6 июля 1998 года Вводится в действие
Скачать 2.22 Mb.
|
выявления участков тепловых сетей, находящихся в зоне опасного влияния блуждающих токов, с определением основных источников блуждающих токов; определения характера влияния установок ЭХЗ смежных подземных сооружений на тепловые сети, а также возможности совместной защиты трубопроводов тепловых сетей со смежными сооружениями; проведения проверки эффективности мероприятий по снижению утечки тока с рельсовых путей электрифицированного транспорта, работающего на постоянном токе. -------------------------------- <1> Выявление участков затопления и заиливания непроходных каналов, оценка интенсивности коррозионных разрушений на поверхности трубопроводов может осуществляться различными методами, в том числе путем вскрытия грунта и строительных конструкций. 6.6.2.2. Электрические измерения на стальных трубопроводах тепловых сетей, находящихся в эксплуатации, должны производиться ПЗК ОЭТС. К этим работам могут привлекаться также специализированные организации. 6.6.2.3. Электрические измерения на трассах вновь сооружаемых и реконструируемых тепловых сетей должны производиться, как правило, организациями, разрабатывающими проект наладки или реконструкции тепловых сетей, или специализированными организациями, разрабатывающими технические решения по защите тепловых сетей от наружной коррозии. 6.6.2.4. Измерения удельного электрического сопротивления грунтов (УЭС) производятся по мере необходимости для выявления участков трассы тепловых сетей бесканальной прокладки в грунтах с высокой коррозионной агрессивностью, а также для выбора типа, конструкции и расчета анодного заземлителя при необходимости электрохимической (катодной) защиты трубопроводов тепловых сетей. 6.6.2.5. Коррозионная агрессивность грунтов по их УЭС может определяться в полевых и лабораторных условиях. 6.6.2.6. Коррозионные измерения для определения опасного действия блуждающих токов на стальные трубопроводы подземных тепловых сетей должны проводиться в зонах влияния блуждающих токов один раз в 6 мес., а также после каждого значительного изменения режима работы систем электроснабжения электрифицированного транспорта (изменения графика работы электротранспорта, изменения расположения тяговых подстанций, отсасывающих пунктов и т.п.), условий, связанных с развитием сети подземных сооружений и источников блуждающих токов, введения средств ЭХЗ на смежных подземных сооружениях. В остальных случаях измерения должны производиться один раз в два года. 6.6.2.7. Методики коррозионных измерений и обработки результатов приведены в [5]. 6.6.2.8. Организации, выполняющие проектные, строительно-монтажные, пусконаладочные и эксплуатационные работы по защите тепловых сетей от наружной коррозии и связанные с ними испытания и электрические измерения, должны иметь соответствующие лицензии. 6.6.3. Эксплуатация средств электрохимической защиты трубопроводов тепловых сетей 6.6.3.1. Установки ЭХЗ должны находиться на профилактическом обслуживании, включающем их периодический технический осмотр, проверку эффективности работы установок, планово-предупредительный ремонт. Основным назначением работ по профилактическому обслуживанию установок ЭХЗ является содержание установок в состоянии полной работоспособности, предупреждение их преждевременного износа и нарушений в работе. 6.6.3.2. Профилактическое обслуживание установок ЭХЗ должно производиться в соответствии с графиком технических осмотров и планово-предупредительных ремонтов, утвержденным главным инженером ОЭТС. График должен содержать перечень видов и объемов технических осмотров и ремонтных работ, сроки их проведения, указания по организации учета и отчетности о выполненных работах. 6.6.3.3. Технический осмотр установок ЭХЗ должен включать: осмотр всех элементов установок ЭХЗ с целью выявления внешних дефектов, проверки отсутствия механических повреждений отдельных элементов, подгаров и следов перегрева, отсутствия раскопок на трассе дренажных кабелей и анодных заземлителей; проверку исправности предохранителей; очистку корпусов дренажного и катодного преобразователей и блока совместной защиты снаружи и внутри; измерение силы тока и напряжения на выходе преобразователя; измерение потенциала трубопровода в точке подключения установок; запись в журнале установки о результатах выполненной работы. 