Системы сбора и возврата конденсата

ТЕПЛОВЫЕ СЕТИ

6.1. Технические требования

6.1.1. Трубопроводы тепловых сетей и горячего водоснабжения при 4-трубный прокладке следует, как правило, располагать в одном канале с выполнением раздельной тепловой изоляции каждого трубопровода (п. 6.1.2).

Уклон трубопроводов тепловых сетей предусматривать не менее 0,002 независимо от направления движения теплоносителя и способа прокладки теплопроводов. Трассировка трубопроводов должно исключать образование застойных зон и обеспечить возможность полного дренирования.

Уклон тепловых сетей к отдельным заданиям при подземной прокладке принимается от задания к ближайшей камере. На отдельных участках (при пересечении коммуникаций, прокладке по мостам и т.п.) допускается прокладывать тепловые сети без уклона (п. 6.1.3).

6.1.2. В местах пересечения тепловых сетей при их подземной прокладке в каналах или тоннелях с газопроводами предусматривается на тепловых сетях на расстоянии не более 15 м по обе стороны от газопровода устройства для отбора проб на утечку.

Прохождение газопроводов через строительные конструкции камер, непроходных каналов и ниш тепловых сетей не допускается (п. 6.4.1).

6.1.3. При пересечении тепловыми сетями действующих сетей трубопровода и канализации, расположенных над трубопроводами тепловых сетей, а также при пересечении газопроводов следует выполнять устройство футляров на трубопроводах водопровода, канализации и газа на длине 2 м по обе стороны от пересечения (в свету) (п. 6.1.5).

6.1.4. В местах пересечения надземных тепловых сетей с высоковольтными линиями электропередачи необходимо выполнить заземление (с сопротивлением заземляющих устройств не более 10 Ом) всех электропроводящих элементов тепловых сетей, расположенных на расстоянии по 5 м в каждую сторону от оси проекции края конструкции воздушной линии электропередачи на поверхность земли (п. 6.1.7).

6.1.5. Допускается применять неметаллические трубы для трубопроводов тепловых сетей и тепловых пунктов при температуре воды 115 ⁰С и ниже, при давлении до 1,6 МПа включительно, если их качество удовлетворяет санитарным требованиям и соответствует параметрам теплоносителя (п. 6.1.10).

6.1.6. Неразрушающим методам контроля следует подвергать 100 % сварных соединений трубопровода тепловых сетей, прокладываемых в непроходных каналах под проезжей частью дорог, в футлярах, тоннелях или технических коридорах совестно с другими инженерными коммуникациями, а также при пересечениях:

а) железных дорог и трамвайных путей – на расстоянии не менее 4 м, электрифицированных железных дорог – не менее 11 м от оси крайнего пути;

б) железных дорог общей сети – на расстоянии не менее 3 м от ближайшего сооружения земляного полотна;

в) автодорог – на расстоянии не менее 2 м от края проезжей части, укрепленной полосы обочины или подошвы насыпи;

г) метрополитена – на расстоянии не менее 8 м от сооружений;

д) кабелей силовых, контрольных и связи – на расстоянии не менее 2 м;

е) магистральных газопроводов и нефтепроводов – на расстоянии не менее 9 м;

з) зданий и сооружений – на расстоянии не менее 5 м от стен и фундаментов (п. 6.1.12).

6.1.7. Для всех трубопроводов тепловых сетей, кроме тепловых пунктов и сетей горячего водоснабжения не допускается применять арматуру:

а) из серного чугуна – в районах с расчётной температурной наружного воздуха для проектирования отопления ниже – 10 ⁰С;

б) из ковкого чугуна – в районах с расчётной температурой наружного воздуха для проектирования отопления ниже – 30 ⁰С;

в) из высокопрочного чугуна в районах с расчётной температурой наружного воздуха для проектирования отопления ниже – 40 ⁰С;

г) из серого чугуна на спускных, продувочных и дренажных устройствах во всех климатических зонах (п. 6.1.14).

6.1.8. Предусматривается установка запорной арматуры

а) на всех трубопроводах выводов тепловых сетей от источников теплоты независимо от параметров теплоносителей;

б) на трубопроводах водяных сетей диаметром 100 мм и более на расстоянии не более 1000 м (секционирующие задвижки) с устройством перемычки между подающим и обратным трубопроводами;

в) в водяных и паровых тепловых сетях в узлах на трубопроводах ответвлений диаметром более 100 мм, а также в узлах на трубопроводах ответвлений к отдельным зданиям независимо от диаметра трубопровода;

г) на конденсатопроводах на вводе к сборному баку конденсата (п. 6.1.18).

