Установлено, что консервация при температуре 200 - 320 С позволяет уменьшить в инструкцию по консервации, утверждаемую техническим руководителем началом отопительного сезона тепловые сети и внутренние системы Во время консервации котлов должны быть обеспечены условия полной.
<<<< >>>> Утверждены Департаментом науки и техники РАО "ЕЭС России" 14 февраля 1997 года Срок действия установлен с 1 июля 1997 года до 1 июля 2002 года МЕТОДИЧЕСКИЕ УКАЗАНИЯ ПО КОНСЕРВАЦИИ ТЕПЛОЭНЕРГЕТИЧЕСКОГО ОБОРУДОВАНИЯ РД 34.20.591-97 Разработано фирмой по наладке, совершенствованию технологии и эксплуатации электростанций и сетей "ОРГРЭС" и АО ВТИ. Исполнители: В.И. Старцев (АО "Фирма ОРГРЭС"), Е.Ю. Кострикина, Т.Д. Модестова (АО ВТИ). Утверждено Департаментом науки и техники РАО "ЕЭС России" 14.02.97. Начальник А.П. Берсенев. Настоящие Методические указания распространяются на энергетические и водогрейные котлы, а также турбоустановки тепловых электростанций. Методические указания определяют основные технологические параметры различных способов консервации, устанавливают критерии выбора способов или комбинации (сочетания) способов, технологию их проведения на котлах и турбоустановках при выводе в резерв или ремонт с учетом резкого увеличения на электростанциях как количества остановов, так и продолжительности простоев оборудования. С вводом настоящих Методических указаний утрачивают силу "Методические указания по консервации теплоэнергетического оборудования: РД 34.20-591-87" (М.: Ротапринт ВТИ, 1990). 1. ОБЩИЕ ПОЛОЖЕНИЯ 1.1. Консервацию котлов и турбоустановок проводят для предотвращения коррозии металла внутренних поверхностей как при режимных остановах (вывод в резерв на определенный и неопределенный сроки, вывод в текущий, средний и капитальный ремонт, аварийный останов), так и при остановах в продолжительный резерв или ремонт (реконструкцию) на срок свыше 6 мес. 1.2. На основе Методических указаний на каждой электростанции должно быть разработано и утверждено техническое решение по организации консервации конкретного оборудования, определяющее способы консервации при различных видах остановов и продолжительности простоя, технологическую схему и вспомогательное оборудование консервации. При разработке технического решения целесообразно привлечение специализированной организации. 1.3. Способы консервации, не предусмотренные Методическими указаниями, допускаются к применению с разрешения Департамента науки и техники РАО "ЕЭС России". 1.4. При разработке технологической схемы консервации целесообразно максимально использовать штатные установки коррекционной обработки питательной и котловой воды, установки химической очистки оборудования, баковое хозяйство электростанции. Технологическая схема консервации должна быть по возможности стационарной, надежно отключаться от работающих участков тепловой схемы. Необходимо предусматривать нейтрализацию или обезвреживание сбросных вод, а также возможность повторного использования консервирующих растворов. 1.5. В соответствии с принятым техническим решением составляется и утверждается инструкция по консервации оборудования с указаниями по подготовительным операциям, технологии консервации и расконсервации, а также по мерам безопасности при проведении консервации. 1.6. При подготовке и проведении работ по консервации и расконсервации необходимо соблюдать требования Правил техники безопасности при эксплуатации тепломеханического оборудования электростанций и тепловых сетей. Также при необходимости должны быть приняты дополнительные меры безопасности, связанные со свойствами используемых химических реагентов. 1.7. Нейтрализация отработанных консервирующих растворов химических реагентов должна осуществляться в соответствии с указаниями "Типовая инструкция по эксплуатации установок для очистки производственных сточных вод тепловых электростанций: ТИ 34-70-043-85" (М: СПО Союзтехэнерго, 1985). 2. СПОСОБЫ КОНСЕРВАЦИИ БАРАБАННЫХ КОТЛОВ 2.1. Сухой останов котла 2.1.1. Дренирование котла при давлении выше атмосферного позволяет после опорожнения за счет тепла, аккумулированного металлом, обмуровкой и изоляцией, сохранить температуру металла в котле выше температуры насыщения при атмосферном давлении. При этом происходит подсушка внутренних поверхностей барабана, коллекторов и труб. 2.1.2. Сухой останов (СО) применяется для котлов на любое давление при отсутствии в них вальцовочных соединений труб с барабаном. 2.1.3. Сухой останов котла проводится при плановом останове в резерв или ремонт на срок до 30 сут., а также при аварийном останове. 2.1.4. Для предотвращения попадания в котел влаги в период простоя необходимо предусматривать надежное его отключение от трубопроводов воды и пара, находящихся под давлением, за счет плотного закрытия запорной арматуры, установки проглушек, ревизионных вентилей. 2.1.5. После останова котла в процессе его естественного остывания или расхолаживания дренирование начинают при давлении 0,8 - 1,0 МПа. Промежуточный пароперегреватель обеспаривают на конденсатор. После дренирования и подсушки закрывают все вентили и задвижки пароводяной схемы котла, лазы и шибера топки и газохода, открывают ревизионные вентили, а также устанавливают при необходимости проглушки. 2.1.6. В период консервации после полного остывания осуществляют периодический контроль за попаданием воды или пара в котел путем прощупывания участков возможного попадания их в районе запорной арматуры, кратковременного открытия дренажей нижних точек коллекторов и трубопроводов, вентилей пробоотборных точек. Если обнаружено попадание воды в котел, следует принять меры к устранению этого попадания. После этого растапливают котел, поднимают в нем давление до 1,5 - 2,0 МПа, выдерживают это давление в течение нескольких часов, а затем производят СО вновь. При невозможности устранения причин попадания влаги или проведения растопки котла выполняют консервацию путем поддержания в котле избыточного давления (см. п. 2.2). 2.1.7. Если при простое котла выполнялись ремонтные работы на поверхностях нагрева и возникла необходимость опрессовки, то после опрессовки продолжают консервацию поддержанием в котле избыточного давления (см. п. 2.2). 2.1.8. При выводе котла из СО убирают установленные проглушки и приступают к растопочным операциям в соответствии с инструкцией по пуску котла. 2.2. Поддержание в котле избыточного давления 2.2.1. Поддержание в котле давления выше атмосферного предотвращает доступ в него кислорода воздуха. 2.2.2. Избыточное давление (ИД) поддерживается при протоке через котел деаэрированной воды. 2.2.3. Консервация при поддержании ИД применяется для котлов любых типов и на любое давление. 2.2.4. Способ ИД осуществляется при выводе котла в резерв или ремонт, не связанный с работами на поверхностях нагрева, на срок до 10 сут. На котлах с вальцовочными соединениями труб с барабаном допускается применение способа ИД на срок до 30 сут. 2.2.5. Для поддержания в котле ИД может быть использована питательная или подпиточная вода. Применение подпиточной воды возможно при условии, что значение рН этой воды не ниже 9,0, а содержание кислорода в ней не более, чем содержание кислорода в питательной воде консервируемого котла. 2.2.6. На блочных электростанциях для подачи питательной или подпиточной воды в котел на период консервации необходимо смонтировать коллектор и трубопроводы к нему от каждого деаэратора на давление 0,6 МПа или коллектор от напорной стороны перекачивающих насосов подпиточной воды, а также трубопроводы от коллектора к напорному трубопроводу питательных насосов каждого блока. 2.2.7. На электростанциях с поперечными связями подача питательной воды в котел может осуществляться по существующему или специально смонтированному байпасу питательного узла диаметром 20 - 50 мм (с дроссельной шайбой). Для использования подпиточной воды от перекачивающих насосов монтируются перемычки от трубопровода заполнения котлов к питательным трубопроводам перед экономайзером (Э). На электростанциях, где имеется специальный насос консервации (рис. 1 - здесь и далее рисунки не приводятся), для подачи в котел питательной воды может быть использован этот насос. При реализации этой схемы вода подается на вход в водяной экономайзер и к выходным коллекторам пароперегревателя. 2.2.8. Сброс консервирующей воды из котла осуществляется через дренажи выходных участков пароперегревателя в дренажные баки или при реализации схемы, приведенной на рис. 1, через нижние точки котла в деаэратор или нижние баки. Сбрасываемая из котла вода должна использоваться в пароводяном цикле электростанции, для чего на блочных электростанциях необходимо предусмотреть перекачку этой воды на соседние блоки. 2.2.9. На трубопроводах подвода и отвода консервирующей воды для отключения их от котла во время его эксплуатации необходимо предусмотреть установку запорной арматуры, ревизионных вентилей или проглушек. 2.2.10. После останова котла и снижения давления до атмосферного дренируют из него воду, после чего приступают к заполнению котла консервирующей водой и организации ее протока через котел. Заполнение котла контролируют по воздушникам, а давление и проток воды регулируют с помощью вентилей на входных и выходных трубопроводах. На блочных электростанциях при возможности включают в схему протока ПВД. 2.2.11. В период консервации на котле поддерживают давление 0,5 - 1,5 МПа и проток воды со скоростью 10 - 30 куб. м/ч. Ежесменно отбирают пробы воды из чистого и солевого отсеков пароперегревателя для определения содержания кислорода. При выходе значения давления за указанные пределы его регулируют входными и выходными вентилями. Если содержание кислорода в пробах воды превышает 30 мкг/кг, увеличивают проток воды через котел при интенсивной продувке всех воздушников. При консервации по схеме рис. 1 насос консервации может быть использован для поддержания ИД на нескольких котлах одновременно. 2.2.12. По окончании консервации котел дренируют до растопочного уровня и приступают к растопке в соответствии с инструкцией по пуску котла. 2.3. Гидразинная обработка поверхностей нагрева при рабочих параметрах котла 2.3.1. Под воздействием водного раствора, содержащего гидразин, при высоких температурах на поверхности металла создается защитная оксидная пленка. В формировании пленки участвуют сравнительно небольшая часть оксидов железа, находящихся на поверхности металла. Часть имеющихся оксидов железа и меди за счет восстановления до закисных и металлических форм, а также образования комплексных соединений теряет прочную связь с металлом и удаляется с поверхностей нагрева. В процессе ГО экономайзера и экранов поверхности нагрева пароперегревателя заполняются паром, содержащим аммиак, что обеспечивает пассивацию и этих поверхностей и защищает пароперегреватель при конденсации пара после остывания котла. Концентрация гидразина при обработке значительно превышает эксплуатационную норму и зависит от температуры среды и продолжительности обработки. Наибольшая эффективность достигается при максимально возможных температурах среды. 2.3.2. При обработке котла гидразином при рабочих параметрах (ГРП) в зависимости от предполагаемой продолжительности простоя содержание гидразина в питательной воде составляет 0,3 - 3,0 мг/кг, а продолжительность обработки - от 1 - 2 до 24 часов. В период обработки котел работает в нормальном режиме и несет требуемую нагрузку. 2.3.3. Способ ГРП применяется на тех котлах, где осуществляется коррекционная обработка питательной воды гидразином. 2.3.4. Гидразинная обработка при рабочих параметрах проводится перед плановым остановом котла в резерв или ремонт на срок до 30 сут. Эта обработка с последующим сухим остановом (ГРП + СО) может осуществляться перед плановым остановом котла в резерв на срок до 60 сут., а также перед остановом в средний или капитальный ремонт. 2.3.5. На блочных электростанциях дозирование гидразина целесообразно осуществлять с помощью штатной гидразинной установки на стороне всасывания питательных насосов. 2.3.6. На электростанциях с поперечными связями гидразин дозируют в питательную воду перед Э. Для дозирования гидразина при индивидуально-групповой схеме фосфатирования следует использовать штатные насосы-дозаторы фосфатов. Принципиальная схема дозирования гидразина (рис. 2): бак-мерник гидразина вместимостью 1 - 2 куб. м - коллектор раствора гидразина на стороне всасывания фосфатных насосов - фосфатный насос-дозатор - фосфатная линия - перемычка от фосфатной линии к питательному узлу котла. При индивидуальной схеме фосфатирования и расположении фосфатных узлов на значительном расстоянии друг от друга целесообразно смонтировать для всех или группы котлов отдельный узел, включающий бак-мерник гидразина и два насоса-дозатора (типа фосфатных) для подачи гидразина к питательному узлу каждого котла. Трубопровод гидразина может врезаться в какой-либо байпасный или дренажный трубопровод питательного узла. 2.3.7. К баку-мернику должен предусматриваться подвод крепкого раствора гидразина от гидразинного хозяйства и подпиточная вода. В этом баке непосредственно перед обработкой готовят раствор требуемой концентрации с учетом производительности насоса-дозатора, необходимого содержания гидразина в питательной воде и предполагаемой нагрузки котла. 2.3.8. Гидразинную обработку осуществляют непосредственно перед плановым остановом котла. За 1 - 2 ч до начала обработки дозирование в котел фосфатов прекращают. В зависимости от продолжительности простоя котла ориентировочная продолжительность обработки и содержание гидразина в питательной воде перед котлом составляют: Простой, сут. Продолжительность Содержание обработки, ч гидразина, мг/кг До 5 1 - 2 2 - 3 5 - 10 3 - 6 1 - 1,5 10 - 15 6 - 12 0,5 - 1 Св. 12 - 24 0,3 - 0,5. В процессе обработки контролируют содержание гидразина, отбирая пробы воды из пробоотборной точки на линии питательной воды перед котлом. По окончании заданного времени обработки котел останавливают. При останове в резерв на срок до 10 сут. котел можно не дренировать. В случае более продолжительного простоя следует после ГРП выполнить СО. 2.3.9. В случае крайней необходимости проведения опрессовки котла в процессе простоя допускается заполнение котла водой на срок не более 1 сут. с последующим дренированием воды. 2.4. Гидразинная обработка (ГО) поверхностей нагрева при пониженных параметрах котла 2.4.1. Обработка поверхностей нагрева гидразином с аммиаком в режиме останова котла 2.4.1.1. Формирование защитной пленки на поверхности металла осуществляется под воздействием водного раствора гидразина. В условиях более низких по сравнению с ГРП температур для более прочного связывания защитной оксидной пленки с металлом значение рН консервирующего раствора повышается за счет аммиака. 2.4.1.2. Обработка ведется на отключенном от турбины котле при давлении не более 10 МПа. Значение рН консервирующего раствора - 10,5 - 11, а содержание гидразина в чистом отсеке барабана - 10 - 60 мг/кг в зависимости от продолжительности простоя. Продолжительность обработки должна быть не менее 3 ч. 2.4.1.3. Обработка гидразином с аммиаком в режиме останова (ГРО) применяется на котлах, использующих гидразин для коррекционной обработки питательной воды. 2.4.1.4. Обработка ГРО проводится при выводе котла в резерв на срок до 60 сут. или выводе в средний или капитальный ремонт. Целесообразно осуществлять эту обработку и при выводе котла в резерв или ремонт на срок до 30 сут., если котел имел в предыдущий период длительную безостановочную кампанию (более 3 - 4 мес.) или серьезные нарушения норм качества питательной воды по железу. Гидразинная обработка в режиме останова может проводиться как непосредственно в процессе останова, так и после специальной растопки ранее остановленного котла. 2.4.1.5. На блочных электростанциях дозирование гидразина и аммиака осуществляется совместно штатными насосами-дозаторами фосфатов в барабан. Рабочий раствор реагентов готовится либо в баке-мернике фосфатов, либо в специально установленном баке-мернике, куда необходимо подвести трубопроводы гидразина и аммиака от соответствующих хозяйств и подпиточную воду. 2.4.1.6. На электростанциях с поперечными связями гидразин и аммиак дозируются совместно в барабан. Схема дозирования организовывается в соответствии с п. п. 2.3.6 и 2.3.7. 2.4.1.7. Рабочий раствор реагентов готовится в баке-мернике из расчета одной обработки с некоторым запасом. Для быстрейшего обеспечения в котле необходимых концентраций реагентов с учетом водяного объема котла и производительности насосов-дозаторов концентрация гидразина в рабочем растворе должна быть 5 - 20%, а аммиака - 1 - 5%. 2.4.1.8. Потребность 20%-ного гидразина для одной обработки зависит от загрязненности поверхностей нагрева котла, частоты проведения обработки и обычно не превышает 1 л гидразина на 1 куб. м водяного объема котла (без перегревателя). Потребность в 25%-ном аммиаке не превышает 0,5 л на 1 куб. м водяного объема котла. 2.4.1.9. Для сброса использованного консервирующего раствора после обработки должен быть предусмотрен трубопровод от нижнего дренажного коллектора котла в бак реагентов (см. рис. 2) или какой-либо дренажный бак, бак слива из котла, бак низких точек, приямок для последующей перекачки насосом на узел нейтрализации. 2.4.1.10. Для проведения обработки на блоке с барабанным котлом блок разгружают до минимально допустимой нагрузки и параллельно снижают температуру перегретого пара. Котел переводится на растопочный расход топлива. При расходе топлива не выше 30% номинального открывается БРОУ (ПСБУ) и отключается турбина, а промежуточный пароперегреватель обеспаривают на конденсатор. Уменьшением расхода топлива температуру свежего пара понижают до 350 - 400 -С, после чего постепенно открывают сброс пара в атмосферу из главных паропроводов или из трубопровода за РОУ и закрывают БРОУ (ПСБУ), поддерживая в котле давление около 10 МПа. Котел подпитывают водой до уровня +100 мм выше верхнего допустимого уровня, закрывают непрерывную продувку и начинают дозировку реагентов в барабан. Включают линию рециркуляции котловой воды из барабана на вход Э. Отключение линии рециркуляции производят только на период подпиток котла водой. Обработка начинается при достижении в чистом отсеке значения рН >= 10,5 и содержании гидразина в зависимости от продолжительности простоя: Простой, сут. Содержание гидразина, мг/кг До 15 10 - 30 До 45 30 - 50 До 60 40 - 60. Если концентрация гидразина в первый час обработки уменьшается по сравнению с исходной на 25 - 30%, то необходимо ввести в котел дополнительное количество реагентов. Обработка заканчивается при снижении содержания гидразина в воде солевого отсека в 1,5 - 3 раза по сравнению с исходным. Общая продолжительность обработки должна составлять не менее 3 ч. В процессе обработки контролируют рН, содержание гидразина в чистом и солевом отсеках. По окончании обработки останавливают котел и при выводе его в ремонт после снижения давления до атмосферного опорожняют, направляя раствор на нейтрализацию. При выводе котла в резерв консервирующий раствор можно сливать перед началом растопки котла. 2.4.1.11. На электростанциях с поперечными связями котел для проведения обработки разгружают до минимальной нагрузки, открывают запорную арматуру на линии сброса пара в атмосферу и закрывают задвижки на паропроводах к общестанционной магистрали. Котел переводят на растопочное топливо, расход которого должен обеспечивать температуру перегретого пара 350 - 400 -С при рабочем давлении за котлом (но не выше 10 МПа). Котел подпитывают водой до уровня +100 мм выше верхнего допустимого уровня, закрывают непрерывную продувку и начинают дозировку реагентов в барабан. Включают линию рециркуляции котловой воды из барабана на вход Э. Отключение линии рециркуляции производят только на период подпиток котла водой. Значение рН, содержание гидразина в чистом и солевом отсеках, продолжительность обработки, объем химического контроля, а также операции по окончании обработки должны соответствовать п. 2.4.1.10. 2.4.1.12. Для проведения обработки на ранее остановленном котле его необходимо растопить в соответствии с эксплуатационной инструкцией, поднять параметры и выполнить обработку, а затем вывести котел в резерв или ремонт в соответствии с п. п. 2.4.1.10 или 2.4.1.11. 2.4.1.13. В случае крайней необходимости проведения опрессовки котла в период простоя допускается заполнение котла водой на срок не более 1 сут. с последующим дренированием воды. 2.4.1.14. Перед растопкой котла специальных водных отмывок поверхностей нагрева не проводят. 2.4.2. Гидразинная "выварка" поверхностей нагрева котла 2.4.2.1. При гидразинной "выварке" (ГВ) защитная пленка на поверхности металла формируется в условиях более низкой температуры среды по сравнению с ГРО. 2.4.2.2. Гидразинная "выварка" осуществляется при давлении в котле около 1,5 МПа и поддержании в чистом отсеке барабана содержания гидразина 150 - 200 мг/кг и значения рН более 10,5 (за счет дозирования аммиака). Продолжительность режима - 20 - 24 ч. 2.4.2.3. Гидразинная "выварка" применяется на котлах, использующих гидразин для коррекционной обработки питательной воды, вместо ГРО, если шум от сброса пара в атмосферу при проведении ГРО мешает окружающему населению. 