку і контролю у такому обсязі: _______________________________ __________________________________________________________________
14. Проект приєднання повинен бути розроблений згідно з
діючими будівельними нормами і правилами (БНіП) та погоджений з
Підприємством теплових мереж.
15. Будівництво і монтаж повинні вестись під технічним
наглядом району N ____ Тепломережі ____________.
16. Інші умови приєднання ___________________________________ __________________________________________________________________
Головний інженер ПТКЕ _________________
Начальник служби приєднань _____________
Додаток 19
АКТна розробку траси теплових мереж
м. ____________ "___" ____________ 199_ р.
Об'єкт ___________________________________________________________
Ми, нижчепідписані, представник замовника ________________________ __________________________________________________________________(назва організації, посада, прізвище, ініціали)
представник проектної організації ________________________________ __________________________________________________________________(назва організації, посада, прізвище, ініціали)
представник будівельної організації ______________________________ __________________________________________________________________(назва організації, посада, прізвище, ініціали)
склали цей акт про таке:
під час перевірки розбивки траси теплових мереж на дільниці
виконаної ________________________________________________________(назва організації, посада, прізвище, ініціали виконавця)
за проектом ______________________________________________________
креслення N ______________________________________________________
виявлено таке: розбивка виконана згідно з вимогами ДБН, з
установленням реперів, прив'язок згідно з доданою відомістю __________________________________________________________________ __________________________________________________________________
Під час розробки зроблено такі відхилення від проекту ____________ __________________________________________________________________
Висновок _________________________________________________________ __________________________________________________________________
Представник замовника ___________________________________________
Представник проектної організації _______________________________
Представник будівельної організації _____________________________
Додаток 20
АКТна приховані роботи при укладанні трубопроводів
теплової мережі
м. ____________ "___" ____________ 199_ р.
Ми, нижчепідписані, представник будівельно-монтажної організації __________________________________________________________________(назва, посада, прізвище, ініціали)
представник Тепломережі __________________________________________ __________________________________________________________________(назва організації, посада, прізвище, ініціали)
склали цей акт про те, що нами проведено огляд прихованих робіт на
об'єкті.
Магістраль, розвідна мережа, відгалуження __________________________________________________________________(непотрібне закреслити)
від точки N _____ до точки N ___________ за кресленням N _________
Довжина ділянки (траси) __________ м, діаметр труб ____________мм.
Якість виконання прихованих робіт:
1. Ухил трубопроводу _____________________________________________
2. Внутрішня поверхня труб (визначається просвічуванням) _________ __________________________________________________________________(стан)
3. Зовнішня поверхня труб ________________________________________(якість очищення)
4. Антикорозійне покриття ________________________________________(матеріал)
5. Теплова ізоляція ______________________________________________(матеріал, товщина, кірка)
6. Будівельна конструкція прокладки ______________________________(N креслення)
7. Інші елементи і зауваження ____________________________________
Висновок комісії
До засипання траси можна приступити __________________________
Представник будівельно-монтажної
організації __________________________
Представник Тепломережі __________________________
Додаток 21
АКТпро приховані роботи по камерах
м. ____________ "___" ____________ 199_ р.
Ми, нижчепідписані, представник підрядника _______________________ __________________________________________________________________(назва організації, посада, прізвище, ініціали)
представник технагляду ___________________________________________ __________________________________________________________________(назва організації, посада, прізвище, ініціали)
склали цей акт про те, що провели перевірку відповідності проекту
нижчеперелічених виконаних робіт у камерах (точках) N ______
магістралі, розвідної мережі, відгалуження _______________________(непотрібне закреслити)
назва ___________________________________ за проектом N __________
робочі креслення N ______________, розробленим ___________________ __________________________________________________________________
При цьому встановлено:
1. Підготовка піщана, бетонна ____________________________________
2. Гідроізоляція дна і наявність ухилу ___________________________
3. Арматура залізобетонних конструкцій ___________________________
4. Антикорозійний захист металевих конструкцій ___________________ __________________________________________________________________
5. Теплоізоляція труб і арматури _________________________________
6. Розтяжка осьових компенсаторів ________________________________
7. Ревізія запірної арматури _____________________________________
8. Очищення камери від бруду _____________________________________
9. Наявність дренажів, випусків __________________________________
10. Наявність контрольно-вимірювальних приладів __________________
11. Наявність сходів і скоб ______________________________________
12. Гідроізоляція перекриттів ____________________________________
Висновок: ________________________________________________________(про приймання чи наявність недоробок із зазначенням
строків їх усунення)
__________________________________________________________________ __________________________________________________________________
Представник підрядника ________________
Представник технагляду ________________
Додаток 22
АКТна промивання (продування) трубопроводу
м. ____________ "___" ____________ 199_ р.