6.1.9. Обводные трубопроводы (байпасы) с запорной арматурой предусматриваются на водяных тепловых сетях диаметром 500мм и более при условном давлении 1,6 МПа (16 кгс/см²) и более, диаметром 300 мм и более при условном давлении 2,5 МПа (25 кгс/см²) и более, на паровых сетях диаметром 200 мм и более при условном давлении 1,6 МПа (16 кгс/см²) и более у задвижек и затворов (п. 6.1.19).

6.1.10. задвижки и затворы диаметром 500 мм и более оборудуются электроприводом. При надземной прокладке тепловых сетей задвижки с электроприводом устанавливаются в помещении или заключаются в кожухи, защищающие арматуру и электропривод от атмосферных осадков и исключающие доступ к ним посторонних лиц (п. 6.1.20).

6.1.11. Отвод конденсата должен осуществляться из паропроводов тепловых сетей в нижних точках и перед вертикальными подъёмами путем непрерывного отвода через конденсатоотводчики.

В этих же местах, а также на прямых участках паропроводов через 400 – 500 м при попутном и через 200 – 300 м при встречном уклоне монтируется устройство пускового дренажа паропроводов (п. 6.1.22).

6.1.12. От постоянных дренажей паропровода предусматривается возможность сброса конденсата в систему сбора и возврата конденсата. Допускается его отвод в напорный конденсатопровод, если давление в дренажном конденсатопроводе не менее чем на 0,1 МПа (1 кгс/см²) выше, чем в напорном (п. 6.1.24).

6.1.13. Для компенсации тепловых удлинений (в тепловых сетях должна быть обеспечена надежная компенсация тепловых удлинений трубопроводов) применяются:

а) гибкие компенсаторы из труб (П – образные) с предварительной растяжкой при монтаже;

б) углы поворотов от 90 ⁰ до 130⁰ (самокомпенсация);

в) сильфонные, линзовые, сальниковые и манжетные компенсаторы (п. 6.1.26).

6.1.14. В контрольных точках тепловых сетей устанавливаются местные показывающие контрольно-измерительные приборы для измерения температуры и давления в трубопроводах (п. 6.1.29).

6.1.15. Не предусматривать тепловую изоляцию для всех трубопроводов тепловых сетей, арматуры, фланцевых соединений, компенсаторов и опор труб допускается в местах, не доступных персоналу:

а) при прокладке в помещениях обратных трубопроводов тепловых сетей мм, если тепловой поток через неизолированные стенки трубопроводов учтен в проекте систем отопления этих помещений;

б) конденсатопроводов при сборе конденсата в канализацию;

в) конденсатных сетей при их совместной прокладке с паровыми сетями в непроходных каналах (п. 6.1.32).

Для трубопроводов надземной прокладки при применении теплоизоляционных конструкций из горючих материалов. Следует предусматривать вставки длиной 3 м из негорючих материалов через каждые 100 м трубопровода (п. 6.1.35).

 

Эксплуатация

6.2.1. Раскопка трассы трубопроводов тепловой сети или производство работ вблизи них посторонними организациями допускается только с разрешения организации, эксплуатирующей тепловую сеть, под наблюдением специально назначенного ею лица (п. 6.2.4).

6.2.2. Составляются и постоянно хранятся в организации:

а) план тепловой сети (масштабный);

б) оперативная и эксплуатационная (расчётная) схемы;

в) профили теплотрасс по каждой магистрали с нанесением линии статического давления;

г) перечень газоопасных камер и проходных каналов.

План, схемы, профили теплотрасс и перечень газоопасных камер и каналов ежегодно корректируются в соответствии с фактическим состоянием его должности и даты внесения изменения (п. 6.2.5.).

6.2.3. Арматура, установленная на подающем трубопроводе (паропроводе), обозначается нечетным номером, а соответствующая ей арматура на обратном трубопроводе (конденсатопроводе) – следующим за ним четным номером (п. 6.2.6).

6.2.4. Участие в технической приемке объёктов потребителей заключается в присутствии представителя теплоснабжающей организации при испытаниях на прочность и плотность трубопроводов и оборудования тепловых пунктов, подключенных к тепловым сетям теплоснабжающей организации, а также систем теплопотребления, подключенных по зависимой схеме (п. 6.2.8).

