Требования к эксплуатации котлов Приказ Ростехнадзора от 25.03.2014 N 116 (ред. от 12.12.2017) Об утверждении Федеральных норм и правил в области промышленной безопасности Правила промышленной безопасности опасных производственных объектов, на которых используется оборудование, работающее под избыточным давлением (Зарегистрировано в Минюсте России 19.05.2014 N 32326)

Требования к эксплуатации котлов Приказ Ростехнадзора от 25.03.2014 N 116 (ред. от 12.12.2017) Об утверждении Федеральных норм и правил в области промышленной безопасности Правила промышленной безопасности опасных производственных объектов, на которых используется оборудование, работающее под избыточным давлением (Зарегистрировано в Минюсте России 19.05.2014 N 32326) Анемометр

Материалы,
применяемые для изготовления котлов, пароперегревателей, экономайзеров,
работающих под давлением

Таблица1

Листовая сталь

Марка стали

НД

Предельные
параметры

Обязательные
механические испытания1,2

Контроль1

на
лист

на
сталь

S , мм

р , МПа (кгс /см2 )

t , °С

s в

s т

d

y

КС

КСА

на
изгиб

макроструктуры

Дефектоскопия4

Ст3пс3

ГОСТ 146375

ГОСТ 380 3

12

1,6 (16)

200

Ст4пс3

Ст4сп3

Ст3Гпс3

Ст3пс4

Ст3сп3

Ст3Гпс4

20

ГОСТ 1577

ГОСТ
1050

12

1,6 (16)

300

15К, 16К,

18К, 20К

ГОСТ 5520

ГОСТ
5520

Не ограничено

450

22К

ГОСТ
5520

ГОСТ
5520

Не ограничено

350

ТУ 108.1025

ТУ 108.1025

ТУ 24-3-15-870

ТУ 24-3-15-870

ТУ 14-2-538

ТУ 14-2-538

15ГС

ТУ 108.1268

ТУ 108.1268

То же

450

17ГС, 17Г1С

ГOCT 19281

ГОСТ 5520

ГOCT 19281

»

350

14ХГС

ГОСТ
19281

ГОСТ
19281

25

Не ограничено

350

16ГС, 09Г2С,

10Г2С1

ГОСТ
19281

ГОСТ
5520

ГОСТ
19281

Не ограничено

450

16ГНМА,

14ГНМА

ОСТ 108.030.118

ТУ 108-11-617

ОСТ 108.030.118

ТУ 108-11-617

То же

360

12МХ

ТУ 14-1-642

ГОСТ 20072

»

530

12ХМ

ГОСТ
5520

ГОСТ
5520

»

540

10Х2М

ГОСТ
5520

ГОСТ
5520

»

570

12Х1МФ

ГОСТ
5520

ТУ 14-1-1584

ГОСТ
5520

ГОСТ 20072

»

570

15Х1М1Ф

ТУ 24-3-15-163

ТУ 108-11-348

ТУ 24-3-15-163

ТУ 108-11-348

»

575

08Х18Н10Т,

12X18Н9Т,

12Х18Н10Т

ГОСТ
7350

ГОСТ
5632

Не ограничено

600

10Х9МФБ

(ДИ 82Ш)

ТУ 14-1-3946

ТУ 14-1-3946

То же

600

ТУ 0900-006-057644-17

»

600

1 Нормируемые показатели и объем
контроля листов должны соответствовать указанным в НД. Категория качества и
дополнительные виды испытаний, предусмотренные в НД, выбираются
конструкторской организацией. Требования, предусмотренные таблицей
(отмеченные знаком ), но отсутствующие в действующих НД, должны быть
включены в НД при их пересмотре, после чего эти требования становятся
обязательными.

2 Контроль
механических свойств при испытаниях на растяжение производится в соответствии
с пп. 4.2.3 и 4.2.8 и при испытаниях на ударную вязкость – в соответствии с
пп. 4.2.4 – 4.2.7 .

3 Углеродистые
стали обыкновенного качества ( ГОСТ 380 ) не допускается
использовать для деталей, обогреваемых радиационным излучением топки или
горячими газами с температурой выше 600 °С.

4 УЗК
подвергаются листы толщиной более 20 мм, предназначенные для деталей котла
при рабочем давлении более 6,4 МПа (64 кгс/см2), а также листы
толщиной более 60 мм.

5 Для плоских
фланцев при рабочем давлении до 2,5 МПа (25 кгс/м2) и температуре
до 300 °С допускается применение листа из стали Ст3сп3, 4 и 5-й категорий и
при давлении до 1,6 МПа (16 кгс /см2 ) и температуре до 200 °С – листа из стали Ст2сп, Ст3сп,
Ст3пс, Ст2пс, Ст3кп, Ст2кп 2-й и 3-й категорий.