Об'єкт ___________________________________________________________
Ми, нижчепідписані, представник замовника ________________________ __________________________________________________________________(назва організації, посада, прізвище, ініціали)
і представник підрядника _________________________________________ __________________________________________________________________(назва організації, посада, прізвище, ініціали)
у присутності представника Тепломережі ___________________________ __________________________________________________________________(посада, прізвище, ініціали)
склали цей акт про те, що на ділянці від камери (пікета) N _______
до камери (лікета) N __________, траси ___________________________ __________________________________________________________________(назва трубопроводу)
довжиною ______ м проведено промивання (продування) трубопроводів.
Промивання (продування) провадилося: __________________________________________________________________(методи, режими, параметри, витрати води, пари)
__________________________________________________________________
Висновок _________________________________________________________
Представник замовника ______________
Представник підрядника ______________
Представник Тепломережі ____________
Додаток 23
АКТна гідравлічне випробування трубопроводу
Об'єкт____________________________________________________________
Ми, нижчепідписані, представник замовника ________________________ __________________________________________________________________(назва організації, посада, прізвище, ініціали)
представник підрядника ___________________________________________ __________________________________________________________________(назва організації, посада, прізвище, ініціали)
у присутності представника ПТКЕ __________________________________ __________________________________________________________________(посада, прізвище, ініціали)
склали цей акт про те, що на ділянці від камери (пікета) N _______
до камери (пікета) N _____ траси _________________________________ __________________________________________________________________(назва трубопроводу)
довжиною _______ м проведено гідравлічне випробування
трубопроводів пробним тиском _______ МПа (кгс/кв.см) протягом ______ хв. з зовнішнім оглядом при тиску ______ МПа (кгс/кв.см).
При цьому виявлено: ______________________________________________ __________________________________________________________________
Трубопроводів виконано за проектом _______________________________
Креслення N ______________________________________________________
Висновок: ________________________________________________________ __________________________________________________________________
Представник замовника __________________
Представник підрядчика _________________
Представник ПТКЕ _____________________
Додаток 24
АКТна гідравлічне випробування абонентського
приєднання
м. ____________ "___" ____________ 199_ р.
Ми, нижчепідписані, представник будівельної монтажної організації __________________________________________________________________(назва організації, посада, прізвище, ініціали)
представник замовника ____________________________________________(посада, прізвище, ініціали)
і представник ПТКЕ _______________________________________________ __________________________________________________________________(назва організації, посада, прізвище, ініціали)
склали цей акт про те, що в нашій присутності проведено
гідравлічне випробування при _________ МПа (кгс/кв.см) об'єкта __________________________________________________________________ __________________________________________________________________
(від магістралі, розвідної мережі, відгалуження, тепловогопункту, характеристика випробовуваного об'єкта)
__________________________________________________________________
Відгалуження до теплового пункту _________________________________(діаметр, тип прокладання, ізоляції)
__________________________________________________________________
від точки N _____________ до точки N _______________ за кресленням
N ____________________
Довжина ділянки (траси) _____ м, діаметр труб _______ мм, товщина
стінок труб ____________ мм, тепловий пункт ______________________(назва, адреса)
__________________________________________________________________
Елеваторний вузол N _____, кількість елеваторних вузлів __________
Підігрівач гарячого обладнання N ______.
Кількість секцій ___________________________________.
Інше основне обладнання __________________________________________
Довжина труб (приблизно) ______ м, діаметр труб ______ мм.
Зварювання
Зварник ______________________ свідоцтво _________________________(прізвище, ініціали)
Марка електродів _________________________________________________
Результати випробувань
При тиску _____ МПа (кгс/кв.см) протягом ______ хв. падіння тиску
склало _________ МПа (кгс/кв.см).
Висновок комісії
Трубопровід, тепловий пункт вважається таким, що витримав
гідравлічне випробування.