6.2.5. Гидравлические испытания трубопроводов водяных тепловых сетей с целью проверки прочности и плотности следует проводить пробным давлением с внесением в паспорт.

Минимальная величина пробного давления устанавливается при гидравлическом испытании 1,25 рабочего давления, но не менее 0,2 МПа (2 кгс/см²).

Максимальная величина пробного давления устанавливается расчётом на прочность по нормативно – технической документации, согласованной с Ростехнадзором (Россия).

Величину пробного давления выбирает предприятие – изготовитель (проектная организация) в пределах между минимальным и максимальным значением (п. 6.2.11).

6.2.6. Испытания на прочность и плотность проводятся в следующем порядке:

а) испытываемый участок трубопровода отключить от действующих сетей;

б) в самой высокой точке участка испытываемого трубопровода (после наполнения его водой и спуска воздуха) установить пробное давление;

в) давление в трубопроводе следует повышать плавно;

г) скорость подъёма давления должна быть указана в нормативно-технической документации на трубопровод (п. 6.2.14).

6.2.7. Испытания на прочность и плотность следует выполнять с соблюдением следующих основных требований:

а) измерения давления при выполнении испытаний следует проводить по двум аттестованным пружинным манометрам (один – контрольный) класса не ниже 1,5 с диаметром корпуса не менее 160 мм. Манометр должен выбираться из условия, что измеряемая величина давления находится в 2/3 шкалы прибора;

б) испытательное давление должно быть обеспеченно в верхней точке (отметке) трубопроводов;

в) температура воды должна быть не ниже 5 ⁰С и не выше 40 ⁰С;

г) при заполнении водой из трубопровода должен быть полностью удален воздух;

д) испытательное давление должно быть выдержано в верхней точке (отметке) трубопроводов не менее 10 мин и затем снижено до рабочего;

е) при рабочем давлении проводится тщательный осмотр трубопроводов по всей их длине (п. 6.2.15).

6.2.8. Результаты испытаний считаются удовлетворительными, если во время их проведения не произошло падения давления и не обнаружены признаки разрыва, течи или запотевания в сварных швах, а также течи в основном металле, в корпусах и сальниках арматуры, во фланцевых соединениях и других элементах трубопроводов. Кроме того, должны отсутствовать признаки сдвига или деформации трубопроводов и неподвижных опор (п. 6.2.16).

6.2.9. Очистке подвергаются трубопроводы тепловых сетей до пуска их в эксплуатацию после монтажа, капитального или текущего ремонта с заменой участков трубопроводов подвергаются:

а) паропроводы – продувке со сбросом пара в атмосферу;

б) водяные сети закрытых системах теплоснабжения и конденсатопроводы – гидропневматической промывке;

в) водяные сети в открытых системах теплоснабжения и сети горячего водоснабжения – гидропневматической промывке и дезинфекции (в соответствии с санитарными нормам)с последующей повторной промывкой питьевой водой. Повторная промывка после дезинфекции проводится до достижения показателей качества сбрасываемой воды, соответствующих санитарным нормам на питьевую воду (п. 6.2.17).

6.2.10. Пуск водяных тепловых сетей состоит из следующих операций:

а) заполнения трубопроводов сетевой воды;

б) установления циркуляции;

в) проверки плотности сети;

г) включения потребителей и пусковой регулировки сети. Трубопроводы тепловых сетей заполняются водой температурой не выше 70 ⁰С при отключенных системах теплопотребления (п. 6.2.21).

6.2.11. Максимальный часовой расход воды при заполнении трубопроводов тепловой сети с условным диаметром во избежание гидравличе5ских ударов и для лучшего удаления воздуха из трубопроводов не должен превышать величин указанных ниже:

 

, мм
, м3/ч
, мм							1100-1200
, м3/ч							400-500

6.2.12. Пуск паровых сетей состоит из следующих операций:

а) прогрева и продувки паропроводов;

б) заполнения и промывки конденсатопроводов;

в) подключения потребителей (п. 6.2.33).