6.6.3.4. Проверка эффективности действия устройств ЭХЗ должна включать все работы по техническому осмотру и измерению потенциалов в постоянно закрепленных контрольно-измерительных пунктах. 6.6.3.5. Технические осмотры и планово-предупредительные ремонты должны производиться в следующие сроки: технический осмотр для катодных установок - два раза в месяц, для дренажных установок - четыре раза в месяц; технический осмотр с проверкой эффективности - один раз в 6 мес.; текущий ремонт - один раз в год; капитальный ремонт - в зависимости от условий эксплуатации (рекомендуемая периодичность - один раз в пять лет). 6.6.3.6. Все неисправности в работе установки ЭХЗ должны быть устранены в течение 24 ч после их обнаружения. 6.6.3.7. Эффективность действия дренажных и катодных установок должна проверяться два раза в год, а также при каждом изменении режима работы установок ЭХЗ и при изменениях, связанных с развитием сети подземных сооружений и источников блуждающих токов. При обнаружении недостаточной эффективности действия защиты (сокращение зоны действия) или превышения значений потенциалов, установленных проектом защиты, должно быть произведено регулирование режима работы защиты. 6.6.3.8. Сопротивление растеканию тока с анодного заземлителя катодной станции следует измерять во всех случаях, когда режим работы катодной станции резко меняется, но не реже одного раза в год. 6.6.3.9. Подразделение по защите тепловых сетей от коррозии ОЭТС должно ежегодно составлять отчет о нарушениях в работе защитных установок. 6.6.3.10. Суммарная продолжительность перерывов в работе установок ЭХЗ на тепловых сетях не должна превышать 7 сут. в течение года. 6.6.3.11. Эксплуатация электроизолирующих фланцевых соединений (ЭФС) должна заключаться в периодических технических осмотрах ЭФС и проверке их эффективности, которые должны проводиться не реже одного раза в год. 6.6.3.12. Коррозионные измерения, проводимые при проверке эффективности действия защитных установок и при их профилактическом техническом обслуживании, должны выполняться согласно указаниям [5]. 6.7. Меры предупреждения и контроля интенсивности внутренней коррозии трубопроводов 6.7.1. Для предупреждения внутренней коррозии трубопроводов оборудования СЦТ подпитка тепловых сетей должна производиться деаэрированной водой. Качество воды для подпитки тепловой сети должно удовлетворять требованиям [1], содержание растворенного кислорода не более 50 мкг/куб. дм, содержание свободной угольной кислоты - 0. В сетевой воде содержание растворенного кислорода, согласно [1], не должно превышать 20 мкг/куб. дм, содержание свободной угольной кислоты - 0. В начале отопительного сезона и в послеремонтный период допускается повышение норм по содержанию кислорода до 30 мкг/куб. дм в течение 4 недель для закрытых систем теплоснабжения и 2 недель для открытых. Избыточное давление в тепловой сети и во всех присоединенных системах теплопотребления в любой точке должно быть не ниже 0,05 МПа (0,5 кгс/кв. см) как во время циркуляции теплоносителя, так и при временном ее прекращении. На водяных тепловых сетях и конденсатопроводах должен быть организован систематический контроль за содержанием растворенного кислорода путем анализов сетевой воды и конденсата в наиболее характерных точках (на выводах с ТЭЦ, концевых участках, в двух - трех промежуточных узлах магистрали). Содержание растворенного кислорода в сетевой воде должно проверяться ежесменно путем отбора проб воды из подающего и обратного трубопроводов каждой магистрали или с помощью регистрирующих автоматических кислородомеров. 6.7.2. Состояние внутренней поверхности трубопроводов следует проверять в периоды текущего и капитального ремонтов путем осмотра вырезаемых для замены труб и труб у снимаемой для осмотра или ремонта арматуры. 6.7.3. Для контроля за внутренней коррозией водяных тепловых сетей и конденсатопроводов должен применяться метод оценки интенсивности процесса внутренней коррозии с помощью индикаторов коррозии (см. Приложение 19), при котором на подающем и обратном трубопроводах водяных тепловых сетей и конденсатопроводах в характерных точках (см. п. 6.7.1) должны устанавливаться индикаторы коррозии. 