Представник будівельно-монтажної організації _____________________
Представник замовника _____________________
Представник ПТКЕ _____________________
Додаток 25
ЗАТВЕРДЖУЮГоловний інженер ПТКЕ
_______________________
"___" ____________ 199_ р.
_______________________"___" ____________ 199_ р.
АКТпро приймання в експлуатацію теплопроводу
Місце прокладання трубопроводу ___________________________________
від камери (пікета) N ______ до камери (пікета) N ___________
Ми, нижчепідписані, представник замовника ________________________ __________________________________________________________________(назва організації, посада, ініціали, прізвище)
представник будівельно-монтажної організації _____________________ __________________________________________________________________(назва, посада, ініціали, прізвище)
представник Тепломережі __________________________________________(район, посада, ініціали, прізвище)
склали цей акт про таке:
Будівельно-монтажна організація здає, а замовник приймає у
присутності представника Тепломережі роботи, виконані за проектом
N ____________, розробленим ___________________________________, і(назва проектної організації)
затвердженим рішенням N ___ від "___" ____________ 199_ р.
1. Характеристика теплопроводу
а) план і профіль траси, креслення N _____________________________
б) теплоносій ____________________________________________________
в) діаметр труб:
подаючої (паропроводу) _______ мм
зворотної (конденсатопроводу) _______ мм
г) тип каналу _________ креслення N _________
д) матеріал і товщина ізоляції труб:
подаючої (паропроводу) ___________________________________________
поворотної (конденсатопроводу) ___________________________________
е) довжина траси ___________, у тому числі: підземної ____________
по підвалах _______
2. Відхилення від проекту(вказати з ким і коли погоджено)
__________________________________________________________________
__________________________________________________________________
3. Недоробки і дефекти на момент складання актаі строки їх усунення
__________________________________________________________________
4. Наявність документації
Акти на розбивку траси ___________________________________________(номер, дата)
Акти на обпресування _____________________________________________(номер, дата)
Акти на приховані роботи _________________________________________(номер, дата)
Акти на випробування зварювання __________________________________(номер, дата)
Акти на перевірку якості ізоляції ________________________________(номер, дата)
Акти на промивання трубопроводів _________________________________(номер, дата)
Виконавчі креслення ______________________________________________
Паспорт теплопроводу _____________________________________________
Довідка про балансову вартість теплопроводу ______________________
5. Оцінка роботи
__________________________________________________________________
6. Висновок комісії
__________________________________________________________________
7. Тимчасову експлуатацію здійснює
__________________________________________________________________(назва організації)
8. Балансова вартість теплопроводу згідно з доданою довідкою _______________ грн.
Представник замовника __________________________
Представник будівельно-монтажної __________________________
організації
Представник тепломережі __________________________
Додаток 26
АКТприймання мереж і устаткування
із капітального ремонту
"___" ____________ 199_ р.
Цей акт складено про те, що відповідно з планом робіт по
капітальному ремонту теплових мереж по об'єкту __________________________________________________________________ __________________________________________________________________
вказані слідуючі роботи __________________________________________(короткий опис робіт і характеристика
об'єкта)
__________________________________________________________________ __________________________________________________________________ __________________________________________________________________
Роботи слід вважати закінченими і виконаними у відповідності з
проектом _________________________________________________________(найменування проекту, складач проекту)
з попередньою оцінкою якості робіт _______________________________ __________________________________________________________________(добре, задовільно)
Даний об'єкт прийнято в експлуатацію.
ЗДАВ: ПРИЙНЯЛИ:
Начальник ремонтного цеху Головний інженер тепломережі ___________________________ ____________________________
(назва підприємства) Начальник району ___________Начальник
виробничо-технічного відділу ____________________________
Додаток 27
Тепломережа _____________________________ _________________________________________
(назва енергоуправління чи енергосистеми)
ЗАТВЕРДЖУЮДиректор Тепломережі ______________________
"___"____________ 199_ р.
НАРЯД N ____від "___" ____________ 199_ р.
