5.9.3. Технічне діагностування теплових установок і мереж має охоплювати комплекс заходів для визначення їх технічного стану.
Завданням технічного діагностування є:
- визначення фактичного технічного стану устатковання (справне, несправне, працездатне, непрацездатне);
- визначення місць можливої відмови або несправності;
- прогнозування технічного стану устатковання.
До обсягу здійснення технічного діагностування на підставі чинних НД має бути включено:
- зовнішній та внутрішній огляди;
- перевірка технічної документації;
- питання організації експлуатації;
- оперативне обслуговування та відповідність здійснених випробувань і вимірювань чинним НД тощо.
Для проведення технічного діагностування підприємство, організація-власник устатковання може використовувати наявні у нього системи і засоби технічного діагностування.
Одночасно з технічним діагностуванням слід здійснювати перевірку виконання приписів наглядових органів і заходів, розроблених за результатами розслідування порушень роботи теплових установок і мереж, а також заходів, розроблених за попереднім технічним діагностуванням.
Експлуатація теплових установок і мереж з виявленими аварійно-небезпечними дефектами забороняється.
5.9.4. Після закінчення терміну експлуатації, встановленого нормативно-технічною документацією, а також після аварії або виявлення пошкоджень теплові установки та мережі підлягають експертному технічному діагностуванню з метою встановлення можливості та умов їх подальшої експлуатації.
5.9.5. Експертне технічне діагностування проводиться за програмою, погодженою з Держенергонаглядом, експертно-технічною комісією, яка створюється наказом по підприємству, організації-власника устатковання і очолюється технічним керівником (його заступником) або особою, відповідальною за теплове господарство організації-власника устатковання. До складу комісії включають керівників і спеціалістів структурних підрозділів, осіб, відповідальних за теплове господарство структурних підрозділів, представників Держенергонагляду, спеціалістів спеціалізованої організації (за згодом), які мають досвід роботи в зазначеній сфері.
Результати роботи комісії оформлюються актом та/або зазначаються в технічних паспортах устатковання з обов’язковим визначенням терміну наступного діагностування.
6. Розподіл і перетворення теплової енергії
6.1. Джерела теплопостачання
6.1.1. Положення цього розділу поширюються на джерела теплопостачання, окрім ДТ, на які поширюється дія нормативного документа ГКД 34.20.507 “Технічна експлуатація електричних станцій і мереж. Правила”.
6.1.2. Експлуатація котельних установок має забезпечувати:
- надійність і безпечність роботи всього основного та допоміжного устатковання;
- номінальну продуктивність котлів, розрахункові параметри і якість пари й води;
- допустимі величини викидів шкідливих речовин в атмосферу.
6.1.3. Експлуатація кожного типу котла здійснюється за інструкцією з експлуатації, розробленою з урахуванням вимог заводу-виробника, цих Правил, НПАОП 0.00-1.08, НПАОП 0.00-1.26, затвердженою технічним керівником підприємства.
6.1.4. Котли, що вперше вводяться в експлуатацію, підлягають очищенню та лугуванню.
Безпосередньо після передпускового очищення та лугування слід вжити заходи для захисту очищених поверхонь котла від стоянкової корозії.
6.1.5. Перед пуском котла після ремонту або тривалого перебування у резерві (понад 3 доби) має бути перевірено справність і готовність до включення допоміжного устатковання, ЗВТ, авторегуляторів, захистів.
У разі несправності захистів, які діють на зупин котла, пуск його забороняється.
6.1.6. Витрата мережної води перед розпалюванням пальників водогрійного котла має бути встановлено і підтримуватися в подальшій роботі не нижчою від мінімально допустимої, визначеної заводом-виробником для кожного типу котла.
6.1.7. Обмурівка (огородження) паливні і газоходів котла має перебувати в справному стані, температура поверхні обмурівки має бути не більшою ніж 43 град. С за температури навколишнього середовища не більшою ніж 25 град. С.
6.1.8. Перед пуском барабанний котел заповнюється деаерованою водою, якість якої має відповідати вказівкам інструкції з експлуатації залежно від схеми обробки живильної води.
6.1.9. Заповнення неостиглого барабанного котла для проведення пуску дозволяється за температури металу верхівки спорожненого барабана не вище ніж 160 град. С і різниці температур між верхньою і нижньою твірними до 60 град. С.
Якщо температура у будь-якій точці барабана перевищує 140 град. С, то заповнення його водою для гідравлічного випробування забороняється.