6.7.4. Установка индикаторов коррозии должна предусматриваться в годовом плане ремонтных работ и проводиться по окончании ремонта перед заполнением трубопроводов сетевой водой. Точки установки индикаторов коррозии на трубопроводах тепловой сети намечаются начальником эксплуатационного района ОЭТС совместно с подразделением, ответственным за водно-химический режим в ОЭТС. Список точек установки индикаторов коррозии утверждается главным инженером ОЭТС. 6.8. Эксплуатационные испытания тепловых сетей 6.8.1. В соответствии с требованиями [1] все тепловые сети, находящиеся в эксплуатации, должны подвергаться следующим испытаниям: гидравлическим испытаниям с целью проверки прочности и плотности трубопроводов, их элементов и арматуры; испытаниям на максимальную температуру теплоносителя (температурным испытаниям) для выявления дефектов трубопроводов и оборудования тепловой сети, контроля за их состоянием, проверки компенсирующей способности тепловой сети; испытаниям на тепловые потери для определения фактических тепловых потерь теплопроводами в зависимости от типа строительно-изоляционных конструкций, срока службы, состояния и условий эксплуатации; испытаниям на гидравлические потери для получения гидравлических характеристик трубопроводов; испытаниям на потенциалы блуждающих токов (электрическим измерениям для определения коррозионной агрессивности грунтов и опасного действия блуждающих токов на трубопроводы подземных тепловых сетей). 6.8.2. Все виды испытаний должны проводиться раздельно. Совмещение во времени двух видов испытаний не допускается. Испытания, указанные в п. 6.8.1, должны выполняться в соответствии с [2], [30] <*>, [31], [32], [5]. -------------------------------- <*> Согласно указаниям п. 4.12.26 ПТЭ [1] испытания по [30] должны проводиться на максимальную температуру теплоносителя, а не на расчетную. За максимальную температуру следует принимать максимально достижимую температуру сетевой воды, исходя из реальной мощности источника тепловой энергии и подключенной тепловой нагрузки. 6.8.3. Для проведения каждого испытания в ОЭТС организуется специальная бригада во главе с руководителем испытаний, который назначается главным инженером. Бригада комплектуется из работников СИНИ и персонала эксплуатационного района ОЭТС. К проведению испытаний тепловых сетей на тепловые и гидравлические потери и на наличие потенциалов блуждающих токов по усмотрению руководства ОЭТС могут привлекаться специализированные организации. Сторонние организации, проводящие эти испытания, должны иметь соответствующие лицензии. 6.8.4. Руководитель испытаний должен заблаговременно определить необходимые мероприятия на тепловой сети и источнике тепловой энергии, которые должны быть выполнены в процессе подготовки сети к испытаниям. В число этих мероприятий входят: врезка штуцеров для манометров и гильз для термометров; врезка циркуляционных перемычек и обводных линий; выбор средств измерений (манометров, термометров, расходомеров и т.п.) для каждой точки измерений в соответствии с ожидаемыми пределами измеряемых параметров при каждом режиме испытаний с учетом рельефа местности и др. Для своевременной подготовки сети к испытаниям перечень подготовительных мероприятий передается начальнику эксплуатационного района ОЭТС и главному инженеру источника тепловой энергии не позднее чем за 10 дн. до начала испытаний. 6.8.5. На каждый вид испытаний должна быть составлена рабочая программа, которая утверждается главным инженером ОЭТС и согласовывается с главным инженером источника тепловой энергии. За два дня до начала испытаний утвержденная программа передается диспетчеру ОЭТС и дежурному инженеру источника тепловой энергии для подготовки оборудования и установления требуемого режима работы сети. 6.8.6. Рабочая программа испытания должна содержать следующие данные: задачи и основные положения методики проведения испытания; перечень подготовительных, организационных и технологических мероприятий; последовательность отдельных этапов и операций во время испытания; режимы работы оборудования источника тепловой энергии и тепловой сети (расход и параметры теплоносителя во время каждого этапа испытания); схемы работы насосно-подогревательной установки источника тепловой энергии при каждом режиме испытания; схемы включения и переключений в тепловой сети; сроки проведения каждого отдельного этапа или режима испытания; точки наблюдения, объект наблюдения, количество наблюдателей в каждой точке; оперативные средства связи и транспорта; меры по обеспечению техники безопасности во время испытания; список ответственных лиц за выполнение отдельных мероприятий. 