Таблица2

Бесшовные трубы

2 .1. Трубыдляповерхностинагревакотла

Марка стали

НД

Предельные
параметры

Обязательные механические2 испытания1,3

Контроль1

на трубы

на сталь

t , °С6

р , МПа (кгс /см2 )

s в

s т

d

технологические3

дефектоскопия4

микроструктуры

10, 20

ГОСТ 8731 (группа В) ГОСТ 8733 (группа В) ТУ 14-3-858

ГОСТ 1050

ОСТ 14-21

400

5 (50)

10, 20

ТУ 14-3-190

ОСТ 14-21

ТУ14-1-1545

ТУ 14-1-2560

ТУ14-1-1787

ТУ14-1-2228

ТУ 14-1-4992

ТУ14-1-4944

ТУ 108-17-1030

450

6,4 (64)

20

ТУ 14-3-460

ТУ 14-1-1529

ТУ 14-1-2560

ТУ 14-1-5319

500

Не ограничено

20ПВ

ТУ 14-3-1881

ТУ 14-1-5185

500

Не ограничено

12МХ

ТУ 14-3-610

ТУ 14-1-1263

530

То же

15ГС

ТУ 14-3-460

ТУ 108-874-95

ТУ 14-1-1529

ТУ 14-1-2560

45

»

15ХМ

ТУ 14-3-460

ТУ 14-1-1529

ТУ 14-1-2560

550

»

12Х1МФ

ТУ 14-3-460

ТУ 14-1-1529

ТУ 14-1-2560

ТУ 14-1-5319

5855

»

12Х1МФ-ПВ

ТУ 14-3-1952

ТУ 14-1-5271

5855

»

12Х2МФСР

ТУ 14-3-460

ТУ 14-1-1529

5855

»

12Х11В2МФ

ТУ 14-3-460

ТУ 14-1-1529

620

»

12Х18Н12Т11

ТУ 14-3-460

ТУ 14-3-796

ТУ 14-1-1529

640

»

ДИ 59

10Х13П2

БС2Н2Д2

ТУ 14-3-917

ТУ 14-1-2870

650

»

10Х9МФБ

(ДИ 82Ш)

ТУ 14-3-1412

ТУ 14-134-319

620

»

Плавниковые трубы7

20

ТУ 14-3-34111

ТУ 14-1-1529

500

Не ограничено

12Х1МФ

ТУ 14-3-34111

ТУ 14-1-1529

585

То же

2 .2. Трубыдляколлекторовитрубопроводов

Марка
стали

НД

Предельные
параметры

Обязательные
механические2 испытания1,3

Контроль1

на трубы

на сталь

t , °С6

р , МПа (кгс /см2 )

s в

s т

d

y

КС

макроструктуры

технологические3

дефектоскопия

микроструктуры

10, 20

ГОСТ
8731 10 (группа В)

ГОСТ
8733 10 (группа В)

ГОСТ
1050

300

1,6 (16)

10, 20

ТУ 14-3-190

ОСТ 14-21

ТУ 14-1-1545

ТУ 14-1-2560

ТУ 14-1-1787

ТУ 14-1-2228

ТУ 14-1-4992

ТУ 14-1-4944

ТУ 108-17-1030

425

6,4 (64)

20

ТУ 14-3-460

ТУ 14-1-1529

ТУ 14-1-2560

ТУ 14-1-5319

450

Не ограничено

20ПВ

ТУ 14-3-1881

ТУ 14-1-5185

450

То же

20

ГОСТ
550 (группа А)

ГОСТ
1050

425

5 (50)

15ГС

ТУ 14-3-460

ТУ 14-3-420

ТУ 14-1-1529

ТУ 14-1-2560

ТУ 14-1-1787

450

Не ограничено

16ГС

ТУ 108.1267

ТУ 3-923

ОСТ 108.030.113

ТУ 3-923

450

Не ограничено

12МХ

ТУ 14-3-610

ТУ 14-1-1263

520

То же

15ХМ

ТУ 14-3-460

ТУ 14-1-1529

ТУ 14-1-2560

550

»

12Х1МФ

ТУ 14-3-460

ТУ 14-1-1529

ТУ 14-1-2560

ТУ 14-1-5319

570

»

12Х1МФ-ПВ

ТУ 14-3-1952

ТУ 14-1-5271

570

»

15Х1М1Ф

ТУ 14-3-460

ТУ 14-3-420

ТУ 3-923

ТУ 108-874-95

ТУ 14-1-1529

ТУ 14-1-2560

ТУ 14-1-1787

ТУ 3-923

575

»

10Х9МФБ

(ДИ 82Ш)

ТУ 14-3-1892

ТУ 14-134-319

600

»

1 Нормируемые
показатели и объем контроля труб должны соответствовать указанным в НД.
Дополнительные виды испытаний, предусмотренные НД, выбираются конструкторской
организацией. Требования, предусмотренные таблицей (отмеченные знаком ), но
отсутствующие в действующих НД должны быть включены в НД при их пересмотре, после чего эти
требования становятся обязательными.