При текущей эксплуатации тепловых сетей необходимо:

а) поддерживать в исправном состоянии все оборудование, строительные и другие конструкции тепловых сетей, проводя своевременно их осмотр и ремонт;

б) наблюдать за работой компенсаторов, опор, арматуры, дренажей, воздушников, контрольно-измерительных приборов и других элементов оборудования, своевременно устраняя выявленные дефекты и неплотности;

в) выявлять и восстанавливать разрушенную тепловую изоляцию и антикоррозийное покрытие;

г) удалять скапливающуюся в каналах и камерах воду и предотвращать попадание труда грунтовых и верховых вод;

д) отключать неработающие участки от сети;

е) своевременно удалять воздух из теплопроводов через воздушники, не допускать присоса воздуха тепловые сети, поддерживая постоянно необходимое избыточное давление во всех точках сети и системах теплопотребления;

ж) принимать меры к предупреждению, локализации и ликвидации аварий и инцидентов в работе тепловой сети;

з) осуществлять контроль за коррозией (п. 6.2.25).

6.2.13. График обхода теплопроводов и тепловых пунктов предусматривает осуществление контроля состояния оборудования как слесарями – обходчиками, так и мастером.

Частота обходов устанавливается в зависимости от типа оборудования и его состояния, но не реже 1 раза в неделю в течении межотопительного сезона и 1 раза в месяц в межотопительный период.

Тепловые камеры необходимо осматривать не реже 1 раза в месяц; камеры с дренажными насосами – не реже 2 раза в неделю. Проверка работоспособности дренажных насосов и автоматики их включения обязательна при каждом обходе.

Результаты осмотра заносятся в журнал дефектов тепловых сетей (п. 6.2.26).

6.2.14. Норма утечки теплоносителя при эксплуатации тепловых сетей не должна превышать норму, которая составляет 0,25% среднегодового объёма воды в тепловой сети и присоединенных к ней системах теплопотребления в час, независимо от схемы их присоединения, за исключением систем горячего водоснабжения, присоединенных через водоподогреватель.

При определении нормы утечки теплоносителя не должен учитываться расход на заполнение теплопроводов и систем теплопотребления при их плановом ремонте и подключении новых участков сети и потребителей (п. 6.2.29).

6.2.15. Паспорт установленной формы оформляется на каждый вновь вводимый в работу участок теплосети (независимо от параметров теплоносителя и диаметра трубопроводов).

В паспорте ведется учет продолжительности эксплуатации трубопроводов и конструкций теплосети, делаются записи о результатах всех видов испытаний (кроме ежегодных на прочность и герметичность по окончании отопительного сезона), заносятся сведения о ремонтах, реконструкциях и технических освидетельствования (6.2.33).

6.2.16. Шурфовки на тепловой сети в первую очередь проводятся:

а) вблизи мест, где зафиксированы коррозийные повреждения трубопроводов;

б) в местах пересечений с водостоками, канализацией, водопроводом;

в) на участках, расположенных вблизи открытых водостоков (кюветов), проходящих под газонами или вблизи бортовых камней тротуаров;

г) в местах с неблагоприятными гидрогеологическими условиями;

д) на участках с предполагаемым неудовлетворительным состоянием теплоизоляционных конструкций (о чем свидетельствует, например, талые места вдоль трассы теплопровода в зимнее время);

е) на участках бесканальной прокладки, а также канальной прокладки с теплоизоляцией без воздушного зазора (п. 6.2.35).

6.2.17. При шурфовом контроле при выявлении утонения стенки на 10% и более необходимо произвести контрольные засверловки и определить фактическую толщину стенки.

При выявлении местного утонения стенки на 10% проектного (первоначального) значения эти участки подвергают повторному контролю в ремонтную компанию следующего года.

Участки с утонением стенки трубопровода на 20% и более подлежат замене (п. 6.3.37).

6.2.18. Технические осмотры и планово-предупредительные ремонты производятся в следующие сроки:

а) технический осмотр катодных установок – 2 раза в месяц, дренажных установок – 4 раза в месяц;

б) технический осмотр с проверкой эффективности – 1 раз в 6 мес.;

в) технический ремонт – 1 раз в год;

г) капитальный ремонт – 1 раз с 5 лет (п. 6.2.42).

6.2.19. Суммарная продолжительность перерывов в работе установок электрохимической защиты на тепловых сетях не может превышать 7 суток в течение года (п. 6.2.45).

6.2.20. Все насосные станции ежегодно перед началом отопительного сезона необходимо подвергать комплексному опробованию для определения качества ремонта, правильности работы и взаимодействия всего тепломеханического и электротехнического оборудования средств контроля, автоматики, телемеханики, защиты оборудования системы теплоснабжения и определения степени готовности насосных станций к отопительному сезону (п. 6.2.48).