6.1.10. Якщо до пуску котла на ньому проводились роботи, пов’язані з розбиранням фланцевих з’єднань і лючків, то болтові з’єднання на них слід підтягнути за надлишкового тиску 0,3-0,5 МПа (3-5 кгс/кв.см). Підтягування болтових з’єднань за більшого тиску забороняється.
6.1.11. Під час пусків і зупинів барабанних котлів організовується контроль за температурним режимом барабана. Швидкість прогрівання, яка контролюється за температурою верхньої твірної барабана, і швидкість остигання, яка контролюється за температурою нижньої твірної барабана, та різниця температур між верхньою і нижньої твірними барабана не повинні перевищувати допустимих значень:
швидкість прогрівання під час пуску котла 30 град. С/10 хв;
швидкість остигання під час зупину котла 20 град. С/10 хв;
різниця температур під час пуску котла 60 град. С;
різниця температур під час зупину котла 80 град. С.
6.1.12. Нагляд чергового персоналу за зупиненим котлом слід організувати до повного зниження в ньому тиску і зняття напруги з електродвигунів; контроль за температурою газів і повітря в районі повітропідігрівника і за поверхнями нагріву у водогрійному котлі може бути припинено не раніше ніж через 24 години після зупину.
6.1.13. У разі розриву мазутопроводу або газопроводу в межах котельні або великих витікань мазуту (газу) має бути вжито всіх заходів для припинення витікання палива через пошкоджені ділянки чи нещільності аж до відключення мазутних насосів чи закриття запірної арматури на газо-регулювальному пункті, а також для запобігання пожежі або вибуху.
6.1.14. Котел має бути негайно зупинено персоналом у разі відмови у роботі захистів або їх відсутності у таких випадках:
а) недопустимого підвищення або зниження рівня води в барабані або виході з ладу всіх водовказівних приладів;
б) швидкого зниження рівня води в барабані, незважаючи на посилене підживлювання котла;
в) недопустимого підвищення тиску в пароводяному тракті;
г) виявлення несправності запобіжного клапана або інших запобіжних пристроїв, що його заміняють;
ґ) недопустимого зниження тиску в тракті водогрійного котла на час, більший ніж 10 с;
д) розриву труб пароводяного тракту або виявлення тріщин в основних елементах котла (барабані, колекторах, паро- і водоперепускних, водоопускних трубах), у паропроводах, у живильних трубопроводах і пароводяній арматурі, які знаходяться під тиском і не можуть бути відключені;
е) погасання факела у паливні;
є) недопустимого зниження тиску газу або мазуту за регулювальним клапаном;
ж) відключення усіх димосмоктів (для котлів з урівноваженою тягою) або дуттьових вентиляторів;
з) вибуху у паливні, вибуху або загоряння відкладень у газоходах і золовловнику, розігріві (до почервоніння) несучих балок каркасу, обвалі обмурівки, а також інших пошкодженнях, що загрожують персоналу або устаткованню;
и) зниження витрати води через водогрійний котел нижче від мінімально допустимої на час, що перевищує 10 с;
і) підвищення температури води на виході з водогрійного котла вище від допустимої;
ї) пожежі, яка загрожує персоналу, устаткованню або лініям дистанційного керування арматури, що відключає та входить до схеми захисту котла;
к) втрати напруги на пристроях дистанційного й автоматичного керування або на усіх ЗВТ;
л) розриву мазутопроводу або газопроводу в межах котла;
м) підвищення тиску або збільшення розрідження в паливній камері котла з газощільними екранами вище від значень, рекомендованих заводами-виробниками.
6.1.15. Під час виведення котлів в оперативний стан резерву терміном понад 3 доби слід вжити заходів щодо запобігання (зниження інтенсивності) корозії металу внутрішніх і зовнішніх поверхонь нагріву відповідно до інструкцій з експлуатації.
6.1.16. Улаштування дахових котелень на природному газі може виконуватися відповідно до Рекомендацій з проектування дахових, вбудованих і прибудованих котельних установок та установлення побутових теплогенераторів, що працюють на природному газі, затверджених наказом Державного комітету України у справах містобудування та архітектури від 20 вересня 1994 року N 35.
6.2. Теплофікаційні установки
6.2.1. Експлуатація теплофікаційних установок здійснюється за інструкціями з експлуатації, розробленими з урахуванням вимог заводів-виробників і вимог цих Правил, затверджених технічним керівником підприємства.
6.2.2. Режим роботи теплофікаційної установки (тиск у подавальному і зворотному трубопроводах і температура в подавальному трубопроводі) має підтримуватися відповідно до завдання диспетчера теплової мережі.