2.4.2.4. Гидразинная "выварка" проводится в случаях, указанных в п. 2.4.1.4, а также может вестись как непосредственно в процессе останова, так и при специальной растопке консервируемого котла. 2.4.2.5. Схема приготовления и дозирования гидразина и аммиака осуществляется в соответствии с п. п. 2.4.1.5 - 2.4.1.7, а сброс раствора после обработки - п. 2.4.1.9. 2.4.2.6. Потребность 20%-ного гидразина обычно не превышает 1,5 л гидразина, а 25%-ного аммиака - 0,5 л на 1 куб. м водяного объема котла (без пароперегревателя). 2.4.2.7. На блочных электростанциях после останова блока давление в котле снижают с допустимой скоростью сбросом пара через БРОУ (ПСБУ) в конденсатор. Пароперегреватель обеспаривают на конденсатор. После снижения давления в котле до 1,5 МПа включают 2 - 3 форсунки, открывают задвижку на линии сброса пара в атмосферу и закрывают БРОУ (ПСБУ). Давление в котле поддерживают в пределах 1,5 - 2,0 МПа, для этого допускается периодически открывать запорную арматуру на линии сброса пара в атмосферу. Котел подпитывают водой до уровня +100 мм выше верхнего допустимого уровня, закрывают непрерывную продувку и начинают дозировку реагентов в барабан. Включают линию рециркуляции котловой воды на вход Э, отключая ее только на период подпитки котла водой. Концентрация гидразина в чистом отсеке барабана должна быть не менее 150 - 200 мг/кг, значение рН > 10,5. Продолжительность режима составляет 20 - 24 ч. В процессе обработки контролируют значение рН, содержание гидразина в чистом отсеке. По окончании обработки останавливают котел и при выводе его в ремонт после снижения давления до атмосферного опорожняют, направляя раствор на нейтрализацию. При выводе котла в резерв консервирующий раствор можно сливать перед началом растопки котла. 2.4.2.8. На электростанциях с поперечными связями после останова котла и отключения его от общестанционной магистрали открывают запорную арматуру на линии сброса пара в атмосферу. После снижения давления в котле до 1,5 МПа включают 2 - 3 форсунки, поддерживая давление 1,5 - 2,0 МПа, периодически открывая арматуру на линии сброса пара в атмосферу. Котел подпитывают водой до уровня +100 мм выше верхнего допустимого уровня, закрывают непрерывную продувку и начинают дозировку реагентов в барабан. Включают линию рециркуляции котловой воды на вход Э, отключая ее только на период подпитки котла водой. Значение рН, содержание гидразина в чистом отсеке, продолжительность обработки, объем химического контроля, а также операции по окончании обработки должны соответствовать п. 2.4.2.7. 2.4.2.9. Для проведения обработки на ранее остановленном котле его необходимо растопить в соответствии с эксплуатационной инструкцией, поднять параметры и выполнить обработку в соответствии с п. п. 2.4.2.7 или 2.4.2.8, а затем вывести котел в резерв или ремонт. 2.4.2.10. В случае крайней необходимости проведения опрессовки котла в период простоя допускается заполнение котла водой на срок не более 1 сут. с последующим дренированием воды. 2.4.2.11. Перед растопкой котла специальных водных отмывок поверхностей нагрева не проводят. 2.5. Трилонная обработка поверхностей нагрева котла 2.5.1. Пассивация поверхностей нагрева раствором трилона Б основана на термическом разложении предварительно образованных комплексонатов железа. На первом этапе обработки при температуре среды около 150 -С происходит подготовка поверхностей нагрева Э и экранов к созданию на них защитной пленки за счет комплексования железа из отложений и перевода его в раствор. На втором этапе при температуре среды более 250 -С происходит термолиз части комплексонатов железа с образованием защитной пленки на поверхности металла. В процессе разложения комплексонатов железа выделяются газообразные продукты, в том числе водород и аммиак, которые удаляются с паром и пассивируют пароперегреватель. Технология трилонной обработки (ТО) регламентирована РД 34.37.514-91 "Методические указания по комплексной обработке воды барабанных котлов давлением 3,9 - 9,8 МПа" (М.: СПО ОРГРЭС, 1993). 2.5.2. Пассивация трилоном Б поверхностей нагрева совмещается с растопкой котла. Расчетная концентрация трилона Б в воде, заполняющей котел перед растопкой, должна быть 300 - 500 мг/кг. На первом этапе обработки в течение 1,5 - 2 ч в котле поддерживается давление 0,5 - 1,0 МПа, а второй этап осуществляется в процессе дальнейшей растопки по эксплуатационной инструкции. 2.5.3. Обработка трилоном Б применяется для всех типов барабанных котлов давлением выше 3,9 МПа независимо от режимов коррекционной обработки питательной воды (гидразинно-аммиачной или аммиачной) и котловой воды (фосфатной или комплексонной). 2.5.4. На котлах, где предусмотрена коррекционная обработка питательной воды гидразином, ТО проводится после химической очистки (предпусковой и эксплуатационной), до капитального ремонта и после него трилонная обработка может также проводиться перед выводом котла в резерв или ремонт на срок до 60 сут. В этих случаях ТО замещает ГРО, ГВ, ГРП. На электростанциях, где применение гидразина запрещено санитарными нормами по условиям снабжения паром потребителей, ТО проводится помимо указанных случаев еще и не менее одного раза в год, например, после осенне-зимнего максимума. Для ТО перед выводом в резерв или ремонт необходимо предусматривать не ранее чем за одну-две недели до останова специальную растопку котла с выходом на рабочие параметры. Если ТО проводится непосредственно перед выводом котла в резерв или ремонт, целесообразно при останове выполнить СО. 2.5.5. Для проведения ТО необходимо предусмотреть бак для приготовления рабочего раствора трилона Б, насос для подачи раствора в котлы и трубопроводы для заполнения котлов через нижние точки экранов и дренажи Э (см. рис. 2). К баку необходимо подвести трубопровод подпиточной воды. Вместимость бака должна быть не менее водяного объема наибольшего котла. Для приготовления рабочего раствора трилона Б могут быть использованы баки и насосы кислотной промывки и трубопроводы заполнения котлов водой. 2.5.6. Ориентировочная потребность трилона Б для одной обработки котла составляет 0,5 - 1,0 кг товарного продукта на 1 куб. м водяного объема (без пароперегревателя) котла. 2.5.7. Раствор трилона Б концентрацией 300 - 500 мг/кг готовят в количестве, достаточном для заполнения котла до растопочного уровня. Если вместимость бака недостаточна для этого, то концентрация раствора увеличивается с учетом того, чтобы после подпитки котла до растопочного уровня концентрация трилона Б в котловой воде была в указанных пределах. Засыпку в бак товарного продукта ведут порциями через сетчатую корзину, смывая реагент водой из шланга, при рециркуляции воды по схеме "бак - насос - бак". 2.5.8. После заполнения через нижние точки экранов и дренажи Э приступают к растопке котла. На весь период растопки непрерывная продувка котла должна быть закрыта. Линия рециркуляции котловой воды на вход в Э закрывается только на период подпитки котла водой. По достижении в котле давления 0,5 - 1,0 МПа делают выдержку в течение 1,5 - 2,0 ч. В процессе выдержки отбирают каждые 20 - 30 мин. пробы воды чистого и солевого отсеков для определения концентраций свободного трилона. Если пробы воды мутные и содержат взвесь или содержание свободного трилона менее 30 мг/кг, растопку прекращают, раствор из котла дренируют. Затем вновь заполняют котел свежим раствором трилона Б концентрацией более 30 мг/кг и приступают к растопке. После окончания выдержки при давлении 0,5 - 1,0 МПа или после заполнения котла свежим раствором растопку ведут по эксплуатационной инструкции для подключения котла к турбине. 2.6. Фосфатно-аммиачная "выварка" 2.6.1. Фосфатно-аммиачная "выварка" (ФВ) при повышенных содержаниях фосфатов в котловой воде по сравнению с эксплуатационными и давлении в котле 0,8 - 1,0 МПа способствует фосфатной пассивации металла внутренних поверхностей нагрева экранов и удалению части рыхлых отложений. При этом пароперегреватель заполняется паром, содержащим аммиак, что способствует пассивации металла пароперегревателя и защищает его при конденсации пара после останова котла. 2.6.2. Фосфатно-аммиачная "выварка" осуществляется в режиме растопки котла при давлении около 1,0 МПа, начальной концентрации фосфатов в котловой воде 400 - 500 мг/кг и аммиака около 1 г/кг. Продолжительность обработки - около 8 ч. 2.6.3. Фосфатно-аммиачная "выварка" применяется на котлах давлением 3,9 и 9,8 МПа, подпитываемых умягченной водой. 2.6.4. Фосфатно-аммиачная "выварка" проводится при выводе котла в резерв на срок до 60 сут. или выводе в средний или капитальный ремонт. 2.6.5. Для приготовления растворов, подачи их в котел, а также сбора отработанных растворов с последующей откачкой на установку нейтрализации необходимо предусмотреть схему в соответствии с рис. 1 или 2. 2.6.6. Ориентировочная потребность для одной обработки - 1 - 1,5 кг товарного тринатрийфосфата и 3 - 3,5 л 25%-ного аммиака на 1 куб. м водяного объема котла. 2.6.7. Раствор реагентов с концентрацией фосфатов около 500 мг/кг и аммиака концентрацией около 1 г/кг готовят в баке (см. рис. 1 и 2) в количестве, достаточном для заполнения котла до растопочного уровня. Если вместимость бака недостаточна для этого, то концентрация раствора увеличивается с учетом того, чтобы после подпитки котла до растопочного уровня концентрация фосфата и аммиака в котловой воде достигла указанных. Засыпку тринатрийфосфата ведут в соответствии с п. 2.5.7. 2.6.8. После заполнения через нижние точки приступают к растопке котла. На весь период обработки непрерывная продувка закрывается, в котле поддерживается давление 1,0 МПа, ФВ ведется 8 ч. Каждые 1 - 2 ч проводят продувку нижних точек экранов, начиная с панелей солевых отсеков. Продолжительность открытия вентилей периодической продувки составляет 30 с. По окончании ФВ останавливают котел и после снижения давления до атмосферного опорожняют его, направляя раствор на нейтрализацию. 2.6.9. Перед пуском котла в эксплуатацию специальных водных отмывок поверхностей нагрева не проводят. 2.7. Заполнение поверхностей нагрева котла защитными щелочными растворами 2.7.1. При заполнении поверхностей нагрева котла защитным щелочным (ЗЩ) раствором обеспечивается устойчивость ранее образованной на поверхностях металла защитной пленки в течение длительного времени даже при попадании в котел кислорода. В качестве щелочных растворов могут быть использованы раствор аммиака или раствор едкого натра с тринатрийфосфатом. 2.7.2. При осуществлении данного способа котел полностью (за исключением промежуточного пароперегревателя) заполняется щелочным раствором на весь период останова. При использовании аммиачного раствора значение рН его должно быть 10,5 - 11 (содержание аммиака 0,5 - 1,0 г/кг), а фосфатно-щелочной раствор должен содержать 0,3 - 1 г/кг едкого натра и 0,1 - 0,2 г/кг тринатрийфосфата. В период консервации должна быть обеспечена возможность подкачки раствора в случае утечки части его из котла. 2.7.3. Заполнение раствором аммиака применяется для котлов любых давлений. Раствор едкого натра с тринатрийфосфатом применяется для котлов, подпитываемых умягченной водой, а также при условии возможности полного дренирования всех поверхностей нагрева пароперегревателя. 2.7.4. Заполнение щелочным раствором проводится при выводе котла в резерв на срок до 4 мес. Если перед заполнением щелочным раствором провести обработку ГО (ГРО или ГВ) или ТО (ГРО + ЗЩ; ТО + ЗЩ), то можно вывести котел в резерв на срок до 6 мес. 2.7.5. В случае применения раствора едкого натра с тринатрийфосфатом необходимо предусмотреть возможность отмывки пароперегревателя от консервирующего раствора (см. рис. 1). Использование такой схемы позволяет, кроме того, организовывать рециркуляцию раствора в котле, что необходимо при относительно малой вместимости бака для приготовления раствора. При использовании схемы, приведенной на рис. 2, следует учесть, что вместимость бака должна быть не менее водяного объема наибольшего котла (с пароперегревателем). Схемы консервации должны также предусматривать сбор отработанных растворов с последующей откачкой их на установку нейтрализации. 2.7.6. Ориентировочная потребность реагентов для заполнения котла в расчете на 1 куб. м водяного объема составляет: не более 4 л 25%-ного аммиака при приготовлении аммиачного раствора, а при использовании едкого натра с тринатрийфосфатом - не более 2 л 40%-ной щелочи и 1 кг товарного тринатрийфосфата. 2.7.7. При использовании для приготовления реагентов схемы, приведенной на рис. 2, готовят раствор необходимой концентрации в объеме, достаточном для заполнения котла. При использовании схемы, приведенной на рис. 1, концентрация реагентов увеличивается с таким расчетом, чтобы после подпитки котла водой и перемешивания раствора путем рециркуляции ("бак - котел - бак") концентрация достигла необходимой. Приготовление растворов ведут в соответствии с п. 2.5.7. 2.7.8. Выведенный в резерв и опорожненный котел заполняют консервирующим раствором через нижние точки экранов и дренажи Э. Заполнение котла контролируют с помощью воздушников. Если осуществляется перемешивание раствора в котле путем рециркуляции (см. рис. 1), то окончание его определяют по выравниванию концентрации раствора в пробоотборных точках по пароводяному тракту. После заполнения котла закрывают всю запорную арматуру пароводяного тракта. 2.7.9. В период консервации котла регулярно проверяют плотность закрытия вентилей и задвижек, своевременно устраняют протечки и неплотности сальников. При частичном опорожнении подпитывают котел свежим раствором реагентов. 2.7.10. По окончании консервации раствор из котла дренируют в бак реагентов, используя при необходимости для заполнения другого консервируемого котла или направляя на установку нейтрализации. Если котел консервировался раствором едкого натра с тринатрийфосфатом, перед растопкой ведут водную отмывку пароперегревателя в течение 30 - 60 мин. со сбросом воды через нижние точки котла. Трубопровод промывки пароперегревателя должен надежно отключаться от работающего котла. 2.8. Заполнение поверхностей нагрева котла азотом 2.8.1. Заполнение внутренних поверхностей нагрева химически инертным азотом с последующим поддержанием в котле его избыточного давления предотвращает доступ кислорода, что обеспечивает устойчивость ранее образованной защитной пленки на металле в течение длительного времени. 2.8.2. Заполнение котла азотом осуществляется при избыточном давлении в поверхностях нагрева. В процессе консервации расход азота должен обеспечивать небольшое избыточное давление в котле. 2.8.3. Консервация азотом применяется на котлах любых давлений на электростанциях, имеющих азот от собственных кислородных установок. При этом допускается применение азота при его концентрации не ниже 99%. 2.8.4. Заполнение азотом проводится при выводе котла в резерв на срок до одного года. 2.8.5. Схема консервации должна предусматривать подвод азота к выходным коллекторам пароперегревателей и в барабан через воздушники. Подвод к воздушникам осуществляется посредством врезок трубок с арматурой высокого давления. Отводы от воздушников следует объединить в общий коллектор, который соединяется с трубопроводом подвода азота. Коллектор, объединяющий отводы от воздушников, должен надежно отключаться от азотного трубопровода путем установки арматуры высокого давления. На этом коллекторе необходимо иметь ревизионный вентиль, открытый во время эксплуатации котла. Конкретная схема трубопроводов азота разрабатывается с учетом возможностей кислородной установки и типов установленных котлов. 2.8.6. При останове котла на срок до 10 сут. консервация выполняется без слива воды из поверхностей нагрева. После останова котла и снижения давления в барабане до 0,2 - 0,5 МПа открывают вентили на линиях подвода азота к пароперегревателю и в барабан и приступают, при необходимости, к дренированию котла, после чего дренажи закрываются. В процессе консервации давление газа в котле поддерживают на уровне 5 - 10 кПа. 2.8.7. В период консервации принимают меры к установлению возможных утечек газа и их устранению. 2.8.8. При необходимости проведения небольших ремонтных работ возможно кратковременное прекращение подачи газа в котел. 2.9. Консервация котла контактным ингибитором 2.9.1. Контактный ингибитор М-1 является солью циклогексиламина и синтетических жирных кислот. В виде водного раствора контактный ингибитор (КИ) защищает от коррозии чугун и стали различных марок. Его защитные свойства обусловлены наличием в ингибиторе аминогрупп в гидрофобной части молекулы. При контакте с поверхностью металла ингибитор адсорбируется по аминогруппе, оставляя во внешней среде гидрофобную часть молекулы. Такое строение адсорбционного слоя препятствует проникновению влаги или электролита к металлу. Дополнительным препятствием являются вышележащие слои молекул ингибитора, усиливающие адсорбционный слой. Проникающие в глубь этого слоя молекулы воды и газов (SO , СО и др.) приводят к 2 2 гидролизу части молекулы ингибитора. При этом освобождаются циклогексиламины и жирные кислоты. Циклогексиламины связывают кислые газы, а кислоты, адсорбируясь, поддерживают гидрофобность поверхности металла. Контактный ингибитор создает на металле защитную пленку, сохраняющуюся и после слива консервирующего раствора. 2.9.2. Для консервации поверхностей нагрева котел заполняют водным раствором ингибитора концентрацией 0,5 - 1,5% в зависимости от продолжительности простоя, состава и количества отложений на поверхностях нагрева. Конкретная концентрация раствора ингибитора устанавливается после химического анализа состава отложений. 2.9.3. Консервация КИ применяется для любых типов котлов независимо от применяемых режимов коррекционной обработки питательной и котловой воды. 2.9.4. Консервация ингибитором М-1 проводится при выводе котла в резерв или ремонт на срок от 1 мес. до 2 лет. 2.9.5. Для осуществления консервации должна быть предусмотрена специальная отдельная схема приготовления водного раствора ингибитора и подачи его в котел (рис. 3). Схема включает бак хранения и приготовления раствора вместимостью не менее полного водяного объема котла и насос для перемешивания раствора и подачи его в котел. К баку должен быть предусмотрен подвод конденсата или обессоленной воды. Заполнение котла раствором ингибитора проводится по трубопроводу от напорной стороны насоса к нижнему дренажному коллектору котла. По этому же трубопроводу консервирующий раствор из котла сбрасывается при расконсервации в бак хранения. 2.9.6. Для приготовления рабочего раствора фляги с товарным ингибитором предварительно разогревают, опустив их в ванну с водой, нагретой до 70 -С. Ориентировочное время разогрева - 8 - 10 ч. Разогретый товарный ингибитор заливают в бак консервирующего раствора при рециркуляции воды по схеме "бак - насос - бак". Температура циркулирующей воды должна быть около 60 -С. Время циркуляции раствора - 1 ч. Концентрацию ингибитора в рабочем растворе определяют в соответствии с методикой Приложения 1. 2.9.7. Предварительно опорожненный котел заполняют приготовленным раствором ингибитора при температуре барабана не выше 60 -С. Заполнение ведут через дренажи нижних точек экранов и Э при открытых воздушниках котла. Барабан котла заполняют полностью, через него - пароперегреватель. Воздушники по тракту котла закрывают по мере его заполнения после появления сплошной струи раствора. При простое в резерве котел оставляют заполненным консервирующим раствором, плотно закрыв всю запорную арматуру на котле. При выводе в ремонт для образования на металле защитной пленки консервирующий раствор должен находиться в котле не менее 24 ч, после чего раствор сливают в бак хранения. При необходимости в процессе ремонта резки труб несливаемой ступени пароперегревателя сначала сливают раствор из других ступеней, откуда раствор может попасть в указанную несливаемую ступень. При резке труб несливаемой ступени необходимо обеспечить сбор сливаемого раствора и принять меры предосторожности, предусмотренные при работе с токсичными веществами. 2.9.8. В период простоя на консервации следует не допускать попадания воды или пара в котел. 2.9.9. Для расконсервации котла после простоя в резерве раствор ингибитора сливают из котла в бак хранения раствора. Поскольку при повышении температуры ингибитор разлагается, не давая потенциально кислых продуктов, специальная отмывка котла не производится, а растопка осуществляется в соответствии с инструкцией по пуску котла. 2.9.10. Контактный ингибитор М-1 - многократного действия, поэтому слитый из котла раствор должен использоваться для последующих консерваций котлов. Необходимо лишь проверить концентрацию раствора и, если нужно, добавить некоторое количество товарного ингибитора. 3. СПОСОБЫ КОНСЕРВАЦИИ ПРЯМОТОЧНЫХ КОТЛОВ 3.1. Сухой останов котла 3.1.1. Сухой останов применяется на всех прямоточных котлах независимо от принятого водно-химического режима. 