Начальнику мережного району N ______ _____________________________ __________________________________________________________________(прізвище, ім'я, по батькові)
Підключити до парової, водяної мережі ____________________________ __________________________________________________________________(назва групи обліку і адреса споживання)
------------------------------------------------------------------ |Дозволене теплове навантаження| Розрахункова витрата теплоносія | | |---------------------------------| | | ГДж/год. | т/год. | | | (Гкал/год.) | | |------------------------------+----------------+----------------| |На опалення будівель | | | |------------------------------+----------------+----------------| |На вентиляцію | | | |------------------------------+----------------+----------------| |На гаряче водопостачання | | | |------------------------------+----------------+----------------| |На технологічні потреби | | | ------------------------------------------------------------------
Всього: __________
На тепловому пункті встановити:
1. Обмежувальні діафрагми діаметром, мм:
а) на загальному трубопроводі ____________________________________
б) на опалення ___________________________________________________
в) на вентиляцію _________________________________________________
г) на гаряче водопостачання ______________________________________
2. Сопло до елеватора діаметром, мм ______________________________
Інші умови підключення ___________________________________________
Начальник техвідділу ______________________________(підпис)
Начальник виробничого відділу ______________________________(підпис)
(Зворотний бік наряду)
ЗАТВЕРДЖУЮНачальник району ___________
Тепломережі ________________
(підпис)
"___" ____________ 199_ р.
АКТ
Представник мережного району N ____ ______________________________(прізвище, ініціали)
у присутності відповідального представника абонента на
експлуатацію системи теплового споживання __________________________________________________________________(посада, прізвище, ім'я, по батькові)
підключив тепловий вузол за адресою ______________________________
з "___" ____________ 199_ р.
Проведено технічний огляд приладів обліку теплової енергії, в
результаті якого встановлена _____________________________________(справність, несправність)
__________________________________________________________________(вказати, які дефекти виявлено)
Експлуатаційний персонал абонента проінструктований і ознайомлений
з правилами експлуатації теплового пункту, зняття показів з
приладів обліку і передачі відомостей до _________________________(назва виробничого об'єднання)
На підставі викладеного з "___" ____________ 199_ р. абонент
передає, а теплопостачаюча організація приймає безплатно на баланс
такі прилади обліку тепла:
------------------------------------------------------------------ | Прилад | Тип |Заводський| На якому | Покази приладу | | | | номер | трубопроводі | на день | | | | |встановлено прилад | приймання | ------------------------------------------------------------------
Представник мережного району Тепломережі _________________________(підпис)
Відповідальний представник абонента ______________________________ __________________________________________________________________(посада, підпис, номер телефону)
Примітка. Наряд складається у двох примірниках і зберігається
в районі тепломережі і СП.
Додаток 28
Форма N E-8
АКТ
"___" ________ 199_ р. складений представником району експлуатації __________________________________________________________________(прізвище, ініціали)
у присутності представника абонента в особі ______________________ __________________________________________________________________(посада, прізвище, ініціали)
про готовність об'єкта по вул. ___________________________________
буд. N _______ до опалювального сезону ________ року.
Результати випробувань і огляду
I. Гідравлічне випробування
------------------------------------------------------------------ | |Випробуван-| Зниження |Тривалість | Примітка | | |ня тиском, |тиску, ат |випробуван-| | | | ат | | ня, хв. | | |------------------+-----------+----------+-----------+----------| |а) відгалуження | | | | | |------------------+-----------+----------+-----------+----------| |б) тепловий пункт | | | | | |------------------+-----------+----------+-----------+----------| |в) водопідігрівач | | | | | |------------------+-----------+----------+-----------+----------| |г) вентиляційна | | | | | |установка | | | | | |------------------+-----------+----------+-----------+----------| |д) місцева система| | | | | ------------------------------------------------------------------
II. Результати промивання і очищення від накипу
а) відгалуження, камери управління і місцевої системи ____________ __________________________________________________________________
б) водопідігрівача _______________________________________________
в) вентиляційно-калориферної установки ___________________________
III. Під час огляду виявлено такі дефекти
__________________________________________________________________ __________________________________________________________________
Представник району експлуатації тепломережі ______________________
Представник абонента _____________________________________________
Відмітки про усунення дефектів ___________________________________
Представник району експлуатації __________________________________
Рішення про готовність об'єкта до опалювального сезону ___________ __________________________________________________________________
Начальник району
Експлуатації мережі _________________
Додаток 29
Включити до постійноїексплуатації
Директор ПТКЕ
______________________
"___" ____________ 199_ р.