2
Контроль механических свойств при испытаниях на растяжение производится в
соответствии с пп. 4.2.5 и 4.2.3 и при испытаниях на ударную
вязкость – в соответствии с пп. 4.2.4
– 4.2.7.

3 Технологические испытания следует проводить при диаметре
труб: до 60 мм – на загиб вокруг оправки или на раздачу; свыше 60 мм до 108
мм – на раздачу или на сплющивание; свыше 108 мм до 273 мм – на сплющивание
или на загиб полосы; более 273 мм и при толщине стенки до 25 мм – на загиб
полосы. Для труб, используемых в вальцовочных соединениях, испытания на
раздачу обязательны.

4 При давлении более 6,4 МПа (64 кгс /см2 ) радиографическому, УЗК или другому равноценному контролю
должны подвергаться все трубы поверхности нагрева (кроме плавниковых труб) и
коллекторов, а также необогреваемые трубы котлов.

5 Для необогреваемых участков труб, соединяющих змеевики
из аустенитной стали с коллекторами из перлитной стали, допускается
применение труб из хромомолибденованадиевых сталей (12Х1МФ и 12Х2МФСР) при
температуре до 600 °С.

6 Для необогреваемых участков труб поверхностей нагрева
(кроме труб из аустенитной стали) допускается увеличение температуры на 20
°С, но не более чем до 500 °С – для углеродистых, 470 °С – для
кремнемарганцовистых, 570 °С – для хромомолибденовых, 600 °С – для
хромомолибденованадиевых, 630 °С – для высокохромистых сталей.

7 Предельные параметры, а также требования к материалам
проставок между трубами газоплотных конструкций устанавливаются
соответствующей НТД согласованной с Госгортехнадзором Россиию.

8 Трубы наружным (или внутренним) диаметром менее 20 мм из
стали марок 12Х18Н12Т и 12Х18Н10Т по ГОСТ
9941, ГОСТ
14162 и по ТУ 14-3-796 допускаются к использованию для трубопроводов
отбора проб пара и воды.

9 Для экспериментальных установок допускается применение
труб из стали марки 12Х18Н10Т ( ГОСТ
9941) и ГОСТ
14162 для температур до 630 °С при условии изготовления их в соответствии
с техническими требованиями ТУ 14-3-460 к стали марки 12Х18Н12Т.

10 Допускается применение труб по ГОСТ
8731 и ГОСТ
8733, изготовленных из слитка методом пилигриммовой прокатки, при условии
проведения сплошного ультразвукового контроля у изготовителя.

11 Для высокосернистых мазутов и углей изготовление
выходных секций перегревателей из стали марки 12Х18Н12Т допускается при
температуре до 610 °С.

12 Результаты контроля макроструктуры труб принимаются по
сертификатным данным на трубную заготовку.

Таблица3

Сварные трубы

Марка стали

НД

Предельные параметры

Обязательные
испытания1

Технологические
испытания1,3

Дефектоскопия
сварного шва1,4

механические испытания2,5

основной металл2

сварной шов

на
трубы

На
сталь

t , °С

р , МПа (кгс /см2 )

s в

s т

d

КС

d в

КС

3.1. Трубы поверхностей нагрева для котлов производительностью
до 1 т/ч

Ст2сп2, Ст2сп2, Ст3пс2

ГОСТ 10705 (группа В)

ГОСТ 380

300

1,6 (16)

08, 10, 20

ГОСТ 10705 (группа В)

ГОСТ 1050

300

2,5 (25)

3.2. Трубы для трубопроводов в пределах котла

3 .2.1.
Прямошовныетрубы

Ст3сп3, Ст3сп4

ГОСТ 10706 (группа В)

ГОСТ 380

115

1 (10)

Ст3сп3

ГОСТ 10705 (группа В)

ГОСТ 380

300

1,6 (16)

10, 20

ГОСТ 10705 (группа В)

ГОСТ 1050

300

1,6 (16)

20

ГОСТ 20295

ГОСТ 1050

350

2,5 (25)

44

17ГС, 17Г1С,

17Г1СУ

ТУ 14-3-620

ТУ 14-1-1921

ТУ 14-1-1950

300

1,6 (16)

17ГС, 17Г1С

17ГС, 17Г1С,

17Г1СУ

ГОСТ
20295

ТУ 14-3-1138

ГОСТ
19281

ТУ 14-1-1950

425

425

2,5 (25)

2,5 (25)

51

3.2.2. Трубысоспиральнымшвом

Ст3сп3

ТУ 14-3-954

ТУ 14-1-4636

300

2,5 (25)

20

ТУ 14-3-808

ТУ 14-1-2471

350

2,5 (25)

20

ГОСТ
20295

ГОСТ
1050

350

2,5 (25)

51

17ГС, 17Г1С,

17Г1С, 17Г1СУ

ГОСТ
20295

ТУ 14-3-954

ГОСТ
19281

350

2,5 (25)

51

44 Для труб диаметром 530 – 820
мм.