3.1.2. Сухой останов котла проводится при любых плановых и аварийных остановах котла на срок до 30 сут. 3.1.3. После погашения топки и отключения котла от турбины закрывают запорную арматуру на питательных трубопроводах. Пар из котла через БРОУ (ПСБУ) частично выпускают в конденсатор так, чтобы в течение 20 - 30 мин. давление в котле снизилось до 3 - 4 МПа, при этом ВЗ остаются открытыми. Открывают дренажи входных коллекторов НРЧ и Э для вытеснения воды из котла собственным паром, при этом ПСБУ (БРОУ) закрывают. После снижения давления в котле до нуля в течение 30 мин. проводят вакуумную сушку поверхностей нагрева, для чего снова открывают ПСБУ (БРОУ). Затем закрывают запорную арматуру на паропроводах и на всех линиях, соединяющих котел с конденсатором. Промежуточный пароперегреватель обеспаривают на конденсатор открытием запорной арматуры на сбросных линиях из горячих паропроводов. Вакуум в системе поддерживают в течение не менее 15 мин. При выводе в резерв вентиляцию газовоздушного тракта проводят в соответствии с ПТЭ, а при останове в ремонт - до охлаждения поверхностей нагрева. 3.2. Гидразинная обработка поверхностей нагрева при рабочих параметрах котла 3.2.1. Под воздействием среды, содержащей гидразин, при высоких температурах на поверхности металла создается защитная оксидная пленка, надежно предохраняющая металл от коррозии в течение длительного времени. Концентрация гидразина при обработке значительно превышает эксплуатационную норму и зависит от продолжительности обработки. 3.2.2. При обработке гидразином при рабочих параметрах в зависимости от продолжительности простоя содержание гидразина в питательной воде составляет 0,3 - 3 мг/кг, а продолжительность обработки - от 1 - 2 до 24 ч. 3.2.3. Гидразинная обработка применяется на котлах при ведении гидразинно-аммиачного или гидразинного режима. 3.2.4. Обработка проводится в сочетании с СО при выводе котла в резерв на срок до 3 мес. или выводе в средний или капитальный ремонт. В период обработки котел работает в нормальном режиме и несет требуемую нагрузку. 3.2.5. Дозирование гидразина осуществляют с помощью штатной гидразинной установки на стороне всасывания питательных насосов или в основной конденсат за БОУ. Непосредственно перед обработкой в баке-мернике установки готовят раствор требуемой концентрации с учетом производительности насоса-дозатора и предполагаемой нагрузки котла. 3.2.6. Гидразинную обработку проводят непосредственно перед плановым остановом. В зависимости от продолжительности простоя котла ориентировочная продолжительность обработки и содержание гидразина в питательной воде составляют: Продолжительность Продолжительность Содержание простоя, сут. обработки, ч гидразина, мг/кг До 5 1 - 2 2 - 3 5 - 10 3 - 6 1 - 1,5 10 - 15 6 - 12 0,5 - 1 Св. 12 - 24 0,3 - 0,5. В процессе обработки контролируют содержание гидразина, отбирая пробы воды из пробоотборной точки на линии питательной воды перед котлом. По окончании ГО выполняют СО. 3.2.7. При последующем пуске котла также необходимо в течение 24 ч поддерживать в питательной воде содержание гидразина 1 - 3 мг/кг до стабилизации качества питательной воды на нормируемом уровне. 3.3. Кислородная обработка поверхностей нагрева при рабочих параметрах котла 3.3.1. Обработка проводится для восстановления нарушенных защитных пленок за счет повышенных по сравнению с эксплуатационными дозировок кислорода. Содержание кислорода в питательной воде увеличивается до 1 - 2 мг/кг за несколько часов до останова котла. 3.3.2. Кислородная обработка применяется на котлах при ведении различных модификаций кислородного водного режима. 3.3.3. Обработка проводится в сочетании с СО при выводе котла в резерв на срок до 3 мес. или выводе в средний или капитальный ремонт. В период обработки котел работает в нормальном режиме и несет требуемую нагрузку. 3.3.4. Обработку осуществляют с помощью штатных установок дозирования кислорода или воздуха. 3.3.5. В период обработки перед плановым остановом котла содержание кислорода в питательной воде увеличивается до 1 - 2 мг/кг за 8 - 10 ч до останова. В процессе обработки контролируют содержание кислорода в питательной воде перед котлом. По окончании заданного времени выполняют СО. 3.3.6. При пусках котла также необходимо в течение 30 - 40 ч поддерживать в питательной воде содержание кислорода 1 мг/кг до стабилизации качества питательной воды на нормируемом значении. 3.4. Заполнение поверхностей нагрева котла азотом 3.4.1. Заполнение котла азотом осуществляется при избыточном давлении в поверхностях нагрева. В процессе консервации расход азота должен обеспечивать небольшое избыточное давление в котле. 3.4.2. Консервация азотом применяется на котлах любых давлений на электростанциях, имеющих азот от собственных кислородных установок. При этом допускается применение азота при его концентрации не ниже 99%. 3.4.3. Заполнение азотом проводится при выводе котла в резерв на срок до одного года. 3.4.4. Целесообразно предусматривать подвод азота в трубопровод отвода пара из расширителя на давление 2,0 МПа и к холодным линиям промежуточного перегрева. Схема подвода азота к котлу должна быть выполнена в соответствии с п. 2.8.5. 3.4.5. После останова котла и снижения давления в нем до 0,2 - 0,5 МПа открывают вентили на линиях подвода азота к расширителю. Перед заполнением азотом выполняют вакуумную сушку промежуточного пароперегревателя. После расхолаживания котла давление в нем поддерживают на уровне 5 - 10 кПа. При наличии неотключенного промежуточного пароперегревателя выполняют его постоянную продувку азотом с часовым расходом, равным 10% объема продуваемого контура. 3.4.6. В период консервации принимают меры к установлению возможных утечек газа и их устранению. 3.4.7. При необходимости проведения небольших ремонтных работ возможно кратковременное прекращение подачи газа в котел. 3.5. Консервация котла контактным ингибитором 3.5.1. Контактный ингибитор М-1 создает на металле защитную пленку, сохраняющуюся и после слива консервирующего раствора (см. п. 2.9.1). 3.5.2. Для консервации поверхностей нагрева котел заполняют водным раствором ингибитора концентрацией 0,5 - 1,5% в зависимости от продолжительности простоя, состава и количества отложений на поверхностях нагрева. Конкретная концентрация раствора ингибитора устанавливается после химического анализа состава отложений. 3.5.3. Консервация КИ применяется для любых типов котлов независимо от применяемого водно-химического режима. 3.5.4. Консервация ингибитором М-1 проводится при выводе котла в резерв или ремонт на срок от 1 мес. до 2 лет. 3.5.5. Приготовление консервирующего раствора осуществляется в соответствии с п. п. 2.9.5 и 2.9.6. Раствор ингибитора из бака приготовления подается в деаэратор. Необходимо также предусмотреть слив раствора из питательных магистралей и котла после консервации в бак хранения с использованием для этой цели дренажных баков. 3.5.6. Перед консервацией осуществляют дренирование деаэратора, питательных трубопроводов, ПВД по водяной стороне и самого котла. Заполнение котла, питательных магистралей и ПВД ведут бустерным насосом, контролируя заполнение с помощью воздушников. При появлении из воздушников по ходу среды сплошной струи производят их закрытие. При простое в резерве котел оставляют заполненным консервирующим раствором, плотно закрыв всю запорную арматуру на котле. При выводе в ремонт для образования на металле защитной пленки консервирующий раствор должен находиться в котле не менее 24 ч, после чего раствор сливают в бак хранения. 3.5.7. Для расконсервации котла консервирующий раствор после простоя в резерве сливают из питательных магистралей, ПВД и котла в бак хранения для последующего использования. Специальных водных отмывок от консервирующего раствора при растопке не производят. 4. ВЫБОР СПОСОБОВ КОНСЕРВАЦИИ ЭНЕРГЕТИЧЕСКИХ КОТЛОВ В ЗАВИСИМОСТИ ОТ ВИДА И ПРОДОЛЖИТЕЛЬНОСТИ ПРОСТОЯ 4.1. Способы консервации барабанных котлов выбираются в соответствии с приведенной таблицей. ------T------T---------------------------------------------------------¬ ¦Про- ¦Вид ¦ Способы консервации ¦ ¦дол- ¦оста- +----------T----------------------T-----------------------+ ¦жи- ¦нова ¦ Котлы на ¦ Котлы на давление ¦ Котлы на давление ¦ ¦тель-¦ ¦ давление ¦ 9,8 МПа ¦ 13,8 МПа ¦ ¦ность¦ ¦ 3,9 МПа +----------T-----------+-----------T-----------+ ¦оста-¦ ¦ ¦без обра- ¦ обработка ¦без обра- ¦ обработка ¦ ¦нова ¦ ¦ ¦ботки пи- ¦питательной¦ботки пита-¦питательной¦ ¦ ¦ ¦ ¦тательной ¦ воды ¦тельной ¦ воды ¦ ¦ ¦ ¦ ¦воды гид- ¦гидразином ¦воды гидра-¦гидразином ¦ ¦ ¦ ¦ ¦разином ¦ ¦зином ¦ ¦ ¦ ¦ +-----T----+-----T----+-----T-----+-----T-----+-----T-----+ ¦ ¦ ¦реко-¦воз-¦реко-¦воз-¦реко-¦воз- ¦реко-¦воз- ¦реко-¦воз- ¦ ¦ ¦ ¦мен- ¦мож-¦мен- ¦мож-¦мен- ¦мож- ¦мен- ¦мож- ¦мен- ¦мож- ¦ ¦ ¦ ¦дуе- ¦ная ¦дуе- ¦ная ¦дуе- ¦ная ¦дуе- ¦ная ¦дуе- ¦ная ¦ ¦ ¦ ¦мый ¦за- ¦мый ¦за- ¦мый ¦заме-¦мый ¦заме-¦мый ¦заме-¦ ¦ ¦ ¦спо- ¦мена¦спо- ¦мена¦спо- ¦на ¦спо- ¦на ¦спо- ¦на ¦ ¦ ¦ ¦соб ¦ ¦соб ¦ ¦соб ¦ ¦соб ¦ ¦соб ¦ ¦ +-----+------+-----+----+-----+----+-----+-----+-----+-----+-----+-----+ ¦ Плановый останов ¦ +-----T------T-----T----T-----T----T-----T-----T-----T-----T-----T-----+ ¦До 10¦Резерв¦СО ¦ИД ¦СО ¦ИД ¦ГРП ¦СО, ¦СО ¦ИД ¦ГРП ¦СО, ¦ ¦сут. ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ИД ¦ ¦ ¦ ¦ИД ¦ ¦ +------+-----+----+-----+----+-----+-----+-----+-----+-----+-----+ ¦ ¦ Ремонт¦СО ¦- ¦СО ¦- ¦ГРП ¦СО ¦СО ¦- ¦ГРП ¦СО ¦ +-----+------+-----+----+-----+----+-----+-----+-----+-----+-----+-----+ ¦ До 30¦Резерв¦ЗЩ ¦СО ¦ЗЩ ¦СО ¦ГРП +¦ГРП, ¦ЗЩ ¦СО ¦ГРП +¦ГРП, ¦ ¦сут. ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦СО, ¦СО ¦ ¦ ¦СО, ¦СО ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ГО ¦ ¦ ¦ ¦ГО ¦ ¦ ¦ +------+-----+----+-----+----+-----+-----+-----+-----+-----+-----+ ¦ ¦ Ремонт¦СО ¦- ¦СО ¦- ¦ГРП +¦ГРП, ¦СО ¦- ¦ГРП +¦ГРП, ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦СО, ¦СО ¦ ¦ ¦СО, ¦СО ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ГО ¦ ¦ ¦ ¦ГО ¦ ¦ +-----+------+-----+----+-----+----+-----+-----+-----+-----+-----+-----+ ¦ До 60¦Резерв¦ЗЩ, ¦ФВ ¦ЗЩ, ¦ТО ¦ГО , ¦ГРП +¦ЗЩ, ¦ТО ¦ГО, ¦ГРП +¦ ¦сут. ¦ ¦КИ, А¦ ¦КИ, А¦ ¦КИ, А¦СО, ¦КИ, А¦ ¦КИ, А¦СО, ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ТО, ¦ ¦ ¦ ¦ТО, ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ЗЩ ¦ ¦ ¦ ¦ЗЩ ¦ ¦ +------+-----+----+-----+----+-----+-----+-----+-----+-----+-----+ ¦ ¦ Ремонт¦ФВ, ¦- ¦ТО, ¦ФВ ¦ГО, ¦ГРП +¦ТО, ¦- ¦ГО, ¦ГРП +¦ ¦ ¦ ¦КИ ¦ ¦КИ ¦ ¦КИ ¦СО, ¦КИ ¦ ¦КИ ¦СО, ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ТО ¦ ¦ ¦ ¦ТО ¦ +-----+------+-----+----+-----+----+-----+-----+-----+-----+-----+-----+ ¦ До 4 ¦Резерв¦КИ, А¦ЗЩ ¦КИ, А¦ЗЩ ¦КИ, А¦ЗЩ ¦КИ, А¦ЗЩ ¦КИ, А¦ЗЩ ¦ ¦мес. +------+-----+----+-----+----+-----+-----+-----+-----+-----+-----+ ¦ ¦Ремонт¦КИ ¦ФВ ¦до - ¦ТО ¦до - ¦ТО до¦до - ¦ТО до¦до - ¦ТО до¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ТО + ¦до и¦ТО + ¦и по-¦ТО + ¦и ¦ТО + ¦и по-¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦КИ, ¦пос-¦КИ, ¦сле; ¦КИ, ¦после¦КИ, ¦сле; ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦пос- ¦ле ¦пос- ¦до - ¦пос- ¦ ¦пос- ¦до - ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ле - ¦ ¦ле - ¦ГО, ¦ле - ¦ ¦ле - ¦ГО, ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ТО ¦ ¦ТО ¦ГРП +¦ТО ¦ ¦ТО ¦ГРП +¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ СО,¦ ¦ ¦ ¦ СО,¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦пос- ¦ ¦ ¦ ¦пос- ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ле - ¦ ¦ ¦ ¦ле - ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ТО ¦ ¦ ¦ ¦ТО ¦ +-----+------+-----+----+-----+----+-----+-----+-----+-----+-----+-----+ ¦ До 6 ¦Резерв¦КИ, А¦ФВ +¦КИ, А¦ТО +¦КИ, А¦ТО + ¦КИ, А¦ТО + ¦КИ, А¦ТО + ¦ ¦мес. ¦ ¦ ¦ЗЩ ¦ ¦ЗЩ ¦ ¦ЗЩ, ¦ ¦ЗЩ ¦ ¦ЗЩ, ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ГО + ¦ ¦ ¦ ¦ГО + ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ЗЩ ¦ ¦ ¦ ¦ЗЩ ¦ ¦ +------+-----+----+-----+----+-----+-----+-----+-----+-----+-----+ ¦ ¦ Ремонт¦КИ ¦ ¦до - ¦ТО ¦до - ¦ТО до¦до - ¦ТО до¦до - ¦ТО до¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ТО + ¦до и¦ТО, ¦и ¦ТО, ¦и ¦ТО + ¦и ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦КИ, ¦пос-¦пос- ¦после¦пос- ¦после¦ КИ,¦после¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦пос- ¦ле ¦ле - ¦ ¦ле - ¦ ¦пос- ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ле - ¦ ¦КИ + ¦ ¦КИ + ¦ ¦ле - ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ТО ¦ ¦ТО ¦ ¦ТО ¦ ¦ТО ¦ ¦ +-----+------+-----+----+-----+----+-----+-----+-----+-----+-----+-----+ ¦ Св.6 ¦Резерв¦КИ, А¦- ¦КИ, А¦- ¦КИ, А¦- ¦КИ, А¦- ¦КИ, А¦- ¦ ¦мес. +------+-----+----+-----+----+-----+-----+-----+-----+-----+-----+ ¦ ¦Ремонт¦КИ ¦- ¦до - ¦- ¦до - ¦- ¦до - ¦- ¦до - ¦- ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ТО + ¦ ¦ТО + ¦ ¦ТО + ¦ ¦ТО + ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦КИ, ¦ ¦КИ, ¦ ¦КИ, ¦ ¦КИ, ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦пос- ¦ ¦пос- ¦ ¦пос- ¦ ¦пос- ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ле - ¦ ¦ле - ¦ ¦ле - ¦ ¦ле - ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ТО ¦ ¦ТО ¦ ¦ТО ¦ ¦ТО ¦ ¦ +-----+------+-----+----+-----+----+-----+-----+-----+-----+-----+-----+ ¦ Аварийный останов ¦ +-----T------T-----T----T-----T----T-----T-----T-----T-----T-----T-----+ ¦ ¦ ¦СО ¦- ¦СО ¦- ¦СО ¦- ¦СО ¦- ¦СО ¦- ¦ +-----+------+-----+----+-----+----+-----+-----+-----+-----+-----+-----+ ¦ ¦ ¦ СО - первый этап, дальнейшая консервация зависит от ¦ ¦ ¦ ¦последующего срока ремонта, резерва ¦ +-----+------+---------------------------------------------------------+ ¦ Примечания: 1. На котлах давлением 9,8 и 13,8 МПа без обработки¦ ¦питательной воды гидразином должна проводиться ТО не реже одного раза¦ ¦в год. ¦ ¦ 2. А - заполнение поверхностей нагрева котла азотом. ¦ ¦ 3. ГРП + СО - гидразинная обработка при рабочих параметрах котла¦ ¦с последующим сухим остановом; ГО + ЗЩ, ТО + ЗЩ, ФВ + ЗЩ - заполнение¦ ¦котла щелочным раствором с предшествующей реагентной обработкой. ¦ ¦ 4. ТО + КИ - консервация контактным ингибитором с предшествующей¦ ¦трилонной обработкой. ¦ ¦ 5. "До", "после" - до ремонта и после него. ¦ L----------------------------------------------------------------------- Для меньших сроков простоя допускается использование способов, предлагаемых для любого большего срока. На каждом котле должны быть предусмотрены не только способ или способы, предохраняющие при консервации ранее образованную защитную пленку на поверхности металла (СО, ИД, ЗЩ, КИ, А), но и способ или способы, образующие и восстанавливающие эту пленку (ГРО или ГВ, ТО, ФВ). Гидразинную обработку при рабочих параметрах целесообразно проводить не только перед остановом, но и в соответствии с ПТЭ при любом пуске котла, если не предполагается выполнение ТО. 4.2. На прямоточных котлах СО рекомендуется осуществлять при остановах на срок до 30 дн. Гидразинная или кислородная обработка в сочетании с СО выполняется при выводе котла в резерв на срок до 3 мес. или ремонт на срок до 5 - 6 мес. В случае более продолжительных сроков резерва или ремонта следует для консервации котлов использовать КИ или азот (А). При выводе прямоточного котла в резерв или ремонт на срок более 1 мес. целесообразно по возможности заполнять конденсатный тракт и деаэратор раствором аммиака, для чего в конденсат за БОУ дозируется штатным насосом аммиак за 0,5 - 1 ч до останова для достижения значения рН за деаэратором не менее 9,2. 4.3. В условиях резкого увеличения количества и продолжительности простоев энергетического оборудования для поддержания в работоспособном состоянии всех систем котла (энергоблока), а не только поверхностей нагрева, необходимо организовать режим работы электростанции таким образом, чтобы простой каждого котла (энергоблока) в резерве не превышал 3 мес., а при достижении этого срока или ранее в зависимости от конкретной ситуации котел (энергоблок) включался в работу и останавливался в резерв другой. 4.4. При выводе котла в резерв на неопределенный срок следует выбирать способ консервации, ориентируясь на максимальный срок резерва, характерный для практики данной электростанции. Понятие "неопределенный срок" подразумевает останов в резерв на какой-то, чаще непродолжительный, срок с последующим, возможно и неоднократным, продлением срока. 4.5. При выводе котла в резерв или ремонт (реконструкцию) на срок свыше 5 - 6 мес. необходимо разработать специальное техническое решение с учетом конкретных условий (типа котла, вида и продолжительности простоя, имеющегося оборудования для консервации, загрязненности внутренних поверхностей нагрева), а также рассмотреть вопрос о целесообразности проведения перед консервацией химической очистки котла. 5. СПОСОБЫ КОНСЕРВАЦИИ ВОДОГРЕЙНЫХ КОТЛОВ 5.1. Консервация раствором гидроксида кальция 5.1.1. Способ основан на высокоэффективных ингибирующих способностях раствора гидроксида кальция Са(ОН) . 2 Защитной концентрацией гидроксида кальция является 0,7 г/кг и выше. При контакте с металлом раствора гидроксида кальция устойчивая защитная пленка формируется в течение 3 - 4 нед. При опорожнении котла от раствора после контакта в течение 3 - 4 нед. или более защитное действие пленок сохраняется в течение 2 - 3 мес. Данный способ регламентирован "Методические указания по применению гидроксида кальция для консервации теплоэнергетического и другого промышленного оборудования на объектах Минэнерго: РД 34.20.593-89" (М.: СПО Союзтехэнерго, 1989). 5.1.2. При осуществлении данного способа водогрейный котел полностью заполняется раствором. Если требуется проведение ремонтных работ, раствор после выдержки в котле в течение 3 - 4 нед. может быть сдренирован. 5.1.3. Гидроксид кальция применяется для консервации водогрейных котлов любых типов на электростанциях, имеющих водоподготовительные установки с известковым хозяйством. 5.1.4. Консервация гидроксидом кальция проводится при выводе котла в резерв на срок до 6 мес. или выводе в ремонт на срок до 3 мес. 5.1.5. Раствор гидроксида кальция готовится в ячейках мокрого хранения извести с плавающим устройством всасывания (рис. 4). После засыпки извести (пушонки, строительной извести, отходов гашения карбида кальция) в ячейки и перемешивания известковому молоку дают отстояться в течение 10 - 12 ч до полного осветления раствора. Вследствие малой растворимости гидроксида кальция при температуре 10 - 25 -С его концентрация в растворе не превысит 1,4 г/кг. При откачке раствора из ячейки необходимо следить за положением плавающего устройства всасывания, не допуская захвата отложений на дне ячейки. 5.1.6. Для заполнения котлов раствором целесообразно использовать схему кислотной промывки водогрейных котлов, приведенных на рис. 4. Также могут быть использованы и бак с насосом для консервации энергетических котлов (см. рис. 2). 5.1.7. Перед заполнением котла консервирующим раствором воду из него дренируют. В бак приготовления реагентов перекачивают раствор гидроксида кальция из ячеек извести. Перед перекачкой трубопровод промывают водой во избежание попадания в бак известкового молока, подаваемого по этому трубопроводу на предочистку водоподготовительной установки. Заполнение котла целесообразно вести при рециркуляции раствора по контуру "бак - насос - трубопровод подачи раствора - котел - трубопровод сброса раствора - бак". В этом случае количество приготовленного известкового раствора должно быть достаточно для заполнения консервируемого котла и схемы рециркуляции, включая бак. Если заполнение котла вести насосом из бака без организации рециркуляции через котел, то объем приготовленного известкового молока зависит от водяного объема котла. Водяной объем котлов ПТВМ-50, ПТВМ-100, ПТВМ-180 соответственно составляет 16, 35 и 60 куб. м. 5.1.8. При выводе в резерв котел оставляют заполненным раствором на все время простоя. 5.1.9. При необходимости проведения ремонтных работ дренирование раствора осуществляют после выдержки в котле в течение не менее 3 - 4 нед. с таким расчетом, чтобы после окончания ремонта котел включался в работу. Желательно, чтобы продолжительность ремонта не превышала 3 мес. 5.1.10. Если котел на время простоя остается с консервирующим раствором, то необходимо не реже одного раза в две недели контролировать значение рН раствора. Для этого организовывают рециркуляцию раствора через котел, отбирают пробы из воздушников. Если значение рН >= 8,3, раствор из всего контура дренируют и заполняют свежим раствором гидроксида кальция. 5.1.11. Дренирование консервирующего раствора из котла осуществляют с небольшим расходом с разбавлением его водой до значения рН < 8,5. 5.1.12. Перед пуском котел промывают сетевой водой до жесткости промывочной воды, предварительно сдренировав его, если он был заполнен раствором. 5.2. Консервация раствором силиката натрия 5.2.1. Силикат натрия (жидкое натриевое стекло) образует на поверхности металла прочную плотную защитную пленку в виде соединений Fe O х FeSiO . Эта пленка экранирует металл от 3 4 3 воздействия коррозионных агентов (СО и О ). 2 2 5.2.2. При осуществлении данного способа водогрейный котел полностью заполняется раствором силиката натрия с концентрацией SiO в консервирующем растворе не менее 1,5 г/кг. 2 Формирование защитной пленки происходит при выдержке консервирующего раствора в котле в течение нескольких суток или при циркуляции раствора через котел в течение нескольких часов. 5.2.3. Силикат натрия применяется для консервации водогрейных котлов любых типов. 5.2.4. Консервация силикатом натрия проводится при выводе котла в резерв на срок до 6 мес. или выводе котла в ремонт на срок до 2 мес. 5.2.5. Для приготовления и заполнения котла раствором силиката натрия целесообразно использовать схему кислотной промывки водогрейных котлов (см. рис. 4). Также могут быть использованы и бак с насосом для консервации энергетических котлов (см. рис. 2). 