______________________"___" ____________ 199_ р.
АКТпро готовність до постійної експлуатації
відгалуження до споживача і теплового пункту
Назва і адреса об'єкта ___________________________________________ __________________________________________________________________
Ми, нижчепідписані, представник ___________ району
Тепломережі ______________________________________________________(посада, прізвище, ініціали)
представник замовника ____________________________________________ __________________________________________________________________(назва споживача, посада, прізвище, ініціали)
склали цей акт про таке:
Будівельно-монтажна організація здає, а замовник приймає у
присутності представника Тепломережі __________________________________________________________________(назва)
роботи, виконані за проектом N _______, розробленим ______________ __________________________________________________________________(назва проектної організації)
і затвердженим рішенням _____________________________ N __________
від "___" ____________ 199_ р.
1. Характеристика відгалуження
Теплоносій _______________________________________________________
Діаметр труб: подаючої ________ мм, поворотної _______ мм.
Тип каналу _______________________________________________________
Матеріали і товщина ізоляції труб _____________: подаючої ______
зворотної _______. Протяжність траси _______ м, у тому числі
підземної ______ м.
Трубопровід виконано з такими відхиленнями від робочих креслень: __________________________________________________________________(вказати, з ким і коли погоджено)
2. Характеристика обладнання теплового пунктуі систем теплоспоживання
Вид приєднання системи опалення __________________________________
а) елеватор N _____, діаметр сопла ______ мм;
б) підігрівач для опалення N _______, кількість секцій _______,
довжина секцій ______ м;
в) насоси ________________________________________________________(призначення)
Тип (марка) ___________ кількість __________ шт.,
Діаметр напірного патрубка ________ мм.
Потужність електродвигуна __________ кВт, частота обертання __________ об./хв.;
г) дросельні (обмежувальні) діафрагми ____________________________ __________________________________________________________________(діаметр, місце встановлення)
Тип опалювальної системи _________________________________________ __________________________________________________________________(однотрубна, двотрубна, розлив верхній, нижній)
Кількість стояків _______.
Тип і поверхня нагрівання опалювальних приладів __________________ __________________________________________________________________
Схема включення системи гарячого водопостачання __________________ __________________________________________________________________
Підігрівачі гарячого водопостачання N ____________________________
Кількість секцій I ступеня _____ шт., довжина ______ м.
Кількість секцій II ступеня _____ шт., довжина ______ м.
Схема включення калориферів ______________________________________
Кількість калориферів _____ шт., марка ___________________________
Поверхня нагрівання (загальна) ______ кв.м
3. Прилади КВП і автоматики
------------------------------------------------------------------ | N | Назва | Місце | Тип |Діаметр, мм| Кількість | |п/п | | встановлення | | | | |----+---------+---------------+--------+-----------+------------| | | | | | | | ------------------------------------------------------------------
4. Проектні дані приєднуваних установок
------------------------------------------------------------------ |Номер |Кубатура| Розрахункове теплове навантаження, ГДж/год. | |будів-|будівлі,| (гкал/год.) | | лі | куб.м |------------------------------------------------| | | |Опалення|Вентиля-| Гаряче |Технологі-|Всього| | | | | ція |водопостача-| чні | | | | | | | ння | потреби | | |------+--------+--------+--------+------------+----------+------| | | | | | | | | |------+--------+--------+--------+------------+----------+------| |Разом | | | | | | | ------------------------------------------------------------------
5. Недоробки і дефекти у момент складання актаі строки їх усунення
__________________________________________________________________ __________________________________________________________________
При невиконанні вказаних недоробок і дефектів у зазначені строки
Тепломережа _____________ має право без попередження припинити
подачу тепла споживачеві до повної їх ліквідації.
__________________________________________________________________ __________________________________________________________________
При невиконанні вказаних недоробок і дефектів у зазначені строки
Тепломережа _____________ має право без попередження припинити
подачу тепла споживачеві до повної їх ліквідації.