6.2.21. Подпитка тепловой сети производится умягченной деаэрированной водой, качественные показатели которой соответствуют требованиям к качеству сетевой и подпиточной воды водогрейных котлов в зависимости от вида источника теплоты и системы теплоснабжения (п. 6.2.53).

6.2.22. Неработающая тепловая сеть заполняется только деаэрированной водой и должна находиться под избыточным давлением не ниже 0,5 кгс/см² в верхних точках трубопроводов (п. 6.2.57).

6.2.23. Температура воды в подающей линии водяной тепловой сети в соответствии с утвержденным для системы теплоснабжения графиком задается по усредненной температуре наружного воздуха за промежуток времени в пределах 12 – 24 ч, определяемый диспетчером тепловой сети в зависимости от длины сетей, климатических условий и других факторов.

Отклонения от заданного режима на источнике теплоты предусматриваются не более:

а) по температуре воды, поступающей в тепловую сеть ±3%;

б) по давлению в падающем трубопроводе ±5%;

в) по давлению в обратном трубопроводе ±0,2 кгс/см².

Отклонение фактической среднесуточной температуры обратной воды из тепловой сети может превышать заданную графиком не более чем на +5%. Понижение фактической температуры обратной воды по сравнению с графиком не лимитируется (п. 6.2.59).

6.2.24. Ремонт тепловых сетей производится в соответствии с утвержденным графиком (планом) на основе результатов анализа выявленных дефектов, повреждений, периодических осмотров, испытаний, диагностики и ежегодных испытаний на прочность и плотность.

Графики ремонтных работ составляется исходя из условия одновременности ремонта трубопроводов тепловой сети и тепловых пунктов.

Перед проведением ремонтов тепловых сетей трубопроводы освобождаются от сетевой воды, каналы должны быть осушены. Температура воды, откачиваемой из сбросных колодцев, не должна превышать 40 ⁰С. Спуск воды из камеры тепловых сетей на поверхность земли не допускается (п. 6.2.63).

6.2.25. По разрабатываемым схемам переключений с оперативным и оперативно-ремонтным персоналом тепловых сетей регулярно по графику (но не реже 1 раза в квартал) проводятся тренировки с отработкой четкости, последовательности и быстроты выполнения противоаварийных операций с отражением их на оперативной схеме (п. 6.2.65).

6.2.26. Аварийный запас материалов хранится в двух местах: основная часть хранится в кладовой, а некоторое количество аварийного запаса (расходного) находится в специальном шкафу в распоряжении ответственного лица из оперативного персонала. Расходные материалы, использованные оперативным персоналом, восполняются в течении 24 ч из основной части запаса (п. 6.2.66).

 

Эксплуатация

7.2.1. При эксплуатации систем сбора и возврата конденсата осуществляются:

а) контроль за качеством и расходом возвращаемого конденсата, обеспечение его отвода на источники теплоты;

б) обслуживание сборных баков конденсата и насосов, наблюдение за работой дренажных устройств и автоматических воздухоотводчиков (п. 7.2.1.).

7.2.2. В случае, если качество возвращаемого конденсата не соответствует нормам качества питательной воды должна быть предусмотрена очистка его до достижения этих норм в зависимости от конкретных технических условий (п. 7.2.2).

7.2.3. Испытывать сборные баки конденсата закрытого типа необходимо испытывать на прочность и плотность давлением, равным 1,5 рабочего, но не менее 0,3 МПа (3 кгс/см²) (п. 7.2.3).

7.2.4. Работа конденсатоотводчика контролируется периодически не реже 1 раза в 6 мес. Плотность обратных клапанов контролируется в сроки, установленные местной инструкцией (п. 7.2.4).

 

БАКИ-АККАМУЛЯТОРЫ

8.1. Технические требования

8.1.1. Допускается ли применение типовых баков хранения нефтепроводов для замены существующих баков-аккумуляторов (п. 8.1.3).

8.1.2. В помещениях, в которых устанавливаются баки-аккумуляторы должны вентилироваться и освещаться. Несущие конструкции помещения должны быть выполнены из несгораемых материалов. Под баками необходимо предусматривать поддоны, расстояние от поддона до дна бака должно быть не менее 0,5 м (п. 8.1.5).