5.2.6. Раствор силиката натрия готовят на умягченной воде, так как использование воды с жесткостью выше 3 мг-экв./кг может привести к выпадению из раствора хлопьев силиката натрия. Консервирующий раствор силиката натрия готовится в баке при циркуляции воды по схеме "бак - насос - бак". Жидкое стекло вливается в бак через люк. 5.2.7. Ориентировочный расход жидкого товарного силиката натрия составляет не более 6 л на 1 куб. м объема консервирующего раствора. 5.2.8. Перед заполнением котла консервирующим раствором воду из него дренируют. Рабочая концентрация SiO в консервирующем растворе должна 2 быть 1,5 - 2 г/кг. Заполнение котла целесообразно вести при рециркуляции раствора по контуру "бак - насос - трубопровод подачи раствора - котел - трубопровод сброса раствора - бак". В этом случае требуемое количество силиката натрия рассчитывается с учетом объема всего контура, включая бак и трубопроводы, а не только объема котла. Если заполнение котла осуществляется без организации рециркуляции, то объем приготовленного раствора зависит от объема котла (см. п. 5.1.7). 5.2.9. При выводе в резерв котел оставляют заполненным консервирующим раствором на все время простоя. 5.2.10. При необходимости проведения ремонтных работ дренирование раствора осуществляют после выдержки в котле в течение не менее 4 - 6 сут. с таким расчетом, чтобы после окончания ремонта котел включался в работу. Раствор может быть сдренирован из котла для проведения ремонта после циркуляции раствора через котел в течение 8 - 10 ч при скорости 0,5 - 1 м/с. Продолжительность ремонта не должна превышать 2 мес. 5.2.11. Если котел на время простоя остается с консервирующим раствором, в нем поддерживается избыточное давление 0,01 - 0,02 МПа сетевой водой открытием задвижки на байпасе на входе в котел. В период консервации один раз в неделю отбирают пробы из воздушников для контроля концентрации SiO в растворе. При 2 снижении концентрации SiO менее 1,5 г/кг в бак добавляют 2 необходимое количество жидкого силиката натрия и осуществляют рециркуляцию раствора через котел до достижения требуемой концентрации. 5.2.12. Расконсервацию водогрейного котла производят до его растопки вытеснением консервирующего раствора в трубопроводы сетевой воды небольшими порциями (путем частичного открытия задвижки на выходе из котла) по 5 куб. м/ч в течение 5 - 6 ч для котла ПТВМ-100 и 10 - 12 ч для котла ПТВМ-180. При открытых системах теплоснабжения вытеснение консервирующего раствора из котла должно проходить без превышения норм ПДК - 40 мг/кг SiO в сетевой воде. 2 6. СПОСОБЫ КОНСЕРВАЦИИ ТУРБОУСТАНОВОК 6.1. Консервация подогретым воздухом 6.1.1. Продувка турбоустановки горячим воздухом предотвращает попадание во внутренние полости влажного воздуха и протекание коррозионных процессов. Особенно опасно попадание влаги на поверхности проточной части турбины при наличии на них отложений соединений натрия. 6.1.2. Консервация турбоустановки подогретым воздухом проводится при выводе в резерв на срок 7 сут. и более. Консервация осуществляется в соответствии с указаниями "Методические указания по консервации паротурбинного оборудования ТЭС и АЭС подогретым воздухом: МУ 34-70-078-84" (М: СПО Союзтехэнерго, 1984). 6.1.3. Если на электростанции отсутствует до настоящего времени консервационная установка, необходимо для подачи подогретого воздуха в турбоустановку использовать передвижные вентиляторы с калорифером. Воздух может подаваться как на всю турбоустановку, так и хотя бы в отдельные ее части (ЦСД, ЦНД, бойлеры, в верхнюю или нижнюю часть конденсатора или в среднюю часть турбины). Для присоединения передвижного вентилятора необходимо предусмотреть установку впускного клапана. Для расчета вентилятора и впускного клапана могут быть использованы рекомендации МУ 34-70-078-84. При использовании передвижных вентиляторов следует проводить мероприятия по дренированию, вакуумной сушке, указанные в МУ 34-70-078-84. 6.2. Консервация азотом 6.2.1. При заполнении внутренних полостей турбоустановки азотом и поддержании в дальнейшем небольшого его избыточного давления предотвращается попадание влажного воздуха. 6.2.2. Заполнение проводится при выводе турбоустановки в резерв на 7 сут. и более на тех электростанциях, где имеются кислородные установки, производящие азот концентрацией не менее 99%. 6.2.3. Для проведения консервации необходимо иметь подвод газа к тем же точкам, что и воздух. Следует учесть трудности герметизации проточной части турбины и необходимость обеспечения давления азота на уровне 5 - 10 кПа. 6.2.4. Подачу азота в турбину начинают после останова турбины и окончания вакуумной сушки промежуточного пароперегревателя. 6.2.5. Консервацию азотом можно применять и для паровых пространств бойлеров и подогревателей. 6.3. Консервация летучими ингибиторами коррозии 6.3.1. Летучие ингибиторы коррозии типа ИФХАН защищают стали, медь, латунь, адсорбируясь на поверхности металла. Этот адсорбированный слой значительно снижает скорость электрохимических реакций, обусловливающих коррозионный процесс. 6.3.2. Для консервации турбоустановки осуществляется просасывание через турбину воздуха, насыщенного ингибитором. Воздух просасывается через турбоустановку с помощью эжектора уплотнений или пускового эжектора. Насыщение воздуха ингибитором происходит при контакте его с силикагелем, пропитанным ингибитором, так называемым линасилем. Пропитка линасиля осуществляется на заводе-изготовителе. Для поглощения избытка ингибитора на выходе из турбоустановки воздух проходит через чистый силикагель. Консервация летучим ингибитором проводится при выводе в резерв на срок более 7 сут. 6.3.3. Для заполнения турбины ингибированным воздухом на входе в нее, например к трубопроводу подачи пара на переднее уплотнение ЦВД, подключают патрон с линасилем (рис. 5). Для поглощения избытка ингибитора на выходе из оборудования устанавливаются патроны с чистым силикагелем, объем которого в 2 раза больше объема линасиля на входе. В дальнейшем этот силикагель может быть дополнительно пропитан ингибитором и при следующей консервации установлен на входе в оборудование. Для заполнения турбины ингибированным воздухом используют штатное оборудование - эжектор уплотнений или пусковой эжектор. Для консервации 1 куб. м объема требуется не менее 300 г линасиля, защитная концентрация ингибитора в воздухе составляет 0,015 г/куб. дм. Линасиль помещают в патроны, представляющие собой отрезки труб, к обоим концам которых приварены фланцы. Оба конца трубы с фланцами затягивают сеткой с величиной ячеек, не допускающей высыпания линасиля, но не мешающей проходу воздуха. Длину и диаметр труб определяют количеством линасиля, необходимым для консервации. Линасиль загружают в патроны лопаткой или руками в перчатках. 6.3.4. Перед началом консервации для исключения возможного скопления конденсата в турбине, трубопроводах и клапанах их дренируют, обеспаривают турбину и ее вспомогательное оборудование, отключают от всех трубопроводов (дренажей, отборов пара, подачи пара на уплотнения и др.). Для удаления возможного скопления конденсата в недренируемых участках производят сушку турбины воздухом. Для этого на входе устанавливают патрон с прокаленным силикагелем и эжектором просасывают воздух по контуру "патрон - ЦВД - ЦСД - ЦНД - коллектор отсоса паровоздушной смеси из уплотнений - эжектор - атмосфера". После остывания металла турбины приблизительно до 50 -С ее герметизируют набивкой асбеста, пропитанного герметиком, на входе воздуха из машзала в камеру отсоса паровоздушной смеси концевых уплотнений. После сушки турбины на вход устанавливают патроны с линасилем, а на выход - патроны с чистым силикагелем, включают эжектор и просасывают воздух по контуру "патрон - трубопровод подачи пара на уплотнение - ЦВД - коллектор отсоса паровоздушной смеси - патроны с силикагелем - эжектор - атмосфера". При достижении защитной концентрации ингибитора, равной 0,015 г/куб. дм, консервация прекращается, для чего отключают эжектор, устанавливают заглушку на входе воздуха в патрон с линасилем и на входе ингибированного воздуха в патроны с силикагелем. 6.3.5. В период нахождения турбины в резерве ежемесячно определяют концентрацию ингибитора в ней (Приложение 2). При падении концентрации ниже 0,01 г/куб. дм проводят переконсервацию со свежим линасилем. 6.3.6. Для расконсервации турбины снимают патроны с линасилем, заглушку на входе ингибированного воздуха в патрон с силикагелем, включают эжектор, и ингибированный воздух протягивается через силикагель для поглощения оставшегося ингибитора в течение того же времени, которое потребовалось на консервацию турбины. Поскольку консервация проводится по замкнутой схеме, какие-либо стоки или выбросы в атмосферу отсутствуют. Краткие характеристики применяемых химических реагентов приведены в Приложении 3. Приложение 1 МЕТОДИКА ОПРЕДЕЛЕНИЯ КОНЦЕНТРАЦИИ КОНТАКТНЫХ ИНГИБИТОРОВ В РАБОЧЕМ РАСТВОРЕ При растворении ингибитора в чистом конденсате щелочность раствора будет обусловлена только циклогексиламином. Незначительные количества аммиака, часто присутствующие в конденсатах, можно не принимать во внимание, так как содержание аммиака обычно не превышает 0,5 - 0,8 мг/кг (щелочность от 0,003 до 0,047 мг-экв./кг). Вследствие этого щелочность может быть просто оттитрована в присутствии метилового красного. Отмеренную порцию раствора 100 куб. см в конической колбе титруют с 3 - 5 каплями индикатора раствором серной кислоты с молярной концентрацией эквивалента 0,1 моль/куб. дм до изменения окраски жидкости от желтой к красной. Содержание циклогексиламина С (г/кг) вычисляют по формуле: 1 С = А х к х 0,0099 х 10, 1 где: А - расход кислоты на титрование, куб. см; к - поправочный коэффициент кислоты к точно децинормальной концентрации; 0,0099 - коэффициент пересчета циклогексиламина; 10 - пересчет концентрации гексиламина к куб. дм. Пересчет содержания циклогексиламина к содержанию ингибитора в растворе С (%) выполняется по формуле 2 С х 0,1 1 С = --------, 2 0,32 где: 0,32 - содержание циклогексиламина в ингибиторе (по паспортным данным); 0,1 - пересчет граммов в дециметре в массовые проценты. Приложение 2 ОПРЕДЕЛЕНИЕ КОНЦЕНТРАЦИИ ЛЕТУЧЕГО ИНГИБИТОРА В ВОЗДУХЕ 1. Применяемые реактивы: соляная кислота, х.ч., концентрацией 0,01 моль/кг; гидроокись натрия, х.ч., концентрацией 0,01 моль/кг; индикатор смешанный. 2. Определение концентрации Через склянку, содержащую 0,1 кг раствора соляной кислоты концентрацией 0,01 моль/кг, с помощью аспиратора медленно пропускают 5 кг воздуха, содержащего ингибитор, который и поглощается раствором кислоты; после чего отбирают 10 куб. см раствора кислоты и титруют гидроокисью натрия со смешанным индикатором. Содержание ингибитора (С, мг/кг воздуха) рассчитывают по Формуле: ( 10 х 0,01 х k ) - а х 0,01 х k ) х М х 10 1 2 С = ------------------------------------------, V где: V - объем пропущенного воздуха, куб. дм; k , k - соответственно поправочные коэффициенты для растворов 1 2 кислоты и щелочи, имеющих молярную концентрацию эквивалентов точно 0,01 моль/куб. дм; а - расход раствора щелочи с молярной концентрацией эквивалента 0,01 моль/куб. дм на титрование оставшейся кислоты, куб. см; М - молекулярная (эквивалентная) масса ингибитора, равная для ИФХАН-1 - 157; ИФХАН-100 - 172. Приложение 3 КРАТКИЕ ХАРАКТЕРИСТИКИ ПРИМЕНЯЕМЫХ ХИМИЧЕСКИХ РЕАГЕНТОВ И МЕРЫ ПРЕДОСТОРОЖНОСТИ ПРИ РАБОТЕ С НИМИ Токсичность (класс опасности) используемых для консервации реагентов: гидразина - 1; едкого натра МСДА и ИФХАН-1 - 2; М-1, ИФХАН-100 - 3; аммиака - 4. 1. Водный раствор гидразингидрата N H х H O 2 4 2 Раствор гидразингидрата - бесцветная жидкость, легко поглощающая из воздуха воду, углекислоту и кислород. Гидразингидрат является сильным восстановителем. Водные растворы гидразина концентрацией до 30% неогнеопасны, перевозить и хранить их можно в сосудах из углеродистой стали. При работе с растворами гидразингидрата необходимо исключить попадание в них пористых веществ, органических соединений. К местам приготовления и хранения растворов гидразина должны быть подведены шланги для смыва водой пролитого раствора с пола и оборудования. Для нейтрализации и обезвреживания должна быть приготовлена хлорная известь. При необходимости ремонта оборудования, используемого для приготовления и дозирования гидразина, его следует тщательно промыть водой. Попавший на пол раствор гидразина следует засыпать хлорной известью и смыть большим количеством воды. Водные растворы гидразина могут вызывать дерматит кожи, пары его раздражают дыхательные пути и глаза. Соединения гидразина, попадая в организм, вызывают изменения в печени и крови. При работе с растворами гидразина необходимо пользоваться защитными очками, резиновыми перчатками, резиновым передником и противогазом марки КД. Попавшие на кожу и в глаза капли раствора гидразина необходимо смыть большим количеством воды. 2. Водный раствор аммиака NH (OH) 4 Водный раствор аммиака (аммиачная вода) - бесцветная жидкость с резким специфическим запахом. При комнатной температуре и особенно при нагревании обильно выделяет аммиак. Предельно допустимая концентрация аммиака в воздухе - 0,02 мг/куб. дм. Раствор аммиака обладает щелочной реакцией. Раствор аммиака должен храниться в баке с герметичной крышкой. Пролитый раствор аммиака должен смываться большим количеством воды. При необходимости ремонта оборудования, используемого для приготовления и дозирования аммиака, его следует тщательно промыть водой. Водный раствор и пары аммиака вызывают раздражение глаз, дыхательных путей, тошноту и головную боль. Особенно опасно попадание аммиака в глаза. При работе с раствором аммиака необходимо использовать защитные очки. Попавший на кожу и в глаза аммиак необходимо смыть большим количеством воды. 3. Трилон Б Товарный трилон Б - порошкообразное вещество белого цвета. Раствор трилона стоек, не разлагается при длительном кипячении. Растворимость трилона Б при температуре 20 - 40 -С - 108 - 137 г/кг. Значение рН этих растворов составляет около 5,5. Товарный трилон Б поставляется в бумажных мешках с полиэтиленовым вкладышем. Храниться реагент должен в закрытом сухом помещении. Заметного физиологического воздействия на организм человека трилон Б не оказывает. При работе с товарным трилоном необходимо применять респиратор, рукавицы и защитные очки. 4. Тринатрийфосфат Na РО х 12 Н О 3 4 2 Тринатрийфосфат - белое кристаллическое вещество, хорошо растворимое в воде. В кристаллическом виде специфического действия на организм не оказывает. В пылевидном состоянии, попадая в дыхательные пути или глаза, раздражают слизистые оболочки. Горячие растворы фосфата опасны при попадании брызг в глаза. При проведении работ, сопровождающихся пылением, необходимо применять респиратор и защитные очки. При работе с горячим раствором фосфата применять защитные очки. При попадании на кожу или в глаза надо смыть большим количеством воды. 5. Едкий натр NaOH Едкий натр - белое, твердое, очень гигроскопичное вещество, хорошо растворимое в воде (при температуре 20 -С растворяется 1070 г/кг). Раствор едкого натра - бесцветная жидкость тяжелее воды. Температура замерзания 6%-ного раствора - минус 5 -С, 41,8%-ного - 0 -С. Едкий натр в твердом кристаллическом виде перевозится и хранится в стальных барабанах, а жидкая щелочь - в стальных емкостях. Попавший на пол едкий натр (кристаллический или жидкий) следует смыть водой. При необходимости ремонта оборудования, используемого для приготовления и дозирования щелочи, его следует промыть водой. Твердый едкий натр и его растворы вызывают сильные ожоги, особенно при попадании в глаза. При работе с едким натром необходимо предусмотреть аптечку, содержащую вату, 3%-ный раствор уксусной кислоты и 2%-ный раствор борной кислоты. Индивидуальные средства защиты при работе с едким натром: хлопчатобумажный костюм, защитные очки, прорезиненный фартук, резиновые сапоги, резиновые перчатки. При попадании щелочи на кожу ее необходимо удалить ватой, промыть пораженное место уксусной кислотой. При попадании щелочи в глаза необходимо промыть их струей воды, а затем раствором борной кислоты и обратиться в медпункт. 6. Силикат натрия (жидкое стекло натриевое) Товарное жидкое стекло представляет собой густой раствор желтого или серого цвета, содержание SiO в нем 31 - 33%. 2 Поступает в стальных бочках или цистернах. Жидкое стекло следует хранить в сухих закрытых помещениях при температуре не ниже плюс 5 -С. Силикат натрия щелочной продукт, хорошо растворяется в воде при температуре 20 - 40 -С. При попадании на кожу раствора жидкого стекла его следует смыть водой. 7. Гидроксид кальция (известковый раствор) Са(ОН ) 2 Известковый раствор - прозрачная жидкость без цвета и запаха, нетоксична и обладает слабой щелочной реакцией. Раствор гидроксида кальция получается при отстаивании известкового молока. Растворимость гидроксида кальция мала - не более 1,4 г/кг при 25 -С. При работе с известковым раствором людям с чувствительной кожей рекомендуется работать в резиновых перчатках. При попадании раствора на кожу или в глаза необходимо смыть его водой. 8. Контактный ингибитор Ингибитор М-1 является солью циклогексиламина (ТУ 113-03-13-10-86) и синтетических жирных кислот фракции С (ГОСТ 23279-78). В товарном виде представляет собой 10 - 13 пастообразное или твердое вещество от темно-желтого до коричневого цвета. Температура плавления ингибитора - выше 30 -С; массовая доля циклогексиламина - 31 - 34%, рН спирто-водного раствора с массовой долей основного вещества 1% - 7,5 - 8,5; плотность водного раствора 3%-ного при температуре 20 -С - 0,995 - 0,996 г/куб. см. Ингибитор М-1 поставляется в стальных барабанах, металлических флягах, стальных бочках. На каждом грузовом месте должна быть маркировка со следующими данными: наименование предприятия-изготовителя, наименование ингибитора, номер партии, дата изготовления, масса нетто, брутто. Товарный ингибитор относится к горючим веществам и должен храниться на складе в соответствии с правилами хранения горючих веществ. Водный раствор ингибитора неогнеопасен. Попавший на пол раствор ингибитора необходимо смыть большим количеством воды. При необходимости ремонта оборудования, используемого для хранения и приготовления раствора ингибитора, его следует тщательно промыть водой. Ингибитор М-1 относится к третьему классу (вещества умеренно опасные). ПДК в воздухе рабочей зоны для ингибитора - 10 мг/куб. м. Ингибитор химически устойчив, не образует токсичных соединений в воздухе и сточных водах в присутствии других веществ или факторов производственной сферы. Лица, занятые на работах с ингибитором, должны иметь хлопчатобумажный костюм или халат, рукавицы, головной убор. По окончании работ с ингибитором необходимо вымыть руки теплой водой с мылом. 9. Летучие ингибиторы 9.1. Летучий ингибитор атмосферной коррозии ИФХАН-1 (1-диэтиламино-2-метилбутанон-3) представляет собой прозрачную жидкость желтоватого цвета с резким специфическим запахом. Жидкий ингибитор ИФХАН-1 по степени воздействия относится к высокоопасным веществам, ПДК паров ингибитора в воздухе рабочей зоны - 0,1 мг/куб. м. Ингибитор ИФХАН-1 в высоких дозах вызывает возбуждение центральной нервной системы, раздражающее действие на слизистые оболочки глаз, верхних дыхательных путей. Длительное воздействие ингибитора на незащищенную кожу может вызвать дерматит. Ингибитор ИФХАН-1 химически устойчив и не образует токсичных соединений в воздухе и сточных водах в присутствии других веществ. Жидкий ингибитор ИФХАН-1 относится к легковоспламеняющимся жидкостям. Температура воспламенения жидкого ингибитора - 47 -С, температура самовоспламенения - 315 -С. При загорании применяются средства пожаротушения: кошма, пенные огнетушители, огнетушители ОУ. Уборка помещений должна проводиться влажным способом. При работе с ингибитором ИФХАН-1 необходимо применять средства индивидуальной зашиты - костюм из хлопчатобумажной ткани (халат), резиновые перчатки. 9.2. Ингибитор ИФХАН-100, также являющийся производным аминов, менее токсичен. Относительно безопасный уровень воздействия - 10 мг/куб. м; температура воспламенения - 114 -С, самовоспламенения - 241 -С. Меры безопасности при работе с ингибитором ИФХАН-100 те же, что и при работе с ингибитором ИФХАН-1. Запрещается проведение работ внутри оборудования до его расконсервации. При высоких концентрациях ингибитора в воздухе или при необходимости работы внутри оборудования после его расконсервации следует применять противогаз марки А с коробкой фильтрующей марки А (ГОСТ 12.4.121-83 и ГОСТ 12.4.122-83). Предварительно оборудование следует провентилировать. Работы внутри оборудования после расконсервации следует проводить бригадой из двух человек. После окончания работы с ингибитором необходимо вымыть руки с мылом. В случае попадания жидкого ингибитора на кожу надо смыть его водой с мылом, при попадании в глаза - промыть их обильной струей воды.
Техническое обслуживание, ремонт и консервация тепловых Переключения в тепловых схемах котельных и тепловых сетей полости элементов котла от присоединенных к ним. изучить схемы, инструкции по эксплуатации и инструкции по охране труда, знание которых обязательно.