6. Наявність документації
Акти на обпресування _____________________________________________(номер, дата)
Акти на приховані роботи _________________________________________(номер, дата)
Акти випробування зварювання _____________________________________(номер, дата)
Виконавчі креслення ______________________________________________
Паспорт теплового пункту із схеми ________________________________
Інструкція по експлуатації обладнання теплового пункту ___________ __________________________________________________________________
Акти на промивання трубопроводів і систем теплосложивання ________ __________________________________________________________________
7. Висновок комісії
__________________________________________________________________ __________________________________________________________________
8. Загальні зауваження
__________________________________________________________________ __________________________________________________________________
9. Назва організації, яка здійснює тимчасову експлуатацію
відгалужень і теплового пункту __________________________________________________________________
10. Межа відповідності по обслуговуванню зовнішніх теплових мереж
між енергопостачальною організацією і абонентом (будівельною
організацією) ____________________________________________________
Представник замовника ____________________________________________
Представник будівельно-монтажної організації _____________________
Представник Тепломережі __________________________________________
Представник експлуатаційної організації
Документація перевірена
Зауваження перевіряючого: ________________________________________ __________________________________________________________________
Начальник _______________ відділу Тепломережі.
Дозволене теплове навантаження, ГДж/год. (Гкал/год.)
На опалення ______________________________________________________
На вентиляцію ____________________________________________________
На гаряче водопостачання _________________________________________
На технологію ____________________________________________________
Дефекти усунено. Об'єкт можна включати до постійної експлуатації
Начальник ____________ району Тепломережі ____________
Начальник ____________ відділу Тепломережі ____________
Додаток 30
Співвідношення між наведеними у правилаходиницями у системі СИ і технічною
системою (ГОСТ 8.417-81)
----------------------------------------------------------------------- | Назва | Одиниця |Співвідношен-| Позасистемні | | | | ня одиниць | одиниці, які | | | | |допускаються до| | | | |застосування на| | | | | рівні з | | | | | одиницями СИ | | |-----------------------------| | | | | Технічна | Міжнародна | | | | | система | система | | | | |---------------+-------------| | | | | Назва |Позна-|Назва |Позна-| | | | | |чення | |чення | | | |---------+--------+------+------+------+-------------+---------------| | 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | |---------+--------+------+------+------+-------------+---------------| |Довжина |метр | м | метр | м | | | | |--------+------+------+------+-------------+---------------| | | | | | | -2 | | | |санти- | см | | |1 см = 10 м| | | |метр | | | | | | | |--------+------+------+------+-------------+---------------| | | | | | | -3 | | | |міліметр| мм | | |1 мм = 10 м| | |---------+--------+------+------+------+-------------+---------------| | | | | | | 3 | | |Маса |тонна | т |кіло- | кг |1 т = 10 кг | т | | | | |грам | | | | | |--------+------+------+------+-------------+---------------| | |кілограм| кг | | | | | | |--------+------+------+------+-------------+---------------| | | | | | | 3 | | | |грам | г | | |1 г = 10 кг | | |---------+--------+------+------+------+-------------+---------------| |Час |секунда | с |секун-| с | | хв., год. | | | | | да | | | | | |--------+------+------+------+-------------+---------------| | |хвилина | хв. | | |1 хв. = 60 с | доба | | |--------+------+------+------+-------------+---------------| | |година | год. | | |1 год. = | | | | | | | |3600 с | | |---------+--------+------+------+------+-------------+---------------| |Темпера- |Градус |град.С|Кель- | К |К = | град.C | |тура |Цельсія | |він | |273,15 град.C| | |---------+--------+------+------+------+-------------+---------------| |Тиск |кілограм|кгс/ |паска-| Па |1 кгс/кв.см =| | | |-сила на|кв.