8.1.3. Для предотвращения растекания воды по территории источника теплоты и в других местах сооружения баков-аккумуляторов горячей воды при протечках необходимо всю группу баков-аккумуляторов горячей воды (кК вновь вводимых, так и находящихся в эксплуатации) обваловать по всему периметру бакового хозяйства высотой не менее 0,5 м. При этом вокруг каждого бака-аккумулятора горячей воды выполняется отмостка, а обвалованная территория должна иметь организованный отвод воды в систему канализации или по согласованию на рельеф. Обвалованная территория должна вмещать объём наибольшего бака (п. 8.1.6).

8.1.4. При размещении баков-аккумуляторов горячей воды вне территории организации следует предусматривать ограждения указанных баков-аккумуляторов горячей воды сплошным железобетонным или другими равным по прочности плотным забором высотой не ниже 2,5 м.

Расстояние от забора до бака-аккумулятора горячей воды в свету должно составлять не менее 10 м. Кроме того, необходимо установить соответствующей запрещающие знаки и предусмотреть другие меры, исключающие доступ к бакам-аккумуляторам горячей воды посторонних лиц (п. 8.1.7).

8.1.5. Баки-аккумуляторы горячей воды оборудуются:

а) переливной трубой на отметке предельно допустимого уровня заполнения бака-аккумулятора, пропуская способность которой должна быть не менее пропускной способности всех труб, поводящих воду к баку-аккумулятору; должен быть организован отвод воды от переливной трубы;

б) вестовой трубой, сечение которой должно обеспечивать свободное поступление в бак-аккумулятор воздуха, исключающее образование вакуума при откачке воды из бака-аккумулятора, и свободной выпуск паровоздушной смеси, предотвращающей повышение давления выше атмосферного при заполнении бака-аккумулятора. При этом необходимо исключить или учесть возможность обледенения вестовых и переливных труб со снижением пропускной способности;

в) с наружной стороны – тепловой изоляцией, защищенной покровным слоем от воздействия осадков, с внутренней – антикоррозийной защитой. Антикоррозийная защита баков-аккумуляторов выполняется в соответствии с методическими указаниями по оптимальной защите баков-аккумуляторов от коррозии и воды в них от аэрации;

г) автоматическим регулятором уровня, обеспечивающим полное прекращение подачи воды в бак-аккумулятор при достижении верхнего предельного уровня заполнения бака-аккумулятора, а также блокировочным устройством, отключающим насосы, при достижении нижнего предельного уровня воды в баке;

д) автоматическим устройствам включения резервных откачивающих насосов при отключении рабочих;

е) автоматическим устройством переключения системы электроснабжения бакового хозяйства с основного источника электроэнергии на резервный при исчезновении напряжения в основном источнике;

ж) сигнализацией достижения верхнего и нижнего предельных уровней и автоматикой прекращения поступления воды и откачки воды по всем подающим и откачивающим трубопроводам бака-аккумулятора;

з) дренажной линией с арматурой, предназначенной для полного удаления остатков воды при осмотрах и ремонтах;

и) контрольно-измерительными приборами для измерения уровня и температуры воды в баках, давления во всех подводящих и отводящих трубопроводах. Кроме того, на каждый бак или группу баков необходимо устанавливать приборы для дистанционного измерения уровня воды. Надежность электроснабжения указанных электроприемников должна соответствовать 1 категории (п. 8.1.8).

8.1.6. Проверка сигнализации, электроприводов и схем питания электронасосных агрегатов, запорной электрифицированной арматуры и другого оборудования бака-аккумулятора проводится по графику, утвержденному техническим руководителем эксплуатирующей организации, но не реже 1 раза в квартал. Все обнаруженные при проверке дефекты немедленно устраняются, а в случае невозможности немедленного устранения дефектов принимаются меры для контроля и ручного управления схемой бака-аккумулятора в соответствии с письменным указанием технического руководителя эксплуатирующей организации (п. 8.1.10).

 

Эксплуатация

8.2.1. Испытание на прочность и плотность бака-аккумулятора производится заполнение его водой до максимально допустимого (по проекту) уровню – до отметки переливной трубы. Испытание на прочность и плотность, как правило, проводится при температуре наружного воздуха не ниже 5 ⁰С. При производственной необходимости проведения испытаний при температуре наружного воздуха ниже указанной, но не ниже – 10 ⁰С, должны быть приняты меры по предотвращению замерзания воды в баке-аккумуляторе, его трубопроводах, арматуре и вспомогательном оборудовании. Температура воды, при которой заполняется бак, должна быть не выше 45 ⁰С.