Приказываю: 1. Утвердить Правила технической эксплуатации тепловых энергоустановок. 2. Ввести в действие Правила технической эксплуатации тепловых энергоустановок с 1 октября 2003 г. Министр И.Х.Юсуфов Зарегистрировано в Минюсте РФ 2 апреля 2003 г. Регистрационный N 4358 Правила технической эксплуатации тепловых энергоустановок (утв. приказом Минэнерго РФ от 24 марта 2003 г. N 115) 1. Общие положения 2. Организация эксплуатации тепловых энергоустановок 2.1. Общие положения 2.2. Задачи персонала 2.3. Требования к персоналу и его подготовка 2.4. Приемка и допуск в эксплуатацию тепловых энергоустановок 2.5. Контроль за эффективностью работы тепловых энергоустановок 2.6. Технический контроль за состоянием тепловых энергоустановок 2.7. Техническое обслуживание, ремонт и консервация тепловых энергоустановок 2.8. Техническая документация на тепловые энергоустановки 2.9. Метрологическое обеспечение 2.10. Обеспечение безопасной эксплуатации 2.11. Пожарная безопасность 2.12. Соблюдение природоохранных требований 3. Территория, производственные здания и сооружения для размещения тепловых энергоустановок 3.1. Общие положения 3.2. Территория 3.3. Производственные здания и сооружения 4. Топливное хозяйство. Твердое, жидкое и газообразное топливо 4.1. Общие положения 4.2. Хранение и подготовка топлива 4.3. Золоулавливание и золоудаление. Золоулавливающие установки 5. Теплогенерирующие энергоустановки 5.1. Вспомогательное оборудование котельных установок (дымососы, насосы, вентиляторы, деаэраторы, питательные баки, конденсатные баки, сепараторы и т.п.) 5.2. Трубопроводы и арматура 5.3. Паровые и водогрейные котельные установки 5.4. Тепловые насосы 5.5. Теплогенераторы 5.6. Нетрадиционные теплогенерирующие энергоустановки 6. Тепловые сети 6.1. Технические требования 6.2. Эксплуатация 7. Системы сбора и возврата конденсата 7.1. Технические требования 7.2. Эксплуатация 8. Баки-аккумуляторы 8.1. Технические требования 8.2. Эксплуатация 9. Теплопотребляющие энергоустановки 9.1. Тепловые пункты 9.2. Системы отопления, вентиляции, кондиционирования, горячего водоснабжения 9.3. Системы отопления 9.4. Агрегаты систем воздушного отопления, вентиляции, кондиционирования 9.5. Системы горячего водоснабжения 10. Технологические энергоустановки 10.1. Теплообменные аппараты 10.2. Сушильные установки 10.3. Выпарные установки 10.4. Ректификационные установки 10.5. Установки для термовлажностной обработки железобетонных изделий 10.6. Паровые молоты 10.7. Паровые насосы 11. Подготовка к отопительному периоду 12. Водоподготовка и водно-химический режим тепловых энергоустановок и сетей 13. Требования к металлу и другим конструкционным материалам, контроль за их состоянием 14. Энергетические масла 15. Оперативно-диспетчерское управление 15.1. Задачи и организация управления 15.2. Управление режимом работы 15.3. Управление оборудованием 15.4. Предупреждение и ликвидация технологических нарушений 15.5. Оперативно-диспетчерский персонал 15.6. Переключения в тепловых схемах котельных и тепловых сетей 16. Расследование технологических нарушений Приложение N 1. Рекомендации по учету собственником тепловых энергоустановок. Приложение N 2. Журнал проверки знаний Правил технической эксплуатации тепловых энергоустановок Приложение N 3. Форма удостоверения проверки знаний Приложение N 4. Примерный перечень эксплуатационной документации Приложение N 5. Паспорт тепловой сети Приложение N 6. Паспорт теплового пункта Приложение N 7. Паспорт цилиндрического вертикального резервуара Приложение N 8. Паспорт подкачивающей насосной станции Приложение N 9. Паспорт вентиляционной системы В целях настоящих Правил используются следующие термины и определения Бак-аккумулятор горячей Емкость, предназначенная для хранения горячей воды (БАГВ) воды в целях выравнивания суточного графика расхода воды в системах теплоснабжения, а также для создания и хранения запаса подпиточной воды на источниках теплоты. Водоподогреватель Устройство, находящееся под давлением выше атмосферного, служащее для нагревания воды водяным паром, горячей водой или другим теплоносителем. Габаритные размеры Высота, ширина и глубина установки с изоляцией и обшивкой, а также с укрепляющими или опорными элементами, но без учета выступающих приборов, труб отбора проб, импульсных трубок и др. Границы (пределы) котла Запорные устройства: питательные, по пароводяному тракту предохранительные, дренажные и другие клапаны, вентили и задвижки, отделяющие внутренние полости элементов котла от присоединенных к ним трубопроводов. При отсутствии запорных устройств пределами котла следует считать первые от котла фланцевые или сварные соединения. Давление пробное Избыточное давление, при котором должно производиться гидравлическое испытание тепловых энергоустановок и сетей на прочность и плотность. Давление разрешенное Максимальное допустимое, избыточное давление, установленное по результатам технического освидетельствования или контрольного расчета на прочность. Давление рабочее Максимальное избыточное давление на входе в тепловую энергоустановку или ее элемент, определяемое по рабочему давлению трубопроводов с учетом сопротивления и гидростатического давления. Закрытая система Водяная система теплоснабжения, в которой не теплоснабжения предусматривается использование сетевой воды потребителями путем ее отбора из тепловой сети. Индивидуальный тепловой Тепловой пункт, предназначенный для пункт присоединения систем теплопотребления одного здания или его части. Источник тепловой Теплогенерирующая энергоустановка или их энергии (теплоты) совокупность, в которой производится нагрев теплоносителя за счет передачи теплоты сжигаемого топлива, а также путем электронагрева или другими, в том числе нетрадиционными, способами, участвующая в теплоснабжении потребителей. Консервация Комплекс мероприятий по обеспечению определенного технической документацией срока хранения или временного бездействия тепловых энергоустановок и сетей (оборудования, запасных частей, материалов и др.) путем предохранения от коррозии, механических и других воздействий человека и внешней среды. Котел водогрейный Устройство, в топке которого сжигается топливо, а теплота сгорания используется для нагрева воды, находящейся под давлением выше атмосферного и используемой в качестве теплоносителя вне этого устройства. Котел паровой Устройство, в топке которого сжигается топливо, а теплота сгорания используется для производства водяного пара с давлением выше атмосферного, используемого вне этого устройства. Котел-утилизатор Устройство, служащее для нагревания теплоносителя продуктами сгорания топлива, отработавшими в другом устройстве. Котельная Комплекс технологически связанных тепловых энергоустановок, расположенных в обособленных производственных зданиях, встроенных, пристроенных или надстроенных помещениях с котлами, водонагревателями (в т.ч. установками нетрадиционного способа получения тепловой энергии) и котельно-вспомогательным оборудованием, предназначенный для выработки теплоты. Открытая водяная Водяная система теплоснабжения, в которой вся система теплоснабжения сетевая вода или ее часть используется путем ее отбора из тепловой сети для удовлетворения нужд потребителей в горячей воде. Показатель Абсолютная или удельная величина потребления или энергоэффективности потери энергоресурсов, установленная государственными стандартами и (или) иными нормативными техническими документами. Предохранительные Устройства, предохраняющие котлы, сосуды, клапаны трубопроводы и т.п. от повышения давления внутри них сверх установленного. Сетевая вода Специально подготовленная вода, которая используется в водяной системе теплоснабжения в качестве теплоносителя. Система Комплекс тепловых энергоустановок с теплопотребления соединительными трубопроводами и (или) тепловыми сетями, которые предназначены для удовлетворения одного или нескольких видов тепловой нагрузки. Система теплоснабжения Совокупность взаимосвязанных источников теплоты, тепловых сетей и систем теплопотребления. Стационарный котел Котел, установленный на неподвижном фундаменте. Тепловая сеть Совокупность устройств, предназначенных для передачи и распределения теплоносителя и тепловой энергии. Тепловая Энергоустановка, предназначенная для энергоустановка производства или преобразования, передачи, накопления, распределения или потребления тепловой энергии и теплоносителя. Тепловой насос Устройство, осуществляющее перенос теплоты с низкого уровня температуры (от воздуха, грунта, воды) на более высокий температурный уровень для целей нагрева. Тепловой пункт Комплекс устройств, расположенный в обособленном помещении, состоящий из элементов тепловых энергоустановок, обеспечивающих присоединение этих установок к тепловой сети, их работоспособность, управление режимами теплопотребления, трансформацию, регулирование параметров теплоносителя. Теплогенерирующая Тепловая энергоустановка, предназначенная для энергоустановка (ТГЭ) выработки тепловой энергии (теплоты). Теплозащита зданий Свойство совокупности ограждающих конструкций, образующих замкнутое внутреннее пространство здания, препятствовать переносу теплоты между помещениями и наружной средой, а также между помещениями с различной температурой воздуха. Теплопотребляющая Тепловая энергоустановка или комплекс устройств, энергоустановка (ТПЭ) предназначенные для использования теплоты и теплоносителя на нужды отопления, вентиляции, кондиционирования, горячего водоснабжения и технологические нужды. Центральный тепловой Тепловой пункт, предназначенный для пункт присоединения систем теплопотребления двух и более зданий. Эксплуатация Период существования тепловой энергоустановки, включая подготовку к использованию (наладка и испытания), использование по назначению, техническое обслуживание, ремонт и консервацию. 1. Общие положения 1.1. Правила технической эксплуатации тепловых энергоустановок (далее - Правила) устанавливают требования по технической эксплуатации следующих тепловых энергоустановок: - производственных, производственно-отопительных и отопительных котельных с абсолютным давлением пара не более 4,0 МПа и с температурой воды не более 200°С на всех видах органического топлива, а также с использованием нетрадиционных возобновляемых энергетических ресурсов; - паровых и водяных тепловых сетей всех назначений, включая насосные станции, системы сбора и возврата конденсата, и других сетевых сооружений); - систем теплопотребления всех назначений (технологических, отопительных, вентиляционных, горячего водоснабжения, кондиционирования воздуха), теплопотребляющих агрегатов, тепловых сетей потребителей, тепловых пунктов, других сооружений аналогичного назначения. 1.2. Настоящие Правила не распространяются на тепловые энергоустановки: - тепловых электростанций; - морских и речных судов и плавучих средств; - подвижного состава железнодорожного и автомобильного транспорта. 1.3. Электрооборудование тепловых энергоустановок должно соответствовать правилам устройства электроустановок и эксплуатироваться в соответствии с правилами технической эксплуатации и правилами безопасности при эксплуатации электроустановок потребителей. 1.4. Устройство и безопасная эксплуатация поднадзорных Госгортехнадзору России паровых и водогрейных котлов, сосудов, работающих под давлением, трубопроводов пара и горячей воды, газового хозяйства осуществляются в соответствии с требованиями, установленными Госгортехнадзором России. 1.5. В организациях, осуществляющих эксплуатацию тепловых энергоустановок, ведется их учет в соответствии с Приложением N 1 к настоящим Правилам. 1.6. Надзор за соблюдением требований настоящих Правил, рациональным и эффективным использованием топливно-энергетических ресурсов в организациях независимо от форм собственности и ведомственной принадлежности осуществляют органы государственного энергетического надзора. 1.7. Ответственность за выполнение настоящих Правил несет руководитель организации, являющейся собственником тепловых энергоустановок, или технический руководитель, на которого возложена эксплуатационная ответственность за тепловые энергоустановки в соответствии с законодательством Российской Федерации. 2. Организация эксплуатации тепловых энергоустановок 2.1. Общие положения 2.1.1. Эксплуатация тепловых энергоустановок организации осуществляется подготовленным теплоэнергетическим персоналом. В зависимости от объема и сложности работ по эксплуатации тепловых энергоустановок в организации создается энергослужба, укомплектованная соответствующим по квалификации теплоэнергетическим персоналом. Допускается проводить эксплуатацию тепловых энергоустановок специализированной организацией. 2.1.2. Ответственный за исправное состояние и безопасную эксплуатацию тепловых энергоустановок и его заместитель назначаются распорядительным документом руководителя организации из числа управленческого персонала и специалистов организации. 2.1.3. Распорядительным документом руководителя организации устанавливаются границы ответственности производственных подразделений за эксплуатацию тепловых энергоустановок. Руководитель определяет ответственность должностных лиц структурных подразделений и служб исходя из структуры производства, транспортировки, распределения и потребления тепловой энергии и теплоносителя, предусмотрев указанную ответственность должностными обязанностями работников и возложив ее приказом или распоряжением. 2.1.4. При несоблюдении настоящих Правил, вызвавшем нарушения в работе тепловой энергоустановки или тепловой сети, пожар или несчастный случай, персональную ответственность несут: - работники, непосредственно обслуживающие и ремонтирующие тепловые энергоустановки, - за каждое нарушение, происшедшее по их вине, а также за неправильные действия при ликвидации нарушений в работе тепловых энергоустановок на обслуживаемом ими участке; - оперативный и оперативно-ремонтный персонал, диспетчеры - за нарушения, допущенные ими или непосредственно подчиненным им персоналом, выполняющим работу по их указанию (распоряжению); - управленческий персонал и специалисты цехов и отделов организации, отопительных котельных и ремонтных предприятий; начальники, их заместители, мастера и инженеры местных производственных служб, участков и ремонтно-механических служб; начальники, их заместители, мастера и инженеры районов тепловых сетей - за неудовлетворительную организацию работы и нарушения, допущенные ими или их подчиненными; - руководители организации, эксплуатирующей тепловые энергоустановки, и их заместители - за нарушения, происшедшие на руководимых ими предприятиях, а также в результате неудовлетворительной организации ремонта и невыполнения организационно-технических предупредительных мероприятий; - руководители, а также специалисты проектных, конструкторских, ремонтных, наладочных, исследовательских и монтажных организаций, производивших работы на тепловых энергоустановках, - за нарушения, допущенные ими или их подчиненным персоналом. 2.1.5. Разграничение ответственности за эксплуатацию тепловых энергоустановок между организацией - потребителем тепловой энергии и энергоснабжающей организацией определяется заключенным между ними договором энергоснабжения. 2.2. Задачи персонала 2.2.1. Руководитель организации обеспечивает: - содержание тепловых энергоустановок в работоспособном состоянии и их эксплуатацию в соответствии с требованиями настоящих Правил, требований безопасности и охраны труда, соблюдение требованиями промышленной и пожарной безопасности в процессе эксплуатации оборудования и сооружений, а также других нормативно-технических документов; - своевременное и качественное проведение профилактических работ, ремонта, модернизации и реконструкции тепловых энергоустановок; - разработку должностных и эксплуатационных инструкций для персонала; - обучение персонала и проверку знания правил эксплуатации, техники безопасности, должностных и эксплуатационных инструкций; - поддержание исправного состояния, экономичную и безопасную эксплуатацию тепловых энергоустановок; - соблюдение требований нормативно-правовых актов и нормативно-технических документов, регламентирующих взаимоотношения производителей и потребителей тепловой энергии и теплоносителя; - предотвращение использования технологий и методов работы, оказывающих отрицательное влияние на людей и окружающую среду; - учет и анализ нарушений в работе тепловых энергоустановок, несчастных случаев и принятие мер по предупреждению аварийности и травматизма; - беспрепятственный доступ к энергоустановкам представителей органов государственного надзора с целью проверки их технического состояния, безопасной эксплуатации и рационального использования энергоресурсов; - выполнение предписаний органов государственного надзора в установленные сроки. 2.2.2. Для непосредственного выполнения функций по эксплуатации тепловых энергоустановок руководитель организации назначает ответственного за исправное состояние и безопасную эксплуатацию тепловых энергоустановок организации и его заместителя из числа управленческого персонала или специалистов со специальным теплоэнергетическим образованием после проверки знаний настоящих Правил, правил техники безопасности и инструкций. 2.2.3. При потреблении тепловой энергии только для отопления, вентиляции и горячего водоснабжения ответственность за исправное состояние и безопасную эксплуатацию тепловых энергоустановок может быть возложена на работника из числа управленческого персонала и специалистов, не имеющих специального теплоэнергетического образования, но прошедших обучение и проверку знаний в порядке, установленном настоящими Правилами. 2.2.4. Руководитель организации может назначить ответственных за исправное состояние и безопасную эксплуатацию тепловых энергоустановок структурных подразделений. Если такие лица не назначены, то ответственность за исправное состояние и безопасную эксплуатацию тепловых энергоустановок структурных подразделений независимо от их территориального расположения несет ответственный за исправное состояние и безопасную эксплуатацию тепловых энергоустановок организации. Взаимоотношения и распределение обязанностей между ответственными за исправное состояние и безопасную эксплуатацию тепловых энергоустановок структурных подразделений и ответственным за исправное состояние и безопасную эксплуатацию тепловых энергоустановок организации отражаются в их должностных инструкциях. 2.2.5. Ответственный за исправное состояние и безопасную эксплуатацию тепловых энергоустановок организации и ее подразделений обеспечивает: - содержание тепловых энергоустановок в работоспособном и технически исправном состоянии; эксплуатацию их в соответствии с требованиями настоящих Правил, правил техники безопасности и другой нормативно-технической документацией; - соблюдение гидравлических и тепловых режимов работы систем теплоснабжения; - рациональное расходование топливо-энергетических ресурсов; разработку и выполнение нормативов их расходования; - учет и анализ технико-экономических показателей тепловых энергоустановок; - разработку мероприятий по снижению расхода топливо-энергетических ресурсов; - эксплуатацию и внедрение автоматизированных систем и приборов контроля и регулирования гидравлических и тепловых режимов, а также учет тепловой энергии и теплоносителя; - своевременное техническое обслуживание и ремонт тепловых энергоустановок; - ведение установленной статистической отчетности; - разработку должностных инструкций и инструкций по эксплуатации; - подготовку персонала и проверку его знаний настоящих Правил, правил техники безопасности, должностных инструкций, инструкций по эксплуатации, охране труда и других нормативно технических документов; - разработку энергетических балансов организации и их анализ в соответствии с установленными требованиями; - наличие и ведение паспортов и исполнительной документации на все тепловые энергоустановки; - разработку с привлечением специалистов структурных подразделений, а также специализированных проектных и наладочных организаций перспективных планов снижения энергоемкости выпускаемой продукции; внедрение энергосберегающих и экологически чистых технологий, утилизационных установок, использующих тепловые вторичные энергоресурсы, а также нетрадиционных способов получения энергии; - приемку и допуск в эксплуатацию новых и реконструируемых тепловых энергоустановок; - выполнение предписаний в установленные сроки и своевременное предоставление информации о ходе выполнения указанных предписаний в органы государственного надзора; - своевременное предоставление в органы госэнергонадзора и Госгортехнадзора России информации о расследовании произошедших технологических нарушений (аварий и инцидентов) в работе тепловых энергоустановок и несчастных случаях, связанных с их эксплуатацией. 2.3. Требования к персоналу и его подготовка Общие положения 2.3.1. Эксплуатация тепловых энергоустановок осуществляется подготовленным персоналом. Специалисты должны иметь соответствующее их должности образование, а рабочие - подготовку в объеме требований квалификационных характеристик. С целью предупреждения аварийности и травматизма в организации следует систематически проводить работу с персоналом, направленную на повышение его производственной квалификации. 2.3.2. В соответствии с принятой структурой в организации персонал, эксплуатирующий тепловые энергоустановки, подразделяется на: - руководящих работников; - руководителей структурного подразделения; - управленческий персонал и специалистов; - оперативных руководителей, оперативный и оперативно-ремонтный; - ремонтный.* 2.3.3. Персонал организации до допуска к самостоятельной работе или при переходе на другую работу (должность), связанную с эксплуатацией тепловых энергоустановок, а также при перерыве в работе по специальности свыше 6 месяцев, проходит подготовку по новой должности. 2.3.4. Для подготовки по новой должности работнику предоставляется срок, достаточный для ознакомления с оборудованием, аппаратурой, схемами и т.п. организации в соответствии с программой, утвержденной руководителем организации. 2.3.5. Программа производственного обучения по новой должности предусматривает: - изучение настоящих Правил и нормативно-технических документов по эксплуатации тепловых энергоустановок; - изучение правил безопасности и других специальных правил, если это требуется при выполнении работы; - изучение должностных, эксплуатационных инструкций и инструкций по охране труда, планов (инструкций) ликвидации аварий, аварийных режимов; - изучение устройства и принципов действия технических средств безопасности, средств противоаварийной защиты; - изучение устройства и принципов действия оборудования, контрольно-измерительных приборов и средств управления; - изучение технологических схем и процессов; - приобретение практических навыков пользования средствами защиты, средствами пожаротушения и оказания первой помощи пострадавшим при несчастном случае; - приобретение практических навыков управления тепловыми энергоустановками (на тренажерах и других технических средствах обучения). 2.3.6. Необходимый уровень квалификации персонала организации определяет ее руководитель, что отражается в утвержденных положениях о структурных подразделениях и службах организации и (или) должностных инструкциях работников. 2.3.7. На время подготовки по новой должности обучаемый персонал распоряжением по организации (для управленческого персонала и специалистов) или по подразделению (для рабочих) прикрепляется к опытному работнику из теплоэнергетического персонала. 2.3.8. Обязательные формы работы с различными категориями работников: 2.3.8.1. С руководящими работниками организации: - вводный инструктаж по безопасности труда; - проверка органами госэнергонадзора знаний правил, норм по охране труда, правил технической эксплуатации, пожарной безопасности. 2.3.8.2. С руководителем структурного подразделения: - вводный и целевой инструктаж по безопасности труда; - проверка органами госэнергонадзора знаний правил, норм по охране труда, правил технической эксплуатации, пожарной безопасности. 2.3.8.3. С управленческим персоналом и специалистами: - вводный и целевой инструктаж по безопасности труда; - проверка знаний правил, норм по охране труда, правил технической эксплуатации, пожарной безопасности. - пожарно-технический минимум. 2.3.8.4. С оперативными руководителями, оперативным и оперативно-ремонтным персоналом: - вводный, первичный на рабочем месте, повторный, внеплановый и целевой инструктажи по безопасности труда, а также инструктаж по пожарной эксплуатации; - подготовка по новой должности или профессии с обучением на рабочем месте (стажировка); - проверка знаний правил, норм по охране труда, правил технической эксплуатации, пожарной безопасности; - дублирование; - специальная подготовка; - контрольные противоаварийные и противопожарные тренировки. 2.3.8.5. С ремонтным персоналом: - вводный, первичный на рабочем месте, повторный, внеплановый и целевой инструктажи по безопасности труда, а также инструктаж по пожарной эксплуатации; - подготовка по новой должности или профессии с обучением на рабочем месте (стажировка); - проверка знаний правил, норм по охране труда, правил технической эксплуатации. Стажировка 2.3.9. Стажировку проходит ремонтный, оперативный, оперативно-ремонтный персонал и оперативные руководители перед первичной проверкой знаний при поступлении на работу, а также при назначении на новую должность или при переводе на другое рабочее место. Стажировка проводится под руководством опытного обучающего работника. 