6.8.7. Руководитель испытания перед началом испытания должен: проверить выполнение всех подготовительных мероприятий; организовать проверку технического и метрологического состояния средств измерений согласно нормативно-технической документации; проверить отключение предусмотренных программой ответвлений и тепловых пунктов; провести инструктаж всех членов бригады и сменного персонала по их обязанностям во время каждого отдельного этапа испытания, а также мерам по обеспечению безопасности непосредственных участников испытания и окружающих лиц. 6.8.8. Гидравлическое испытание на прочность и плотность вновь построенных тепловых сетей проводится до ввода их в эксплуатацию в соответствии с [2] и требованиями п. п. 4.2.1 - 4.2.13 настоящей Типовой инструкции. 6.8.9. Гидравлическое испытание на прочность и плотность тепловых сетей, находящихся в эксплуатации, должно быть проведено после капитального ремонта до начала отопительного периода. Испытание проводится по отдельным отходящим от источника тепловой энергии магистралям при отключенных водоподогревательных установках источника тепловой энергии, отключенных системах теплопотребления, при открытых воздушниках на тепловых пунктах потребителей. Магистрали испытываются целиком или по частям в зависимости от наличия оперативных средств связи между диспетчером ОЭТС, дежурным инженером источника тепловой энергии и бригадой, проводящей испытание, численности персонала, обеспеченности транспортом. 6.8.10. Каждый участок тепловой сети должен быть испытан пробным давлением, минимальное значение которого должно составлять 1,25 рабочего давления. Значение рабочего давления устанавливается техническим руководителем ОЭТС в соответствии с требованиями п. 1.1.4 [2]. Максимальное значение пробного давления устанавливается в соответствии с п. 4.12.4 [2] и с учетом максимальных нагрузок, которые могут принять на себя неподвижные опоры. В каждом конкретном случае значение пробного давления устанавливается техническим руководителем ОЭТС в допустимых пределах, указанных выше. Одновременное проведение гидравлических испытаний тепловых сетей на прочность и плотность и испытаний на максимальную температуру теплоносителя запрещается. 6.8.11. При гидравлическом испытании на прочность и плотность давление в самых высоких точках тепловой сети доводится до значения пробного давления за счет давления, развиваемого сетевым насосом источника тепловой энергии или специальным насосом из опрессовочного пункта. |
Похожие:
 | ... | | С 1 июля 2016 года вступает в действие норма федерального законодательства, предусматривающая обязательную фиксацию факта продажи... |
| См. Федеральный закон от 31 июля 1998 г. N 147-фз "О введении в действие части первой Налогового кодекса Российской Федерации" |  | Статья Законодательство Российской Федерации о налогах и сборах, законодательство субъектов Российской Федерации о налогах и сборах,... |
| Отношения депозитария с депонентами, их уполномоченными представителями, другими депозитариями, регистраторами. 12 | | Данный приказ вводится в действие с 16 июня 2014 года |
| Настоящая Инструкция вводится в действие с 1 июля 1986 г взамен "Инструкции по приемке, хранению, отпуску, транспортировке и учету... | | Статьи 51 вводится в действие с 1 января 2012 года (статья 3 Федерального закона от 29. 12. 2004 n 191-фз (ред от 27. 12. 2009)) |
| Сноска. В статью 1 внесены изменения Законом рк от 10 января 2006 года n 116 (порядок введения в действие см ст. 2 Закона n 116) | | Сноска. В статью 1 внесены изменения Законом рк от 10 января 2006 года n 116 (порядок введения в действие см ст. 2 Закона n 116) |