При заполнении бака недопустимо присутствие обслуживающего персонала в охранной зоне (п. 8.2.2.).

8.2.2. Бак-аккумулятор горячей воды считается выдержавшим испытание на прочность и плотность и допускается к эксплуатации, если по истечении 24 ч на его поверхности или по краям днища не появится течи и уровень воды в баке не будет снижаться (п. 8.2.3).

8.2.3. После окончания испытания на прочность и плотность бака-аккумулятора и спуска воды из него для проверки качества отремонтированного основания и неравномерности осадки бака-аккумулятора проводится повторное нивелирование по периметру бака не менее чем в 8 точках и не реже чем через 6 мес. (п. 8.2.6).

8.2.4. Вновь смонтированные, а также эксплуатируемые баки-аккумуляторы после вывода из эксплуатации со сливом воды и после ремонта перед очередным вводом в эксплуатацию заполняются только химически очищенной деаэрированной водой с температурой не выше 45 ⁰С.

После начала нормальной эксплуатации баков-аккумуляторов их заполнение может осуществляться химически очищенной деаэририванной водой температурой не выше 95 ⁰С (п. 8.2.7).

8.2.5. При ежедневном визуальном осмотре баков-аккумуляторов при приемке и сдаче смены проверяется:

а) отсутствие явных течей, подтеков и мокрых пятен на наружной поверхности тепловой изоляции;

б) исправность указателя уровня и регулятора уровня;

в) отсутствие протечек через сальники запорной и регулировочной арматуры;

г) отсутствие засора или замерзания переливной и вестовой труб;

д) исправность работы сигнализации достижения предельного уровня и отключения насосов при достижении нижнего уровня (п. 8.2.10).

8.2.6. Периодическая техническая диагностика конструкций бака-аккумулятора выполняется не реже 1 раза в 3 года, ежегодно проводятся осмотр и проверка на прочность и плотность (п. 8.2.13).

8.2.7. При технической диагностике бака-аккумулятора выполняются следующие работы:

а) измерение фактических толщин листов поясов стенки с использованием соответствующих сред измерений;

б) дефектоскопия основного металла и сварных соединений; проверка качества основного металла и сварных соединений, механические свойства и химический состав которых должны соответствовать указаниям проекта и требованиям технических условий завода-изготовителя на поставку (п. 8.2.14).

8.2.8. Пригодность бака-аккумулятора к дальнейшей эксплуатации оценивается следующим образом:

а) предельно допустимый коррозийный износ кровли и днища бака-аккумулятора, установленный по данным измерений с применением технических средств, для наиболее изношенных частей не должен превышать 50% проектной толщины; для несущих конструкций покрытия (прогонов, балок, связей) и окраек днища – 30%;

б) для нижней половины стенок бака – 20% независимо от площади износа;

в) при коррозийном износе стенок от 15 до 20 % проектной толщины дальнейшая эксплуатация бака-аккумулятора допускается только по письменному распоряжению технического руководителя организации, эксплуатирующей баки-аккумуляторы, при подтверждении расчётом прочности бака и проведения ежегодного контроля стенок с использованием технических средств;

г) при коррозийном износе стенок верхней половины бака-аккумулятора, равном 20 – 30 % их проектной толщины, дальнейшая эксплуатация бака-аккумулятора разрешается на срок не более 1 года при условии снижения допустимого верхнего уровня на 1 м ниже коррозийного изношенного участка с соответствующим персоналом переливной трубы и перестройкой системы автоматики на новый уровень заполнения бака;

д) высота хлопунов днища нового бака-аккумулятора не должна превышать 150 мм при площади их не более 2 м. Для баков-аккумуляторов, находящихся в эксплуатации более 15 лет, допустимая высота хлопунов может составлять 200 мм при площади 3 м, а при большей высоте хлопунов дефектное место подлежит исправлению.

Эксплуатация бака-аккумулятора разрешается только после восстановления расчётной толщины стен и обеспечения герметичности, что подтверждается испытаниями на прочность и плотность (п. 8.2.15).