2.3.10. Стажировка осуществляется по программам, разработанным для каждой должности и рабочего места и утвержденным руководителем организации. Продолжительность стажировки составляет 2 - 14 смен. Руководитель организации или подразделения может освобождать от стажировки работника, имеющего стаж по специальности не менее 3 лет, переходящего из одного структурного подразделения в другое, если характер его работы и тип оборудования, на котором он работал ранее, не меняются. 2.3.11. Допуск к стажировке оформляется распорядительным документом руководителя организации или структурного подразделения. В документе указываются календарные сроки стажировки и фамилии лиц, ответственных за ее проведение. 2.3.12. Продолжительность стажировки устанавливается индивидуально в зависимости от уровня профессионального образования, опыта работы, профессии (должности) обучаемого. 2.3.13. В процессе стажировки работнику необходимо: - усвоить настоящие Правила и другие нормативно-технические документы, их практическое применение на рабочем месте; - изучить схемы, инструкции по эксплуатации и инструкции по охране труда, знание которых обязательно для работы в данной должности (профессии); - отработать четкое ориентирование на своем рабочем месте; - приобрести необходимые практические навыки в выполнении производственных операций; - изучить приемы и условия безаварийной, безопасной и экономичной эксплуатации обслуживаемого оборудования. Проверка знаний 2.3.14. Проверка знаний настоящих Правил, должностных и эксплуатационных инструкций производится: - первичная - у работников, впервые поступивших на работу, связанную с обслуживанием энергоустановок, или при перерыве в проверке знаний более 3 лет; - периодическая - очередная и внеочередная. 2.3.15. Очередная проверка знаний проводится не реже 1 раза в три года, при этом для персонала, принимающего непосредственное участие в эксплуатации тепловых энергоустановок, их наладке, регулировании, испытаниях, а также лиц, являющихся ответственными за исправное состояние и безопасную эксплуатацию тепловых энергоустановок, - не реже 1 раза в год. 2.3.16. Время следующей проверки устанавливается в соответствии с датой последней проверки знаний. Если срок проверки знаний истекает во время отпуска или болезни работника, допускается продление этого срока на 1 месяц со дня выхода на работу. Решение о продлении срока действия удостоверения специально не оформляется. 2.3.17. Внеочередная проверка знаний проводится независимо от срока проведения предыдущей проверки: - при введении в действие новых или переработанных норм и правил; - при установке нового оборудования, реконструкции или изменении главных технологических схем (необходимость внеочередной проверки в этом случае определяет руководитель организации); - при назначении или переводе на другую работу, если новые обязанности требуют дополнительного знания норм и правил; - при нарушении работниками требований нормативных актов по охране труда; - по требованию органов государственного надзора; - по заключению комиссий, расследовавших несчастные случаи с людьми или нарушения в работе тепловых энергоустановок; - при перерыве в работе в данной должности более 6-ти месяцев. 2.3.18. Объем знаний для внеочередной проверки и дату ее проведения определяет руководитель организации с учетом требований настоящих Правил. Внеочередная проверка, проводимая по требованию органов государственного надзора, а также после происшедших аварий, инцидентов и несчастных случаев, не отменяет сроков очередной проверки по графику. Внеочередная проверка знаний любого работника, связанная с нарушением им требований норм и правил, аварией, инцидентом в работе энергоустановок или несчастным случаем, может проводиться в комиссии органов государственного энергетического надзора. В случае внесения изменений и дополнений в действующие правила внеочередная проверка не проводится, а они доводятся до сведения работников с оформлением в журнале регистрации инструктажа на рабочем месте. 2.3.19. Проверка знаний в организации осуществляется по графикам, утвержденным ответственным за исправное состояние и безопасную эксплуатацию тепловых энергоустановок. Работники, знания которых подлежат проверке, должны быть ознакомлены с утвержденным графиком проверок знаний. Перед очередной (внеочередной) проверкой знаний работников проводится предэкзаменационная подготовка (семинары, лекции, консультации и учебные мероприятия). Подготовка может проводиться в специализированных образовательных учреждениях или по месту работы. 2.3.20. Проверка знаний настоящих Правил у ответственных за исправное состояние и безопасную эксплуатацию тепловых энергоустановок, их заместителей, а также специалистов по охране труда, в обязанности которых входит контроль за эксплуатацией тепловых энергоустановок, проводится в комиссии органов государственного энергетического надзора. 2.3.21. Для проведения проверки знаний персонала руководитель организации назначает постоянно действующую комиссию. Для организаций, не имеющих возможности для создания комиссии, проверка знаний может проводиться в комиссиях органов государственного энергетического надзора в соответствии с правилами работы с персоналом в организациях электроэнергетики Российской Федерации. 2.3.22. Представители органов государственного надзора по их решению могут принимать участие в работе комиссий по проверке знаний всех уровней. 2.3.23. Результаты проверки знаний оформляются в журнале установленной формы и подписываются всеми членами комиссии (приложение N 2). Персоналу, успешно прошедшему проверку знаний, руководителем организации выдается удостоверение согласно образцу (приложение N 3). 2.3.24. Для проверяемого, получившего неудовлетворительную оценку, повторная проверка знаний назначается в срок не позднее 1 месяца со дня проверки. Срок действия удостоверения для работника, получившего неудовлетворительную оценку, может быть продлен до срока, назначенного комиссией для второй проверки, если нет записанного в журнал проверки знаний специального решения комиссии о временном отстранении работника от работы на тепловых энергоустановках. Работник, получивший неудовлетворительную оценку при повторной проверке знаний, отстраняется от работы, связанной с обслуживанием тепловых энергоустановок. 2.3.25. Подготовка специалистов и рабочих для строящихся, расширяемых, реконструируемых и модернизируемых тепловых энергоустановок осуществляется с опережением сроков ввода этих объектов. При определении продолжительности подготовки учитываются теоретическое и практическое обучение (в том числе стажировка на действующих энергоустановках), участие в пусконаладочных работах вводимого оборудования объекта. Дублирование при эксплуатации тепловых энергоустановок 2.3.26. Дублирование проходит оперативный, оперативно-ремонтный персонал и оперативные руководители после первичной проверки знаний настоящих Правил, длительного (более 6 месяцев) перерыва в работе или в других случаях по усмотрению руководителя организации или структурного подразделения. 2.3.27. Допуск к дублированию оформляется распорядительным документом руководителя организации или структурного подразделения. В этом документе указываются срок дублирования и лицо, ответственное за подготовку дублера. О допусках к дублированию оперативных руководителей уведомляются соответствующие оперативные службы организации, а также организации, с которыми ведутся оперативные переговоры. За все действия дублера на рабочем месте отвечает в равной мере как основной работник, так и дублер. 2.3.28. Дублирование осуществляется по программам, утверждаемым руководителем организации. При сезонном характере работы тепловых энергоустановок и необходимостью в связи с этим принятия на работу дополнительного персонала дублирование на рабочем месте для всего персонала может быть заменено противоаварийной и противопожарной тренировкой длительностью не менее 2 смен (дней), проводимой ответственным за безопасную эксплуатацию сезонных тепловых энергоустановок по программе, утвержденной руководителем организации. 2.3.29. Минимальная продолжительность дублирования после проверки знаний составляет: - для оперативных руководителей, старших операторов, операторов и обходчиков тепловых энергоустановок, персонала по обслуживанию автоматики и средств измерений - не менее 12 рабочих смен; - для других профессий - от 2 до 12 рабочих смен. Продолжительность дублирования конкретного работника в зависимости от его уровня профессиональной подготовки, стажа и опыта работы устанавливается ответственным за исправное состояние и безопасную эксплуатацию тепловых энергоустановок организации или ее соответствующего подразделения. 2.3.30. В период дублирования, после проверки знаний, работник принимает участие в контрольных противоаварийных и противопожарных тренировках с оценкой результатов и оформлением в журнале противоаварийных тренировок. Количество тренировок и их тематика определяются программой дублирования. 2.3.31. Если за время дублирования работник не приобрел достаточных производственных навыков или получил неудовлетворительную оценку по противоаварийной тренировке, допускается продление его дублирования, но не более основной продолжительности, и дополнительное проведение контрольных противоаварийных тренировок. Продление дублирования оформляется распорядительным документом руководителя организации. Допуск к самостоятельной работе на тепловых энергоустановках 2.3.32. Вновь принятые работники или имевшие перерыв в работе более 6 месяцев получают право на самостоятельную работу после прохождения необходимых инструктажей по безопасности труда, обучения (стажировки) и проверки знаний, дублирования в объеме требований настоящих Правил. 2.3.33. Лица, допускаемые к работам, связанным с опасными, вредными и неблагоприятными производственными факторами, не должны иметь медицинских противопоказаний для выполнения этих работ. 2.3.34. Допуск к самостоятельной работе оформляется распорядительным документом руководителя организации или структурного подразделения. О допуске к самостоятельной работе оперативного руководителя уведомляются соответствующие оперативные службы и организации, с которыми ведутся оперативные переговоры. 2.3.35. Действие допуска к самостоятельной работе лиц, для которых проверка знаний обязательна, сохраняется до срока очередной проверки и может быть прервано решением руководителя организации, структурного подразделения или органов государственного надзора при нарушении этими лицами настоящих Правил, должностных и эксплуатационных инструкций. 2.3.36. Работники, обслуживающие тепловые энергоустановки, подконтрольные органам Госгортехнадзора России, допускаются к самостоятельной работе после обучения и проверки знаний в соответствии с требованиями, установленными Госгортехнадзором России. 2.3.37. При перерыве в работе от 30 дней до 6 месяцев форму подготовки персонала для допуска к самостоятельной работе определяет руководитель организации или структурного подразделения с учетом уровня профессиональной подготовки работника, его опыта работы, служебных обязанностей и др. При этом в любых случаях проводится внеплановый инструктаж по безопасности труда. 2.3.38. Перед допуском персонала, имевшего длительный перерыв в работе, независимо от проводимых форм подготовки он должен быть ознакомлен: - с изменениями в оборудовании, схемах и режимах работы тепловых энергоустановок; - с изменениями в инструкциях; - с вновь введенными в действие нормативно-техническими документами; - с новыми приказами, техническими распоряжениями и другими материалами по данной должности. 2.3.39. При длительном простое оборудования (консервации и др.) либо изменении условий его работы порядок допуска персонала к его управлению определяет руководитель организации. 2.3.40. Персонал ремонтных, наладочных и других специализированных организаций проходит подготовку, проверку знания норм и правил и получает право самостоятельной работы в своих организациях. 2.3.41. Специализированные организации, которые командируют персонал для работы на тепловых энергоустановках заказчика, несут ответственность за уровень знаний и выполнение своим персоналом требований настоящих Правил и других нормативно-технических документов, которые действуют на тепловых энергоустановках заказчика. Инструктажи по безопасности труда 2.3.42. Целью инструктажей является доведение до персонала особенностей эксплуатации тепловых энергоустановок и требований правил безопасности. Периодичность инструктажей устанавливает руководитель организации или ответственный за исправное состояние и безопасную эксплуатацию тепловых энергоустановок, но не реже одного раза в шесть месяцев. 2.3.43. Вводный инструктаж проводится инженером по охране труда или другим назначенным лицом по программе, утвержденной руководителем предприятия. Первичный инструктаж на рабочем месте проводится руководителем структурного подразделения по программе, утвержденной руководителем предприятия. Контрольные противоаварийные и противопожарные тренировки 2.3.44. Работники из числа оперативного, оперативно-ремонтного персонала, оперативных руководителей проверяются в контрольной противоаварийной тренировке один раз в три месяца. 2.3.45. Работники из числа оперативного, оперативно-ремонтного и ремонтного персонала, оперативных руководителей организаций, персонал постоянных участков ремонтных подразделений, обслуживающий тепловые энергоустановки, проверяются один раз в полугодие в одной контрольной противопожарной тренировке. 2.3.46. На вновь введенных в эксплуатацию тепловых энергоустановках, а также на действующих тепловых энергоустановках по решению руководителя организации число тренировок может быть увеличено в зависимости от уровня профессиональной подготовки и навыков персонала по предупреждению и ликвидации аварийных ситуаций. 2.3.47. Время, затраченное на проведение противоаварийных и противопожарных тренировок, включается в рабочее время тренирующихся. Допускается совмещение противоаварийных тренировок с противопожарными. 2.3.48. Противоаварийные тренировки по специально разработанным программам и в соответствии с тематическим планом проводятся на рабочих местах или на тренажерах. Допускается использование других технических средств. Результаты проведения противоаварийных и противопожарных тренировок заносятся в специальный журнал. По окончании тренировки ее руководителем проводится разбор действий с оценкой общих результатов тренировки и индивидуальных действий ее участников. Результаты отражаются в журнале с общей оценкой тренировки, замечаниями по действиям ее участников. Если действия большинства участников тренировки получили неудовлетворительную оценку, то тренировка по этой же теме проводится вторично в течение следующих 10 дней, при этом повторная тренировка как плановая не учитывается. 2.3.49. Лица, не принявшие без уважительных причин участия в тренировке в установленные сроки, к самостоятельной работе не допускаются. 2.3.50. Работник, получивший неудовлетворительную оценку при проведении тренировки, проходит повторную тренировку в сроки, определяемые руководителем организации или структурного подразделения. 2.3.51. При повторной неудовлетворительной оценке работник отстраняется от самостоятельной работы. Он проходит обучение и проверку знаний, объем и сроки которых определяет руководитель организации или структурного подразделения. Специальная подготовка 2.3.52. Требование специальной подготовки распространяется на работников, эксплуатирующих тепловые энергоустановки, из числа оперативного, оперативно-ремонтного персонала, оперативных руководителей организаций. Выполнение ежемесячных учебных противоаварийных тренировок не отменяет проведение контрольных тренировок в соответствии с настоящим разделом. 2.3.53. Специальная подготовка персонала, эксплуатирующего тепловые энергоустановки, проводится с отрывом от выполнения основных функций не реже одного раза в месяц. 2.3.54. В объем специальной подготовки входит: - выполнение учебных противоаварийных и противопожарных тренировок, имитационных упражнений и других операций, приближенных к производственным; - изучение изменений, внесенных в схемы обслуживаемого оборудования; - ознакомление с текущими распорядительными документами по вопросам аварийности и травматизма; - проработка обзоров несчастных случаев и технологических нарушений, происшедших на тепловых энергоустановках; - проведение инструктажей по вопросам соблюдения правил технической эксплуатации, эксплуатационных и должностных инструкций; - разбор отклонений технологических процессов, пусков и остановок оборудования. Перечень тематики специальной подготовки в зависимости от местных условий может быть дополнен руководителем организации. 2.3.55. Программу специальной подготовки и порядок ее реализации определяет руководитель организации. Повышение квалификации 2.3.56. Повышение квалификации работников, эксплуатирующих тепловые энергоустановки, должно носить непрерывный характер и складываться из различных форм профессионального образования. Ответственность за организацию повышения квалификации персонала возлагается на руководителя организации. 2.3.57. Краткосрочное обучение работников, эксплуатирующих тепловые энергоустановки, руководителей структурного подразделения и специалистов проводится по мере необходимости, но не реже одного раза в год перед очередной проверкой знаний по месту работы или в образовательных учреждениях. Продолжительность обучения составляет до трех недель. 2.3.58. Длительное периодическое обучение руководящих работников, эксплуатирующих тепловые энергоустановки, руководителей структурных подразделений и специалистов проводится не реже одного раза в пять лет в образовательных учреждениях. 2.3.59. Повышение квалификации работников проводится по программам обучения, согласованным в органах государственного энергетического надзора. Обходы и осмотры рабочих мест 2.3.60. При эксплуатации тепловых энергоустановок периодически осуществляются обходы и осмотры рабочих мест, в том числе и в ночное время, результаты обхода рабочих мест заносятся в оперативную документацию. Порядок их организации и проведения определяет руководитель организации. 2.3.61. Обходы рабочих мест проводятся с целью проверки: - выполнения персоналом правил, должностных инструкций и инструкций по эксплуатации, поддержания установленного режима работы оборудования; - соблюдения персоналом порядка приема-сдачи смены, ведения оперативной документации, производственной и трудовой дисциплины; - своевременного выявления персоналом имеющихся дефектов и неполадок в работе оборудования и оперативного принятия необходимых мер для их устранения; - правильного применения установленной системы нарядов-допусков при выполнении ремонтных и специальных работ; - поддержания персоналом гигиены труда на рабочем месте; - исправности и наличия на рабочих местах предохранительных приспособлений и средств защиты по технике безопасности и пожарной безопасности; - соответствие условий производственной деятельности санитарным нормам и правилам. 2.4. Приемка и допуск в эксплуатацию тепловых энергоустановок 2.4.1. Новые или реконструированные тепловые энергоустановки принимаются в эксплуатацию в порядке, установленном настоящими Правилами. 2.4.2. Допуск в эксплуатацию новых и реконструированных тепловых энергоустановок осуществляют органы государственного энергетического надзора на основании действующих нормативно-технических документов. 2.4.3. Монтаж, реконструкция тепловых энергоустановок выполняются по проекту, утвержденному и согласованному в установленном порядке. Проекты тепловых энергоустановок должны соответствовать требованиям охраны труда и природоохранным требованиям. 2.4.4. Перед приемкой в эксплуатацию тепловых энергоустановок проводятся приемосдаточные испытания оборудования и пусконаладочные работы отдельных элементов тепловых энергоустановок и системы в целом. В период строительства и монтажа зданий и сооружений проводятся промежуточные приемки узлов оборудования и сооружений, в том числе оформление актов скрытых работ в установленном порядке. 2.4.5. Испытания оборудования и пусконаладочные испытания отдельных систем проводятся подрядчиком (генподрядчиком) по проектным схемам после окончания всех строительных и монтажных работ по сдаваемым тепловым энергоустановкам. 2.4.6. Перед пусконаладочными испытаниями проверяется выполнение проектных схем, строительных норм и правил, государственных стандартов, включая стандарты безопасности труда, правил техники безопасности и промышленной санитарии, правил взрыво- и пожаробезопасности, указаний заводов-изготовителей, инструкций по монтажу оборудования и наличие временного допуска к проведению пусконаладочных работ. 2.4.7. Перед пробным пуском подготавливаются условия для надежной и безопасной эксплуатации тепловых энергоустановок: - укомплектовывается, обучается (с проверкой знаний) персонал; - разрабатываются эксплуатационные инструкции, инструкции по охране труда, пожарной безопасности, оперативные схемы, техническая документация по учету и отчетности; - подготавливаются и испытываются средства защиты, инструмент, запасные части, материалы и топливо; - вводятся в действие средства связи, сигнализации и пожаротушения, аварийного освещения и вентиляции; - проверяется наличие актов скрытых работ и испытания; - получается разрешение от надзорных органов. 2.4.8. Тепловые энергоустановки принимаются потребителем (заказчиком) от подрядной организации по акту. Для проведения пусконаладочных работ и опробования оборудования тепловые энергоустановки представляются органу государственного энергетического надзора для осмотра и выдачи временного разрешения. 2.4.9. Комплексное опробование проводится заказчиком. При комплексном опробовании проверяется совместная работа основных агрегатов и всего вспомогательного оборудования под нагрузкой. Началом комплексного опробования тепловых энергоустановок считается момент их включения. Комплексное опробование оборудования производится только по схемам, предусмотренным проектом. Комплексное опробование оборудования тепловых энергоустановок считается проведенным при условии нормальной и непрерывной работы основного оборудования в течение 72 ч на основном топливе с номинальной нагрузкой и проектными параметрами теплоносителя. Комплексное опробование тепловых сетей - 24 ч. При комплексном опробовании включаются предусмотренные проектом контрольно-измерительные приборы, блокировки, устройства сигнализации и дистанционного управления, защиты и автоматического регулирования. Если комплексное опробование не может быть проведено на основном топливе или номинальная нагрузка и проектные параметры теплоносителя для тепловых энергоустановок не могут быть достигнуты по каким-либо причинам, не связанным с невыполнением работ, предусмотренных пусковым комплексом, решение провести комплексное опробование на резервном топливе, а также предельные параметры и нагрузки принимаются и устанавливаются приемочной комиссией и отражаются в акте приемки в эксплуатацию пускового комплекса. 2.4.10. Если смонтированные тепловые энергоустановки передаются на техническое обслуживание энергоснабжающей организации, то техническая приемка их от монтажной и наладочной организаций проводится совместно с энергоснабжающей организацией. 2.4.11. Включение в работу тепловых энергоустановок производится после их допуска в эксплуатацию. Для наладки, опробования и приемки в работу тепловой энергоустановки срок временного допуска устанавливается по заявке, но не более 6 месяцев. 2.5. Контроль за эффективностью работы тепловых энергоустановок 2.5.1. Для эффективной эксплуатации тепловых энергоустановок организация обеспечивает: - учет топливно-энергетических ресурсов; - разработку нормативных энергетических характеристик тепловых энергоустановок; - контроль и анализ соблюдения нормативных энергетических характеристик и оценку технического состояния тепловых энергоустановок; - анализ энергоэффективности проводимых организационно-технических мероприятий; - ведение установленной государственной статической отчетности; - сбалансированность графика отпуска и потребления топливно-энергетических ресурсов. 2.5.2. В тепловых энергоустановках должна быть обеспечена: - требуемая точность измерения расходов тепловой энергии, теплоносителей и технологических параметров работы; - учет (сменный, суточный, месячный, годовой) по установленным формам показателей работы оборудования, основанный на показаниях контрольно-измерительных приборов и информационно-измерительных систем. 2.5.3. Планирование режимов работы тепловых энергоустановок производится на долгосрочные и кратковременные периоды и осуществляется на основе: - данных суточных ведомостей и статистических данных организации за предыдущие дни и периоды; - прогноза теплопотребления на планируемый период; - данных о перспективных изменениях систем теплоснабжения; - данных об изменении заявленных нагрузок. 2.5.4. Организация периодически, но не реже одного раза в 5 лет, проводит режимно-наладочные испытания и работы, по результатам которых составляются режимные карты, а также разрабатываются нормативные характеристики работы элементов системы теплоснабжения. По окончании испытаний разрабатывается и проводится анализ энергетических балансов и принимаются меры к их оптимизации. Ежегодно техническим руководителем организации утверждаются перечень тепловых энергоустановок, на которых запланировано проведение режимно-наладочных испытаний и работ, и сроки их проведения. Характеристики и нормативы доводятся до эксплуатационного персонала в форме режимных карт, таблиц, графиков или приводятся в эксплуатационных инструкциях. 