Температура в подавальному трубопроводі водяної теплової мережі відповідно до затвердженого для цієї мережі температурного графіка слід задавати за усередненою температурою зовнішнього повітря за проміжок часу 12-24 год., який визначається диспетчером теплових мереж залежно від довжини мереж, кліматичних умов та інших факторів.
Для розрахункової витрати мережної води відхилення параметрів від заданого режиму за головною засувкою ДТ мають бути не більшими ніж:
температура води, що надходить у теплову мережу +- (3-4)
град. С;
тиск у подавальному трубопроводі +- 50 кПа (+- 0,5 кгс/кв.
см);
тиск у зворотному трубопроводі +- 20 кПа (+- 0,2 кгс/кв.см).
Середньодобова температура зворотної мережної води не повинна перевищувати задану графіком більш ніж на 3-4 град. С. Зниження температури зворотної мережної води проти графіка не лімітується. У разі перевищення розрахункової витрати мережної води джерел теплопостачання диспетчер теплової мережі і начальник зміни джерел теплопостачання повинні вжити заходів до відновлення розрахункової витрати або відкоригувати режим.
Відхилення тиску і температури пари в колекторах джерел теплопостачання, яка подається на теплофікаційні установки, мають бути не більшими ніж +- 5 % від заданих параметрів. Конкретні величини цих відхилень повинні бути зазначені в інструкції з експлуатації (режимній карті) теплофікаційної установки.
6.2.3. Для кожного мережного водопідігрівача і групи водопідігрівачів на підставі проектних даних з урахуванням вимог ДНАОП 0.00-1.26 і результатів випробувань встановлюються:
- розрахункова теплова продуктивність та відповідні їй параметри гріючої води або пари і мережної води;
- температурний напір і максимальна температура підігріву мережної води;
- граничнодопустимий тиск із боку мережної води та гріючої води або пари;
- розрахункова витрата мережної води та відповідні їй втрати напору.
Крім того, на основі даних випробувань повинні бути встановлені втрати напору у водогрійних котлах, трубопроводах і допоміжному устаткованні теплофікаційної установки за розрахункової витрати мережної води.
Випробування теплофікаційних установок слід здійснювати після введення в експлуатацію новозмонтованих і в процесі експлуатації — періодично (один раз у 3 роки) і після капітального ремонту.
На підставі результатів випробувань теплофікаційних установок і режиму роботи водяних теплових мереж для опалювального і літнього періодів розробляються режимні карти роботи цих установок.
6.2.4. Регулювання температури води на виході з мережних підігрівачів, на виводах теплової мережі, а також на станціях підмішування слід здійснювати повільно зі швидкістю, яка не перевищує 30 град. С/год.
6.2.5. Під час роботи мережних підігрівачів слід забезпечити:
- контроль за рівнем конденсату і роботою пристроїв автоматичного регулювання рівня;
- контроль за нагріванням мережної води і температурним напором;
- відведення газів, які не конденсуються, з парового простору у повітровідсмоктувальний пристрій або конденсатор турбіни;
- контроль гідравлічної щільності (за якістю конденсату гріючої пари).
6.2.6. Трубна система теплообмінних апаратів має перевірятися і періодично за графіком (під час ремонту теплообмінних апаратів) очищатися. Очищення слід здійснювати також у випадку відхилення температурного напору та гідравлічного опору від установлених значень.
6.2.7. Підживлювально-скидні пристрої мають підтримувати заданий тиск на всмоктувальній стороні мережних насосів у робочому режимі теплових мереж і під час зупину мережних насосів. Слід передбачити захист зворотних трубопроводів від раптового підвищення тиску.
6.2.8. Пристрої для автоматичного включення резерву повинні перебувати в постійній готовності до дії і перевірятися періодично за графіком.
6.2.9. Установка для підживлення теплових мереж має забезпечувати їхнє підживлення хімічно очищеною деаерованою водою в робочому режимі і аварійне підживлення необробленою водою із систем господарсько-питного (для відкритих систем теплопостачання) або виробничого водопроводу у розмірах, передбачених проектом.
6.2.10. Підживлення теплової мережі водою, що не відповідає нормам згідно з пунктом 6.8.8, може здійснюватися тільки з дозволу чергового диспетчера теплової мережі, а кожен випадок такого підживлення має бути засвідчено в оперативному журналі із зазначенням причини порушення режиму, кількості поданої води і джерела водопостачання. Крім того, на джерелі теплопостачання має здійснюватися узагальнений облік усіх випадків такого підживлення, аналізуватися причини цього, розроблятися і впроваджуватися профілактичні заходи.