8.2.9. обслуживающий персонал при приближении уровня воды в баке-аккумуляторе к границам, угрожающим их безопасной эксплуатации, и несрабатывании средств защиты, а также при обнаружении неисправностей в конструкции бака-аккумулятора или его коммуникациях выполняет следующие действия:

а) сообщает диспетчеру организации, эксплуатирующей баки-аккумуляторы, о возникшей угрозе безопасной эксплуатации баков;

б) принимает меры к выявлению и устранению причин, приведших к угрозе безопасной эксплуатации бака-аккумулятора, и одновременно делает все необходимое для обеспечения его безопасной работы (п. 8.2.20).

8.2.10. Каждый принятый в эксплуатацию бак-аккумулятор должен иметь следующую документацию:

а) технический паспорт;

б) технологическую карту;

в) журнал текущего контроля;

г) журнал эксплуатации молниезащиты, защиты от проявления статического электричества в случае применения герметика для защиты баков-аккумуляторов от коррозии и воды в них от аэрации;

д) схему нивелирования основания;

е) распоряжения, акты на замену оборудования резервуаров;

ж) технологические карты на замену оборудования резервуаров (п. 8.2.21).

 

Тепловые пункты

9.2.1.Технические требования

9.2.1. В тепловых пунктах предусматривается размещение оборудования, арматуры и перечисленных приборов, посредством которых осуществляется:

а) преобразование вида теплоносителя или его параметров;

б) контроль параметров теплоносителя;

в) регулирование расхода теплоносителя и распределения его по системам потребления теплоты;

г) отключение систем потребления теплоты;

д) защита местных систем от аварийного повышения параметров теплоносителя;

е) заполнение и подпитка систем потребления теплоты;

ж) учет тепловых потоков и расходов теплоносителя и конденсата;

и) сбор, охлаждение, возврат конденсата и контроль его качества;

к) аккумулирование теплоты;

л) водоподготовка для систем горячего водоснабжения (п. 9.1.1).

9.2.2. Оборудование центрального теплового пункта должно обеспечить требуемые параметры теплоносителя (расход, давление, температуру), их контроль и регулирование для всех присоединенных к нему систем теплопотребления (п. 9.1.4).

9.2.3. Расчетная температура воды в подающих трубопроводах водяных тепловых сетей после центрального теплового пункта при присоединении систем отопления зданий по зависимой схеме должна приниматься равной расчётной температуре воды в подающем трубопроводе тепловых сетей до центрального теплового пункта, но не выше 150 ⁰С (п. 9.1.7).

9.2.4. Системы отопления, вентиляции и кондиционирования воздуха к двухтрубным водяным тепловым сетям должны присоединяться, как правило, по зависимой схеме.

По независимой схеме, предусматривающей установку водоподогревателей, допускается присоединять:

а) системы отопления 12-этажных зданий и выше (или более 36 м);

б) системы отопления зданий в открытых системах теплоснабжения при невозможности обеспечения требуемого качества воды (п. 9.1.8).

9.2.5. Системы отопления зданий к тепловым сетям следует присоединять:

а) непосредственно при совпадении гидравлического и температурного режимов тепловой сети и местной системы. При этом необходимо обеспечивать невскипаемость перегретой воды при динамическом и статическом режимах системы;

б) через элеватор при необходимости снижения температур воды в системе отопления и располагаемом напоре перед элеватором, достаточном для его работы;

в) через смесительные насосы при необходимости снижения температуры воды в системе отопления и располагаемом напоре, недостаточном для работы элеватора, а также при осуществлении автоматического регулирования системы (п. 9.1.9).

9.2.6. К одному элеватору присоединяется, как правило, одна система отопления. Допускается присоединять к одному элеватору несколько систем отопления с увязкой гидравлических режимов этих систем (п. 9.1.10).

9.2.7. В тепловых пунктах с установками сбора, охлаждения и возврата конденсата предусматриваются мероприятия по использованию теплоты конденсата путем:

а) охлаждение конденсата в водоподогревателях с использованием нагретой воды для хозяйственно-бытовых или технологических потребителей горячей воды;

б) получения пара вторично вскипания в расширительных баках с использованием его для технологических потребителей пара низкого давления (п. 9.1.12).

9.2.8. Системы потребления теплоты при теплоснабжении от одного теплового пункта производственного или общественного здания, имеющего различные такие системы следует присоединять по самостоятельным трубопроводам от распределительного (подающего) и сборного (обратного) коллекторов. Допускается присоединять к одному общему трубопроводу системы теплопотребления, работающи