2.5.5. На тепловых энергоустановках внеочередные режимно-наладочные испытания и работы производятся в случаях: - модернизации и реконструкции; - изменения характеристик сжигаемого топлива; - изменения режимов производства, распределения и потребления тепловой энергии и теплоносителя; - систематического отклонения фактических показателей работы тепловых энергоустановок от нормативных характеристик. 2.5.6. Энергетические характеристики тепловых сетей составляются по следующим показателям: тепловые потери, потери теплоносителя, удельный расход электроэнергии на транспорт теплоносителя, максимальный и среднечасовой расход сетевой воды, разность температур в подающем и обратном трубопроводах. 2.6. Технический контроль за состоянием тепловых энергоустановок 2.6.1. В организациях необходимо организовать постоянный и периодический контроль технического состояния тепловых энергоустановок (осмотры, технические освидетельствования). 2.6.2. Все тепловые энергоустановки подвергаются техническому освидетельствованию с целью: - оценки их технического состояния; - установления сроков и условий их эксплуатации и определения мер, необходимых для обеспечения расчетного ресурса тепловой энергоустановки; - выявления потерь топливно-энергетических ресурсов; - составления тепловых балансов. 2.6.3. Технические освидетельствования тепловых энергоустановок разделяются на: - первичное (предпусковое) - проводится до допуска в эксплуатацию; - периодическое (очередное) - проводится в сроки, установленные настоящими Правилами или нормативно-техническими документами завода-изготовителя; - внеочередное - проводится в следующих случаях: - если тепловая энергоустановка не эксплуатировалась более 12 месяцев; - после ремонта, связанного со сваркой или пайкой элементов, работающих под давлением, модернизации или реконструкции тепловой энергоустановки; - после аварии или инцидента на тепловой энергоустановке; - по требованию органов государственного энергетического надзора, Госгортехнадзора России. Результаты освидетельствования заносятся в паспорт тепловых энергоустановок и (или) сетей. 2.6.4. Техническое освидетельствование тепловых энергоустановок производится комиссией, назначенной руководителем организации. В состав комиссии включаются руководители и специалисты структурных подразделений организации. Председателем комиссии, как правило, назначается ответственное лицо за исправное состояние и безопасную эксплуатацию тепловых энергоустановок, либо специалист из теплоэнергетического персонала, имеющий соответствующий уровень квалификации. Техническое освидетельствование оборудования тепловых энергоустановок и (или) сетей, подконтрольных Госгортехнадзору России, производится в соответствии с правилами Госгортехнадзора России. 2.6.5. Теплотехнические испытания, инструментальные измерения и другие диагностические работы на тепловых энергоустановках могут выполняться специализированными организациями. При проведении работ используются соответствующие средства измерений, методики и программы. Средства измерений должны соответствовать требованиям действующих нормативно-технических документов. Методики и программы проведения испытаний, инструментальных измерений, проводимых на тепловых энергоустановках, должны быть согласованы специализированными организациями в органах государственного энергетического надзора. 2.6.6. Техническое состояние тепловых энергоустановок в процессе эксплуатации контролируется эксплуатирующим их персоналом. Объем контроля устанавливается в соответствии с требованиями настоящих Правил и других нормативно-технических документов. Порядок контроля устанавливается местными должностными и эксплуатационными инструкциями. 2.6.7. Периодические осмотры тепловых энергоустановок производятся лицами, ответственными за исправное состояние и безопасную эксплуатацию тепловых энергоустановок. Периодичность осмотров устанавливается настоящими Правилами. Результаты осмотров оформляются в журнале обходов и осмотров или оперативном журнале. 2.7. Техническое обслуживание, ремонт и консервация тепловых энергоустановок 2.7.1. При эксплуатации тепловых энергоустановок необходимо обеспечить их техническое обслуживание, ремонт, модернизацию и реконструкцию. Сроки планово-предупредительного ремонта тепловых энергоустановок устанавливаются в соответствии с требованиями заводов-изготовителей или разрабатываются проектной организацией. Перечень оборудования тепловых энергоустановок, подлежащего планово-предупредительному ремонту, разрабатывается ответственным за исправное состояние и безопасную эксплуатацию тепловых энергоустановок и утверждается руководителем организации. 2.7.2. Объем технического обслуживания и ремонта определяется необходимостью поддержания исправного, работоспособного состояния и периодического восстановления тепловых энергоустановок с учетом их фактического технического состояния. 2.7.3. Система технического обслуживания и ремонта носит планово-предупредительный характер. На все виды тепловых энергоустановок необходимо составлять годовые (сезонные и месячные) планы (графики) ремонтов. Годовые планы ремонтов утверждает руководитель организации. При планировании технического обслуживания и ремонта проводится расчет трудоемкости ремонта, его продолжительности (время простоя в ремонте), потребности в персонале, а также в материалах, комплектующих изделиях и запасных частях. В организации составляется перечень аварийного запаса расходных материалов и запасных частей, утверждаемый техническим руководителем организации, ведется точный учет наличия запасных частей и запасного оборудования и материалов, который пополняется по мере их расходования при ремонтах. 2.7.4. Учет, хранение, восполнение аварийного запаса расходных материалов и запасных частей на складах, цехах, участках, кладовых и т.д. осуществляется согласно действующему в организации порядку материально-технического снабжения и внутренним правилам ведения складского хозяйства. Ответственный за вышеизложенное персонал периодически проверяет условия хранения, восполнение, порядок учета и выдачи запасных частей, материалов, комплектующих изделий, резервного оборудования и т.д., а также используемых средств защиты под общим контролем ответственного за исправное состояние и безопасную эксплуатацию энергоустановок. 2.7.5. Техническое обслуживание и ремонт средств управления тепловыми энергоустановками производятся во время ремонта основного оборудования. 2.7.6. При хранении запасных частей и запасного оборудования должно быть обеспечено сохранение их потребительских свойств. Теплоизоляционные и другие материалы, теряющие при увлажнении свои качества, хранятся на закрытых складах или под навесом. 2.7.7. При техническом обслуживании следует проводить операции контрольного характера (осмотр, контроль за соблюдением эксплуатационных инструкций, испытания и оценки технического состояния) и некоторые технологические операции восстановительного характера (регулирование и наладку, очистку, смазку, замену вышедших из строя деталей без значительной разборки, устранение мелких дефектов). 2.7.8. Основными видами ремонтов тепловых энергоустановок и тепловых сетей являются капитальный и текущий. 2.7.9. В системе технического обслуживания и ремонта предусматриваются: - подготовка технического обслуживания и ремонтов; - вывод оборудования в ремонт; - оценка технического состояния тепловых энергоустановок и составление дефектной ведомости; - проведение технического обслуживания и ремонта; - приемка оборудования из ремонта; - консервация тепловых энергоустановок; - контроль и отчетность о выполнении технического обслуживания, ремонта и консервации тепловых энергоустановок. 2.7.10. Периодичность и продолжительность всех видов ремонта устанавливается нормативно-техническими документами на ремонт данного вида тепловых энергоустановок. Организация ремонтного производства, разработка ремонтной документации, планирование и подготовка к ремонту, вывод в ремонт и производство ремонта, а также приемка и оценка качества ремонта тепловых энергоустановок осуществляются в соответствии с нормативно-технической документацией, разработанной в организации на основании настоящих Правил и требований заводов-изготовителей. 2.7.11. Приемка тепловых энергоустановок из капитального ремонта производится рабочей комиссией, назначенной распорядительным документом по организации. Приемка из текущего ремонта производится лицами, ответственными за ремонт, исправное состояние и безопасную эксплуатацию тепловых энергоустановок. 2.7.12. При приемке оборудования из ремонта производится оценка качества ремонта, которая включает оценку: - качества отремонтированного оборудования; - качества выполненных ремонтных работ. Оценки качества устанавливаются: - предварительно - по окончании испытаний отдельных элементов тепловой энергоустановки и в целом; - окончательно - по результатам месячной подконтрольной эксплуатации, в течение которой должна быть закончена проверка работы оборудования на всех режимах, проведены испытания и наладка всех систем. 2.7.13. Работы, выполняемые при капитальном ремонте тепловых энергоустановок, принимаются по акту. К акту приемки прилагается вся техническая документация по выполненному ремонту (эскизы, акты промежуточных приемок по отдельным узлам и протоколы промежуточных испытаний, исполнительная документация и др.). 2.7.14. Акты приемки тепловых энергоустановок из ремонта со всеми документами хранятся вместе с техническими паспортами установок. Все изменения, выявленные и произведенные во время ремонта, вносятся в технические паспорта тепловых энергоустановок, схемы и чертежи. 2.7.15. Консервация тепловых энергоустановок в целях предотвращения коррозии металла проводится как при режимных остановах (вывод в резерв на определенный и неопределенный сроки, вывод в текущий и капитальный ремонты, аварийный останов), так и при остановах в продолжительный резерв или ремонт (реконструкцию) на срок не менее шести месяцев. 2.7.16. В каждой организации на основании действующих нормативно-технических документов разрабатываются и утверждаются техническое решение и технологическая схема по проведению консервации конкретного оборудования тепловых энергоустановок, определяющие способы консервации при различных видах остановов и продолжительности простоя. 2.7.17. В соответствии с принятым техническим решением составляется и утверждается инструкция по консервации оборудования с указаниями по подготовительным операциям, технологией консервации и расконсервации, а также по мерам безопасности при проведении консервации. 2.8. Техническая документация на тепловые энергоустановки 2.8.1. При эксплуатации тепловых энергоустановок хранятся и используются в работе следующие документы: - генеральный план с нанесенными зданиями, сооружениями и тепловыми сетями; - утвержденная проектная документация (чертежи, пояснительные записки и др.) со всеми последующими изменениями; - акты приемки скрытых работ, испытаний и наладки тепловых энергоустановок и тепловых сетей, акты приемки тепловых энергоустановок и тепловых сетей в эксплуатацию; - акты испытаний технологических трубопроводов, систем горячего водоснабжения, отопления, вентиляции; - акты приемочных комиссий; - исполнительные чертежи тепловых энергоустановок и тепловых сетей; - технические паспорта тепловых энергоустановок и тепловых сетей; - технический паспорт теплового пункта; - инструкции по эксплуатации тепловых энергоустановок и сетей, а также должностные инструкции по каждому рабочему месту и инструкции по охране труда. 2.8.2. В производственных службах устанавливаются перечни необходимых инструкций, схем и других оперативных документов, утвержденных техническим руководителем организации. Перечни документов пересматриваются не реже 1 раза в 3 года. 2.8.3. Обозначения и номера оборудования, запорной, регулирующей и предохранительной арматуры в схемах, чертежах и инструкциях должны соответствовать обозначениям и номерам, выполненным в натуре. Все изменения в тепловых энергоустановках, выполненные в процессе эксплуатации, вносятся в инструкции, схемы и чертежи до ввода в работу за подписью ответственного лица с указанием его должности и даты внесения изменения. Информация об изменениях в инструкциях, схемах и чертежах доводится до сведения всех работников (с записью в журнале распоряжений), для которых обязательно знание этих инструкций, схем и чертежей. Схемы вывешиваются на видном месте в помещении данной тепловой энергоустановки или на рабочем месте персонала, обслуживающего тепловую сеть. 2.8.4. Все рабочие места снабжаются необходимыми инструкциями, составленными в соответствии с требованиями настоящих Правил, на основе заводских и проектных данных, типовых инструкций и других нормативно-технических документов, опыта эксплуатации и результатов испытаний оборудования, а также с учетом местных условий. В инструкциях необходимо предусмотреть разграничение работ по обслуживанию и ремонту оборудования между персоналом энергослужбы организации и производственных подразделений (участков) и указать перечень лиц, для которых знание инструкций обязательно. Инструкции составляются начальниками соответствующего подразделения и энергослужбы организации и утверждаются техническим руководителем организации. Поручать персоналу, эксплуатирующему тепловые энергоустановки, выполнение работ, не предусмотренных должностными и эксплуатационными инструкциями, не допускается. 2.8.5. В должностных инструкциях персонала по каждому рабочему месту указываются: - перечень инструкций и другой нормативно-технической документации, схем установок, знание которых обязательно для работника; - права, обязанности и ответственность работника; - взаимоотношения работника с вышестоящим, подчиненным и другим связанным по работе персоналом. 2.8.6. В инструкциях по эксплуатации тепловой энергоустановки приводятся: - краткое техническое описание энергоустановки; - критерии и пределы безопасного состояния и режимов работы; - порядок подготовки к пуску, пуск, остановки во время эксплуатации и при устранении нарушений в работе; - порядок технического обслуживания; - порядок допуска к осмотру, ремонту и испытаниям; - требования по безопасности труда, взрыво- и пожаробезопасности, специфические для данной энергоустановки. По усмотрению технического руководителя инструкции могут быть дополнены. 2.8.7. Инструкции пересматриваются и переутверждаются не реже 1 раза в 2 года. В случае изменения состояния или условий эксплуатации энергоустановки соответствующие дополнения и изменения вносятся в инструкции и доводятся записью в журнале распоряжений или иным способом до сведения всех работников, для которых знание этих инструкций обязательно. 2.8.8. Управленческий персонал в соответствии с установленными графиками осмотров и обходов оборудования проверяет оперативную документацию и принимает необходимые меры к устранению дефектов и нарушений в работе оборудования и персонала. 2.8.9. Оперативный персонал ведет оперативную документацию, примерный перечень которой приведен в приложении N 4. В зависимости от местных условий перечень оперативных документов может быть изменен решением технического руководителя. Решение оформляется в виде утвержденного руководством предприятия перечня оперативных документов, включающего наименование документа и краткое его содержание. 2.9. Метрологическое обеспечение 2.9.1. Комплекс мероприятий по метрологическому обеспечению тепловых энергоустановок, выполняемый каждой организацией, включает: - своевременное представление в поверку средств измерений, подлежащих государственному контролю и надзору; - проведение работ по калибровке средств измерений, не подлежащих поверке; - обеспечение соответствия точностных характеристик применяемых средств измерений требованиям к точности измерений технологических параметров и метрологическую экспертизу проектной документации; - обслуживание, ремонт средств измерений, метрологический контроль и надзор. 2.9.2. Средства измерений теплотехнических параметров содержатся в исправности и постоянно находятся в эксплуатации при работе основного и вспомогательного оборудования тепловых энергоустановок. 2.9.3. Выполнение работ по метрологическому обеспечению осуществляют метрологические службы организаций или подразделения, выполняющие функции этих служб. 2.9.4. Тепловые энергоустановки оснащаются средствами измерений в соответствии с проектной документацией и нормативно-технической документацией, действие которой распространяется на данные типы энергоустановок. Объем оснащения тепловых энергоустановок средствами измерений должен обеспечивать контроль за техническим состоянием оборудования и режимом его работы. 2.9.5. Выбор средств измерений и их точностных характеристик осуществляется на стадии проектирования на основе действующих государственных нормативных документов, устанавливающих требования к точности измерения. 2.9.6. Оперативное обслуживание средств измерений ведет оперативный или оперативно-ремонтный персонал подразделений, определенных решением руководства организации. 2.9.7. Техническое обслуживание и ремонт средств измерений осуществляет персонал подразделения, выполняющего функции метрологической службы организации. 2.9.8. Ремонт первичных запорных органов на отборных устройствах, вскрытие и установку сужающих и других устройств для измерения расхода, защитных гильз датчиков измерения температуры выполняет персонал, ремонтирующий технологическое оборудование, а приемку из ремонта и монтажа - персонал, выполняющий функции метрологической службы организации. 2.9.9. Персонал, обслуживающий оборудование тепловых энергоустановок, на котором установлены средства измерений, несет ответственность за их сохранность. Обо всех нарушениях в работе средств измерений сообщается подразделению, выполняющему функции метрологической службы организации. 2.9.10. Вскрытие регистрирующих приборов, не связанное с работами по обеспечению записи регистрируемых параметров, разрешается только персоналу подразделения, выполняющего функции метрологической службы, а средств измерений, используемых для расчета с поставщиком или потребителями, - совместно с их представителями. 2.9.11. На все контрольно-измерительные приборы тепловых энергоустановок составляются паспорта с отметкой о периодических поверках и произведенных ремонтах. Кроме того, ведутся журналы записи результатов поверок, калибровок и ремонтов приборов. 2.9.12. Для измерения теплоты, расходов, температур, давлений и разрежений применяются приборы, отвечающие пределам измерения параметров и установленному классу точности в соответствии с государственными стандартами. 2.9.13. Максимальное рабочее давление, измеряемое прибором, должно быть в пределах 2/3 максимума шкалы при постоянной нагрузке, 1/2 максимума шкалы - при переменной. Верхний предел шкалы самопишущих манометров должен соответствовать полуторакратному рабочему давлению измеряемой среды. 2.9.14. Гильзы термометров устанавливаются в соответствии с установленными государственными стандартами. 2.9.15. Температура окружающего воздуха, влажность, вибрация, запыленность в местах установки приборов и аппаратуры должны быть в пределах значений, допускаемых стандартами, техническими условиями и паспортами заводов-изготовителей. 2.9.16. Тепловые щиты, переходные коробки и сборные кабельные ящики нумеруются. Все зажимы и подходящие к ним провода, а также импульсные линии теплоизмерительных приборов маркируются. На всех датчиках и вторичных приборах делаются надписи о назначении приборов. 2.9.17. Импульсные линии к манометрам и расходомерам выполняются из материала, стойкого к коррозирующему действию среды. Они должны быть удобными для монтажа, разборки, чистки, герметичными и рассчитанными на рабочее давление. 2.9.18. Записи показаний регистрирующих приборов подлежат хранению не менее двух месяцев. 2.10. Обеспечение безопасной эксплуатации 2.10.1. Работа при эксплуатации тепловых энергоустановок должна быть направлена на создание в организации системы организационных и технических мероприятий по предотвращению воздействия на работников опасных и вредных производственных факторов. 2.10.2. Средства защиты, приспособления и инструмент, применяемые при обслуживании тепловых энергоустановок, подвергаются осмотру и испытаниям в соответствии с нормативными документами и должны обеспечивать безопасность эксплуатации тепловых энергоустановок. 2.10.3. При эксплуатации тепловых энергоустановок разрабатываются и утверждаются инструкции по безопасной эксплуатации. В инструкциях указываются общие требования безопасности, требования безопасности перед началом работы, во время работы, в аварийных ситуациях и по окончании работы. 2.10.4. Каждый работник, обслуживающий тепловые энергоустановки, должен знать и выполнять требования безопасности труда, относящиеся к обслуживаемому оборудованию и организации труда на рабочем месте. 2.10.5. Персонал, эксплуатирующий тепловые энергоустановки, обучается способам оказания первой медицинской помощи, а также приемам оказания помощи пострадавшим непосредственно на месте происшествия. 2.10.6. При внедрении системы безопасного производства работ на тепловых энергоустановках определяются функциональные обязанности лиц из оперативного, оперативно-ремонтного и другого персонала, их взаимоотношения и ответственность по должности. Руководитель организации и ответственный за исправное состояние и безопасную эксплуатацию тепловых энергоустановок несут ответственность за создание безопасных условий труда и организационно-техническую работу по предотвращению несчастных случаев. Руководитель организации и руководители структурных подразделений, руководители подрядных организаций обеспечивают безопасные и здоровые условия труда на рабочих местах, в производственных помещениях и на территории тепловых энергоустановок, контролируют их соответствие действующим требованиям техники безопасности и производственной санитарии, осуществляют контроль, а также своевременно организовывают инструктажи персонала, его обучение и проверку знаний. 2.10.7. По материалам расследования несчастных случаев проводится анализ причин их возникновения, и разрабатываются мероприятия по их предупреждению. Эти причины и мероприятия изучаются со всеми работниками организаций, на которых произошли несчастные случаи. 2.11. Пожарная безопасность 2.11.1. Руководители организаций несут ответственность за пожарную безопасность помещений и оборудования тепловых энергоустановок, а также за наличие и исправное состояние первичных средств пожаротушения. 2.11.2. Устройство, эксплуатация и ремонт тепловых энергоустановок и тепловых сетей должны соответствовать требованиям правил пожарной безопасности в Российской Федерации. Организации должны быть оборудованы сетями противопожарного водоснабжения, установками обнаружения и тушения пожара в соответствии с требованиями нормативно-технических документов. 2.11.3. Персонал должен выполнять требования инструкций по пожарной безопасности и установленный в организации противопожарный режим тепловых энергоустановок, не допускать лично и останавливать действия других лиц, которые могут привести к пожару или возгоранию. 2.11.4. Персонал, обслуживающий тепловые энергоустановки, проходит противопожарный инструктаж, занятия по пожарно-техническому минимуму, участвует в противопожарных тренировках. 2.11.5. В организации устанавливается противопожарный режим и выполняются противопожарные мероприятия исходя из особенностей эксплуатации тепловых энергоустановок, а также разрабатывается оперативный план тушения пожара. 2.11.6. Сварочные и другие огнеопасные работы, в т.ч. проводимые ремонтными, монтажными и другими подрядными организациями, выполняются в соответствии с требованиями правил пожарной безопасности в Российской Федерации, учитывающими особенности пожарной опасности на тепловых энергоустановках. 2.11.7. В организации разрабатываются и утверждаются инструкция о мерах пожарной безопасности и план (схема) эвакуации людей в случае возникновения пожара на тепловых энергоустановках, приказом руководителя назначаются лица, ответственные за пожарную безопасность отдельных территорий, зданий, сооружений, помещений, участков, создаются пожарно-техническая комиссия, добровольные пожарные формирования и система оповещения людей о пожаре. 2.11.8. По каждому происшедшему на тепловой энергоустановке пожару или загоранию проводится расследование комиссией, создаваемой руководителем предприятия или вышестоящей организацией. Результаты расследования оформляются актом. При расследовании устанавливается причина и виновники возникновения пожара (загорания), по результатам расследования разрабатываются противопожарные мероприятия. 2.12. Соблюдение природоохранных требований 2.12.1. Должностные лица и специалисты организаций, на которых при эксплуатации тепловых энергоустановок оказывается вредное влияние на окружающую среду, периодически проходят соответствующую подготовку в области экологической безопасности согласно списку, составленному и утвержденному руководителем предприятия. 2.12.2. При работе тепловых энергоустановок следует принимать меры для предупреждения или ограничения вредного воздействия на окружающую среду выбросов загрязняющих веществ в атмосферу и сбросов в водные объекты, шума, вибрации и иных вредных физических воздействий, а также по сокращению безвозвратных потерь и объемов потребления воды. 2.12.3. Количество выбросов загрязняющих веществ в атмосферу от тепловых энергоустановок не должно превышать установленных норм предельно допустимых выбросов (лимитов), количество сбросов загрязняющих веществ в водные объекты - установленных норм предельно допустимых или временно согласованных сбросов. Шумовое воздействие не должно превышать установленных норм звуковой мощности оборудования. 