см | ль | | 4 | | | |квадрат-| | | |9,807 х 10 | | | |ний | | | | 5 | | | |санти- | | | |Па = 10 Па =| | | |метр | | | |0,1 МПа | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |--------+------+------+------+-------------+---------------| | |міліметр| мм | | |1 мм вод. | | | |водяного| вод. | | |ст. = 1 | | | |стовпа | ст. | | |кгс/кв.м = | | | | | | | |9,807 Па = | | | | | | | |10 Па = 1 | | | | | | | |даПа | | | |--------+------+------+------+-------------+---------------| | |міліметр|мм рт.| | |1 мм рт. ст. | | | |ртутного| ст. | | |= 13,6 мм | | | |стовпа | | | |вод ст. = | | | | | | | |133,3 Па | | | |--------+------+------+------+-------------+---------------| | | | | | | 5 | | | |бар | бар | | |1 бар = 10 | | | | | | | |Па = 1 | | | | | | | |кгс/кв.м = | | | | | | | |0,1 МПа | | |---------+--------+------+------+------+-------------+---------------| |Кількість|калорія | кал |джоуль| Дж |1 кал = | | |теплоти | | | | |4,187 Дж = | | | | | | | |4,2 Дж | | | |--------+------+------+------+-------------+---------------| | |кілока- | ккал | | |1 ккал = | | | |лорія | | | | 3 | | | | | | | |4,187 х 10 | | | | | | | |Дж = 4,187 | | | | | | | |кДж = 4,2 | | | | | | | |кДж | | |---------+--------+------+------+------+-------------+---------------| |Тепловий |калорія |кал/с | ват | Вт |1 кал/с = | | |потік, |за | | | |4,187 Вт = | | |теплова |секунду | | | |4,2 Вт | | |потужніс-| | | | | | | |ть | | | | | | | | |--------+------+------+------+-------------+---------------| | |гігака- |Гкал/ | | |1 Гкал/год. | | | |лорія за|год. | | |= 1,163 МВт | | | |годину | | | |= 1,16 МВт | | | |--------+------+------+------+-------------+---------------| | |кілокало|ккал/ | | |1 ккал/год. | | | |рія за |год. | | |= 4,187 х | | | |годину | | | | 3 | | | | | | | |10 Дж/кг = | | | | | | | |4,2 кДж/кг | | |---------+--------+------+------+------+-------------+---------------| |Питома |кілока- |ккал/ |джоуль|Дж/кг |1 ккал/год. | | |теплота |лорій на| кг | на | |= 4,187 х | | |згорання |кілограм| |кіло- | | 3 | | |палива | | |грам | |10 Дж/кг = | | | | | | | |4,2 кДж/кг | | |---------+--------+------+------+------+-------------+---------------| |Витрата |кілограм|кг/ |кіло- |кг/с |1 кг/год. = | | |масова |за |год. |грам | | -4 | | | |годину | |за сек| |2,78 х 10 | | | | | | | |кг/с | | | |--------+------+------+------+-------------+---------------| | |тонн за |т/год.| | |1 т/год. = | | | |годину | | | |0,278 кг/с | | |---------+--------+------+------+------+-------------+---------------| |Питома |калорія |кал/ |джоуль|Дж/ |1 кал/(г. | | |тепло- |на |(г. | на |(кгК) |град.C) = | | |ємність |грам- |град.C|кіло- | |4,187 х | | | |градус | |грам | | 3 | | | |Цельсія | |Кель- | |10 Дж/(кг. | | | | | |він | |К) = 4,2 х | | | | | | | | 3 | | | | | | | |10 Дж/(кг. | | | | | | | |К) | | | |--------+------+------+------+-------------+---------------| | |кілока- |ккал/ | | |1 ккал/(кг. | | | |лорія на|кг. | | |град.C) = | | | |кілограм|град.C| | |4,187 кДж/ | | | |-градус | | | |(кг.К) = 4,2 | | | |Цельсія | | | |кДж/(кг. K) | | -----------------------------------------------------------------------
Додаток 31
Множники і приставки для утворення десятковихкратних і часткових одиниць та їх назв
(ГОСТ 8.417-81)
------------------------------------------------------------------ | Множник | Позначення приставки | Приставка | | |------------------------------| | | | міжнародне | російське | | |---------------+---------------+--------------+-----------------| | -9 | | | | | 10 | n | н | нано | |---------------+---------------+--------------+-----------------| | -6 | | | | | 10 | мю | мк | мікро | |---------------+---------------+--------------+-----------------| | -3 | | | | | 10 | m | м | мілі | |---------------+---------------+--------------+-----------------| | -2 | | | | | 10 | c | с | санті | |---------------+---------------+--------------+-----------------| | -1 | | | | | 10 | d | д | деці | |---------------+---------------+--------------+-----------------| | 10 | da | да | дека | |---------------+---------------+--------------+-----------------| | 2 | | | | | 10 | ета | г | гекто | |---------------+---------------+--------------+-----------------| | 3 | | | | | 10 | K | к | кіло | |---------------+---------------+--------------+-----------------| | 8 | | | | | 10 | M | М | мега | |---------------+---------------+--------------+-----------------| | 9 | | | | | 10 | Ge | г | гіга | ------------------------------------------------------------------
Примітка. Одиниці часу (хвилини, години, добу), плоского куту
(градус, хвилину, секунду) не допускається застосовувати з
приставками.
-
скопійовано
-
-