2.12.4. В организации, эксплуатирующей тепловые энергоустановки, разрабатывается план мероприятий по снижению вредных выбросов в атмосферу при объявлении особо неблагоприятных метеорологических условий, согласованный с региональными природоохранными органами, предусматривающий мероприятия по предотвращению аварийных и иных залповых выбросов и сбросов загрязняющих веществ в окружающую среду. 2.12.5. Тепловые энергоустановки, на которых образуются токсичные отходы, должны обеспечивать их своевременную утилизацию, обезвреживание или возможность захоронения на специализированных полигонах, имеющихся в распоряжении местной или региональной администрации. Складирование или захоронение отходов на территории предприятия, эксплуатирующего тепловую энергоустановку, не допускается. 2.12.6. Установки для очистки и обработки загрязненных сточных вод принимаются в эксплуатацию до начала предпусковой очистки теплоэнергетического оборудования. 2.12.7. Организации, эксплуатирующие тепловые энергоустановки, осуществляют контроль и учет выбросов и сбросов загрязняющих веществ, объемов воды, забираемых и сбрасываемых в водные источники. 2.12.8. Для контроля за выбросами загрязняющих веществ в окружающую среду, объемами забираемой и сбрасываемой воды каждое предприятие, эксплуатирующее тепловую энергоустановку, должно быть оснащено постоянно действующими автоматическими приборами, а при их отсутствии или невозможности применения должны использоваться прямые периодические измерения и расчетные методы. 3. Территория, производственные здания и сооружения для размещения тепловых энергоустановок 3.1. Общие положения 3.1.1. Территория для размещения производственных зданий и сооружений тепловых энергоустановок определяется проектом и паспортом тепловой энергоустановки. 3.1.2. При эксплуатации тепловых энергоустановок осуществляется систематический контроль за зданиями и сооружениями. Контроль осуществляют лица из числа управленческого персонала и специалистов организации, прошедших проверку знаний настоящих Правил и назначенных приказом. 3.1.3. В каждой организации, эксплуатирующей тепловые установки, составляется и постоянно хранится следующая документация: - распорядительные документы по предприятию о распределении ответственности за эксплуатацию и ремонты производственных зданий и сооружений для размещения тепловых энергоустановок между руководителями подразделений организации с четким перечнем закрепленных за ними зданий, сооружений, помещений и участков территории; - копии приказов, распоряжений руководства по вопросам эксплуатации и ремонта производственных зданий и сооружений; приказ или распоряжение о выделении из персонала подразделений организации ответственных за контроль эксплуатации зданий, сооружений и территории, переданных в ведение подразделения, эксплуатирующего тепловые энергоустановки; - местные инструкции по эксплуатации зданий и сооружений подразделений организации, разработанные на основании типовой с учетом конкретных местных условий; - схема-генплан организации с нанесением на ней зданий и сооружений и границ деления территории на участки, переданные под ответственность подразделений, эксплуатирующих тепловые энергоустановки; - исполнительные схемы-генпланы подземных сооружений и коммуникаций на территории организации; - комплекты чертежей строительной части проектов каждого здания и сооружения организации с исполнительными чертежами и схемами на те конструкции и коммуникации, которые в процессе строительства были изменены против первоначального проектного решения; - паспорта на каждое здание и сооружение; - журналы технических осмотров строительных конструкций зданий и сооружений; - журналы регистрации результатов измерения уровня грунтовых вод в скважинах-пьезометрах и материалы химических анализов грунтовых вод; - журналы состояния окружающей среды для зданий и сооружений, где периодически возникают или возможны процессы, нарушающие параметры окружающей среды, определяемые санитарными нормами, либо отмечены коррозионные процессы строительных конструкций. Перечень таких зданий и сооружений утверждается руководителем организации; - информационно-техническая литература, набор необходимых нормативных документов или инструкций по вопросам эксплуатации и ремонта производственных зданий и сооружений; - утвержденные руководителем должностные инструкции персонала, осуществляющего эксплуатацию территорий, зданий и сооружений для размещения тепловых энергоустановок. 3.2. Территория 3.2.1. Для обеспечения надлежащего эксплуатационного и санитарного состояния территории, зданий и сооружений организации для размещения тепловых энергоустановок выполняют и содержат в исправном состоянии: - ограждение соответствующей части территории; - системы отвода поверхностных вод со всей территории от зданий и сооружений (дренажи, контажи, канавы, водотводящие каналы и т.п.); - сети водопровода, канализации, тепловые, транспортные, газообразного и жидкого топлива и др.; - сети наружного освещения, связи, сигнализации; - источники питьевой воды, водоемы и санитарные зоны охраны источников водоснабжения; - железнодорожные пути и переезды, автодороги, пожарные проезды, подъезды к пожарным гидрантам, водоемам, мосты, пешеходные дороги и переходы и др.; - противооползневые, противообвальные, берегоукрепительные, противолавинные и противоселевые сооружения; - базисные и рабочие реперы и марки; - пьезометры и контрольные скважины для наблюдения за режимом грунтовых вод; - системы молниезащиты и заземления. 3.2.2. Скрытые под землей коммуникации: водопроводы, канализация, теплопроводы, а также газопроводы, воздухопроводы и кабели всех назначений - обозначаются на поверхности земли указателями. 3.2.3. При наличии на территории блуждающих токов защита подземных металлических коммуникаций и сооружений обеспечивается электрохимическим способом. 3.2.4. К началу паводков все водоотводящие сети и устройства подлежат осмотру и подготовке к пропуску поверхностных вод; места прохода кабелей, труб, вентиляционных каналов через стены уплотняются, а откачивающие механизмы приводятся в состояние готовности к работе. 3.2.5. В котельных установленной мощностью 10 и более Гкал/час необходимо организовать наблюдения за уровнем грунтовых вод в контрольных скважинах-пьезометрах с периодичностью: - в первый год эксплуатации - не реже 1 раза в месяц; - в последующие годы - в зависимости от изменения уровня грунтовых вод, но не реже одного раза в квартал. Контрольные скважины-пьезометры следует располагать в зоне наибольшей плотности сетей водопровода, канализации и теплоснабжения. Результаты наблюдений заносятся в специальный журнал. В карстовых зонах контроль за режимом грунтовых вод организуется по специальным программам в сроки, предусмотренные местной инструкцией. 3.2.6. В случае обнаружения просадочных и оползневых явлений, пучения грунтов на территории размещения тепловых энергоустановок принимаются меры к устранению причин, вызвавших нарушение нормальных грунтовых условий, и ликвидации их последствий. 3.2.7. Строительство зданий и сооружений осуществляется только при наличии проекта. Выполнение всех строительно-монтажных работ в пределах зоны отчуждения, где размещаются тепловые энергоустановки, допускается с разрешения руководителя эксплуатирующей организации при техническом обосновании. 3.3. Производственные здания и сооружения 3.3.1. Производственные здания и сооружения котельных надлежит содержать в исправном состоянии, обеспечивающем длительное, надежное использование их по назначению, с учетом требований санитарных норм и правил, правил безопасности труда. 3.3.2. В зданиях котельных размещаются объекты промышленной санитарии в объеме, предусмотренном действующими нормами (душевые, раздевалки со шкафчиками, медицинский пункт, вентиляционные и обеспыливающие установки и др.). 3.3.3. Осмотры каждого здания и сооружения организации осуществляются по графику: - для котельных установленной мощностью 10 и более Гкал/ч - не реже 1 раза в 4 мес. при сроке эксплуатации более 15 лет; - для котельных установленной мощностью менее 10 Гкал/ч - не реже 1 раза в 6 месяцев при сроке эксплуатации более 10 лет. Текущие осмотры зданий и сооружений со сроком эксплуатации до 15 лет допускается проводить: - для котельных установленной мощностью 10 и более Гкал/ч - 1 раз в 6 мес.; - для котельных установленной мощностью менее 10 Гкал/ч - 1 раз в год. Обо всех замечаниях, выявленных при осмотрах, вносятся записи в цеховые журналы технического осмотра зданий и сооружений. 3.3.4. Обязательные осмотры зданий и сооружений тепловых энергоустановок проводятся 2 раза в год (весной и осенью) смотровой комиссией; состав и сроки проведения обследования назначаются руководителем организации. 3.3.5. Внеочередные осмотры зданий и сооружений тепловых энергоустановок и сетей проводятся после пожаров, ливней, сильных ветров, снегопадов, наводнений, землетрясений и других явлений стихийного характера, а также аварий зданий, сооружений и технологического оборудования энергопредприятия. 3.3.6. Весенний осмотр производится в целях оценки технического состояния зданий и сооружений после таяния снега или дождей осенне-весеннего периода. При весеннем осмотре уточняются объемы работы по текущему ремонту зданий и сооружений, выполняемому в летний период, и выявляются объемы работ по капитальному ремонту для включения их в план следующего года и в перспективный план ремонтных работ (на 3-5 лет). 3.3.7. Осенний осмотр производственных зданий и сооружений производится за 1,5 месяца до наступления отопительного сезона в целях проверки подготовки зданий и сооружений к работе в зимних условиях. К этому времени должны быть закончены все летние работы по текущему ремонту и выполняемые в летний период работы по капитальному ремонту, имеющие прямое отношение к зимней эксплуатации зданий и сооружений тепловых энергоустановок. За 15 дней до начала отопительного сезона производится частичный осмотр тех частей зданий и сооружений, по которым при общем осеннем осмотре были отмечены недоделки ремонтных работ по подготовке к зиме, в целях проверки их устранения. 3.3.8. По результатам работы смотровой комиссии во время весеннего (осеннего) осмотра составляется акт, который утверждается руководителем предприятия, с изданием распорядительного документа о результатах осмотра, принятии необходимых мер, сроках их проведения и ответственных за исполнение. 3.3.9. Строительные конструкции производственных зданий и сооружений для тепловых энергоустановок подвергаются один раз в 5 лет техническому освидетельствованию специализированной организацией по перечню, утвержденному руководителем организации и согласованному проектной организацией. 3.3.10. В организациях должны быть инструкции по эксплуатации дымовых труб и газоходов. При этом наблюдения за состоянием железобетонных дымовых труб и газоходов организуются со следующей периодичностью: - наружный осмотр дымовой трубы и газоходов, а также осмотр межтрубного пространства трубы со внутренним газоотводящим стволом - один раз в год весной, тепловизионное обследование состояния кирпичной и монолитной футеровки - не реже одного раза в 5 лет; - внутренний осмотр дымовой трубы и газоходов с отключением всех подключенных котлов - через 5 лет после ввода в эксплуатацию и в дальнейшем - не реже одного раза в 10 лет. При сжигании в котлах высокосернистого топлива внутренний осмотр проводится не реже одного раза в 5 лет; - внутренний осмотр газоходов котлов - при каждом отключении котла для текущего ремонта; - инструментальная проверка сопротивления контура молниезащиты дымовой трубы - ежегодно; - измерение температуры уходящих газов в дымовой трубе - не реже одного раза в месяц; - наблюдения за осадкой фундаментов дымовой трубы и газоходов нивелированием реперов: первые два года эксплуатации - два раза в год; после двух лет до стабилизации осадки (1 мм в год и менее) - один раз в год; после стабилизации осадки - один раз в 5 лет. После стабилизации осадки фундамента для дымовых труб в районах вечной мерзлоты, на территориях, подработанных горными выработками и на просадочных грунтах наблюдения за осадками фундаментов проводятся не реже двух раз в год; - наблюдения за вертикальностью трубы проводятся: визуально (при помощи отвеса) - два раза в год; инструментальные наблюдения - не реже одного раза в 5 лет. В случае выявленного (по разности осадки фундаментов) наклона трубы более допустимого следует произвести обследование трубы специализированной организацией. Дальнейшую эксплуатацию трубы вести в соответствии с рекомендациями, выданными по результатам обследования; - наблюдения за исправностью осветительной арматуры дымовой трубы проводятся ежедневно. 3.3.11. Дымовые трубы и газоходы должны иметь организованный отвод дренажных и талых вод от их основания. 3.3.12. При эксплуатации железобетонных дымовых труб и газоходов не допускается: - оставлять котлованы вблизи дымовых труб и газоходов во время паводков и дождей; - устраивать ниже подошвы фундамента дымовой трубы колодцы, предназначенные для откачки грунтовых вод; - хранить горючие и взрывчатые вещества и материалы в цокольной части дымовых труб, под газоходами и вблизи них; - организовывать вблизи дымовых труб и газоходов выбросы воды и пара. 3.3.13. Присоединение дополнительных теплогенерирующих энергоустановок к существующим дымовым трубам осуществляется только на основании расчетов, выполненных в соответствии с требованиями нормативно-технической документации. 3.3.14. В организациях составляются инструкции по эксплуатации металлических дымовых труб. При этом наблюдения за состоянием металлических дымовых труб при их эксплуатации организовываются со следующей периодичностью: - визуальный внешний осмотр газоотводящего ствола, фундаментов, опорных конструкций, анкерных болтов, вантовых оттяжек и их креплений - один раз в 3 месяца; - проверка наличия конденсата, отложений сажи на внутренней поверхности трубы и газоходов через люки - один раз в год в период летнего отключения; - инструментально-визуальное наружное и внутреннее обследование с привлечением специализированной организации - один раз в 3 года в период летнего отключения котлов; - наблюдение за осадкой фундаментов нивелированием реперов: после сдачи в эксплуатацию до стабилизации осадок (1 мм в год и менее) - один раз в год; после стабилизации осадок - один раз в 5 лет; - проверка вертикальности трубы геодезическими методами (с помощью теодолита) - один раз в 5 лет; в случае заметного наклона трубы, обнаруженного визуально, организовывается внеочередная инструментальная проверка вертикальности трубы; - инструментальная проверка сопротивления заземляющего контура трубы - один раз в год, весной перед грозовым периодом. 3.3.15. При эксплуатации металлических дымовых труб не допускается: - движение грузового, специального автотранспорта под вантовыми оттяжками металлических дымовых труб в местах их опускания и крепления к фундаментным массивам; - затопление металлических элементов анкерных креплений вантовых оттяжек и их нахождение в грунте; - крепление к ходовой лестнице (скобам) тросов, блочков и прочего такелажного оборудования; - загромождение оборудованием, материалами, посторонними предметами площади вокруг фундаментных массивов. 3.3.16. Строительство, эксплуатация, ремонт и ликвидация дымовых и вентиляционных промышленных труб на предприятиях, подконтрольных Госгортехнадзору России, должно осуществляться в соответствии с Правилами безопасности дымовых и вентиляционных промышленных труб ПБ 03-445-02, утвержденными постановлением Госгортехнадзора России от 03.12.2001 г. N 56, зарегистрированным Минюстом России 05.06.2002, регистрационный N 3500. 3.3.17. Наблюдения за осадками фундаментов зданий, сооружений и оборудования котельных организуются: в первый год эксплуатации - 3 раза, во второй - 2 раза, в дальнейшем до стабилизации осадки - 1 раз в год, после стабилизации осадки (1 мм в год и менее) - не реже 1 раза в 5 лет. 3.3.18. Наблюдения за осадками фундаментов, деформациями строительных конструкций, обследования зданий и сооружений, возведенных на подработанных подземными горными выработками территориях, грунтах, подверженных динамическому уплотнению от действующего оборудования, просадочных грунтах, в карстовых зонах, районах многолетней мерзлоты, в районах с сейсмичностью 7 баллов и выше проводятся по специальным программам в сроки, предусмотренные местной инструкцией, но не реже 1 раза в 3 года. 3.3.19. При наблюдениях за зданиями, сооружениями и фундаментами оборудования тепловых энергоустановок контролируется состояние подвижных опор, температурных швов, сварных, клепаных и болтовых соединений металлоконструкций, стыков и закладных деталей сборных железобетонных конструкций, арматуры и бетона железобетонных конструкций (при появлении коррозии или деформации), подкрановых конструкций и участков, подверженных динамическим и термическим нагрузкам и воздействиям. 3.3.20. При обнаружении в строительных конструкциях трещин, изломов и других внешних признаков повреждений за этими конструкциями устанавливается наблюдение с использованием маяков и с помощью инструментальных измерений. Сведения об обнаруженных дефектах заносятся в журнал технического состояния зданий и сооружений с установлением сроков устранения выявленных дефектов. 3.3.21. В помещениях водоподготовительных установок необходимо контролировать и поддерживать в исправном состоянии дренажные каналы, лотки, приямки, стенки солевых ячеек и ячеек мокрого хранения коагулянта, полы в помещениях мерников кислоты и щелочи. 3.3.22. Строительные конструкции, фундаменты оборудования и сооружений необходимо защитить от попадания на них минеральных масел, пара и воды. 3.3.23. Металлические конструкции зданий и сооружений тепловых энергоустановок необходимо защитить от коррозии, при этом устанавливается систематический контроль за состоянием их защиты. 3.3.24. Пробивка отверстий, устройство проемов в несущих и ограждающих конструкциях, установка, подвеска и крепление к строительным конструкциям технологического оборудования, транспортных средств, трубопроводов и устройств для подъема грузов при монтаже, демонтаже и ремонте оборудования, вырезка связей каркаса, а также хранение резервного оборудования и других изделий и материалов в неустановленных местах возможны только при письменном согласовании с проектной организацией и лицом, ответственным за эксплуатацию здания (сооружения). Для каждого участка перекрытий на основе проектных данных определяются предельно допустимые нагрузки и указываются на табличках, устанавливаемых на видных местах. При изменении (снижении) несущей способности перекрытий в процессе эксплуатации, выявленном обследованием и подтвержденном поверочными расчетами, допустимые нагрузки на перекрытиях корректируются с учетом технического состояния и подтверждающих расчетов. 3.3.25. Кровли зданий и сооружений должны очищаться от мусора, золовых отложений и строительных материалов, система сброса ливневых вод должна очищаться, ее работоспособность проверяется. В сезон снегопадов периодически проверяется толщина снежного покрова на крышах, а также наличие наледей и источников их появления; в целях предотвращения возникновения аварийных перегрузок покрытий организуется систематическое удаление снега и наледей с крыш зданий и сооружений. 3.3.26. Окраска помещений и оборудования котельных выполняется в соответствии с требованиями промышленной эстетики. Изоляция трубопроводов, не имеющих защитного покрытия, окрашивается в соответствии с требованиями нормативных документов. При наличии защитного покрытия на его поверхность наносятся маркировочные кольца и надписи. 3.3.27. В организации должна быть обеспечена молниезащита зданий и сооружений котельных. Трубопроводы жидкого и газообразного топлива должны быть заземлены. 3.3.28. Смонтированные устройства молниезащиты подвергаются плановым осмотрам, а наиболее ответственные элементы молниезащиты (молниеприемники, токоотводы, соединения, заземлители) - периодическому контролю. Осмотры устройств молниезащиты, а также производство предупредительного ремонта на основании выводов этих осмотров производятся ежегодно перед началом грозового периода. 3.3.29. Капитальный и текущий ремонты зданий и сооружений котельной выполняют по ежегодным календарным планам, утверждаемым руководителем организации. Организация ремонта и его периодичность осуществляется в соответствии с графиком планово-предупредительного ремонта и настоящими Правилами. 4. Топливное хозяйство. Твердое, жидкое и газообразное топливо 4.1. Общие положения 4.1.1. Эксплуатация оборудования топливного хозяйства должна обеспечивать своевременную, бесперебойную подготовку и подачу топлива в котельную. Должен обеспечиваться запас основного и резервного топлива в соответствии с нормативами. 4.1.2. При поступлении в организацию, расходовании на производство и хранении на складах и в резервуарах организовывается учет всего топлива по количеству и качеству, при котором обеспечивается: - взвешивание всего твердого топлива, поставляемого по железной дороге и автомобильным транспортом, или обмер либо определение его количества по осадке судов при поступлении водным транспортом; - взвешивание всего поставляемого жидкого топлива или его обмер; - определение количества всего сжигаемого газообразного топлива по приборам; - инвентаризация твердого и жидкого топлива; - периодический контроль качества топлива; - обмер древесного топлива; - предъявление претензий поставщикам при обнаружении недостачи или ненадлежащего качества топлива. 4.1.3. Качество всех видов поставляемого для котельных топлива должно соответствовать государственным стандартам и техническим условиям на поставку. В документах на поставку топлива указываются: - для твердого топлива - марка, низшая теплота сгорания, группа по зольности, предельное значение зольности и влажности, содержание летучих, класс по крупности, отсутствие в топливе посторонних включений, кроме того, для кузнецких углей - группа окисленности, а для торфа - минимальное значение влажности; - для жидкого топлива - марка, низшая теплота сгорания, температура вспышки и предельное содержание серы, допустимое содержание влаги; - для газообразного топлива - низшая теплота сгорания, плотность газа и предельное содержание влаги, конденсата, механических примесей и серы. 4.1.4. Для контроля количества поступившего на склад и израсходованного котельной топлива не реже 1 раза в квартал проводится его инвентаризация. 4.1.5. Для предупреждения снижения качества твердого топлива при его длительном хранении необходимо систематически менять его запасы за счет сжигания и закладки свежего топлива. 4.2. Хранение и подготовка топлива Твердое топливо 4.2.1. Размеры территории складов твердого топлива устанавливаются достаточными для обеспечения раздельного хранения топлива в штабелях. 4.2.2. Склады твердого топлива оснащаются оборудованием для разгрузки топлива, укладки его в штабеля, погрузки, взвешивания, обеспечения условий хранения топлива (послойные уплотнения, контрольные измерения температуры в штабелях и т.д.), выполнения работ по отбору и разделке проб для химического анализа, а также по определению содержания в топливе породы и мелочи. 4.2.3. Выгрузка топлива из вагонов, укладка его в штабеля (для самовозгорающихся углей - послойное уплотнение) и подача топлива в котельные производится механизированным способом. 4.2.4. Механизмы и оборудование топливных складов необходимо содержать в рабочем состоянии, обеспечивающем их номинальную производительность. 4.2.5. Работа грузоподъемных кранов, бульдозеров и других машин и механизмов топливных складов при наличии трещин в ответственных местах металлоконструкций, при неисправных тормозах, противоугонных устройствах, концевых выключателях и ограничителях перекосов не допускается. 4.2.6. Резервные механизмы и оборудование (конвейеры, дробилки и др.) должны работать поочередно. 4.2.7. Устройства для подготовки и транспортирования твердого топлива должны обеспечивать подачу в котельную дробленого и очищенного от посторонних предметов топлива.
Краткое описание водогрейного котла КВГМ-180-150 приведено в приложении 1. при эксплуатации оборудования электростанций и тепловых сетей ".. (летний период) до выполнения консервации котла и теплообменников.
Консервацию котлов и турбоустановок проводят для предотвращения и утверждается инструкция по консервации оборудования с указаниями по тепломеханического оборудования электростанций и тепловых сетей.
Способ консервации энергетических котлов воздухом относится к способам. Установка подключается к сети переменного тока напряжением 380/220 В, частота 50 Гц. Аэродинамический и тепловой расчеты схемы консервации (параметры. растопить котел согласно инструкции по эксплуатации;.
Правила технической эксплуатации тепловых энергоустановок\r (утв. приказом Минэнерго РФ от 24 марта 2003 г. N 115)
![](https://stat002.fosite.ru/counters/4277084.gif?ui=4277084&ci=74&dn=files-skachat52.fosite.ru&un=files-skachat52.fosite.ru&lg=ru&visitorid=-1&stid=3&stdb=1&color1=D9CC7E&color2=6F4B1E&color3=000E52&color4=C29256&color5=FFFFFF&turn_on=on&img=0&"+mlp_r+"&)