1 Нормируемые показатели и объем
контроля сварных труб должны соответствовать требованиям, указанным в НД.
Дополнительные виды испытаний, предусмотренные НД, выбираются конструкторской
организацией. Требования, предусмотренные таблицей (отмеченные знаком ), но
отсутствующие в действующих НД, должны быть включены в НД при их пересмотре,
после чего эти требования становятся обязательными.

2 Контроль механических свойств
производится при испытаниях на растяжение в соответствии с пп. 4.2.3 и 4.2.8 и при испытаниях на ударную вязкость
– в соответствии с пп. 4.2.4 – 4.2.7 .

3 Технологические испытания
следует проводить при диаметре сварных труб: до 60 мм – на загиб вокруг
оправки или на раздачу; свыше 60 мм до 108 мм – на раздачу или на
сплющивание; свыше 108 мм до 152 мм – на сплющивание; свыше 152 мм до 530 мм
– на сплющивание или на загиб полосы. Для сварных труб, используемых в
вальцовочных соединениях, испытания на раздачу обязательны.

4 Радиографическому контролю или
УЗК должны подвергаться сварные швы по всей длине.

5 Механические испытания на
растяжение и на ударную вязкость сварного соединения проводятся для труб
диаметром 425 мм и более.

Таблица4

Стальные поковки

Марка стали

НД

Пре дельные параметры

Обязательные испытания1 механические

Конт роль1

макроструктуры

дефектоскопия3

на поковки4

на сталь

t , ° С

р , МПа (кгс/см2)

s в

s т

d

y

КС

Н

Ст2сп3, Ст3сп3, Ст4сп3

ГОСТ
8479

(группа IV )

ГОСТ
380

200

1,6 (16)

15, 20, 25

ГОСТ
8479 (группа IV , V )5

ГОСТ
1050

450

6,4 (64)

20

ОСТ 108.030.113

ОСТ 108.030.113

450

Не ограничено

10Г2, 10Г2С

22К

ГОСТ
8479

ОСТ 108.030.113

ГОСТ
4543

ОСТ 108.030.113

450

350

То же

»

15ГС, 16ГС

ОСТ 108.030.113

ОСТ 108.030.113

450

»

116ГНМА

ОСТ 108.030.113

ОСТ 108.030.113

350

»

12МХ

ГОСТ
8479 (группа IV , V )

ГОСТ
20072

530

»

15ХМ

ГОСТ
8479 (группа IV , V )

ГОСТ
4543

550

»

12Х1МФ

ОСТ 108.030.113

ОСТ 108.030.113

570

Не ограничено

15Х1М1Ф

ОСТ 108.030.113

ОСТ 108.030.113

575

Не ограничено

10Х9МФБ

(ДИ 82Ш)

ТУ 0900-006-057644-17

600

То же

1 Нормируемые показатели и объем контроля должны
соответствовать указанным в НД. Категория, группа качества поковок и
дополнительные испытания, предусмотренные НД, выбираются конструкторской
организацией. Требования, предусмотренные таблицей (отмеченные знаком ), но
отсутствующие в действующих НД, должны быть включены в НД при их пересмотре,
после чего эти требования становятся обязательными.

2 Контроль механических свойств при испытаниях на
растяжение производится в соответствии с пп. 4.2.3 и 4.2.8 и при испытаниях на
ударную вязкость – в соответствии с пп. 4.2.4 – 4.2.7 .

3 Все поковки деталей паровых котлов, работающих при
давлении более 6,4 МПа (64 кгс /см2 ), имеющие один из габаритных размеров более 200 мм или
толщину более 50 мм, подлежат радиографическому контролю или УЗК.

4 Круглый прокат, применяемый согласно п. 4.5.2 Правил, допускается использовать по НД на прокат при
условиях, указанных в табл. 4 , т.е. изготовлять из тех же марок стали, на те же
параметры, при выполнении того же контроля механических свойств (на
растяжение и ударную вязкость) и сплошного радиографического контроля или
УЗК. При диаметре проката более 80 мм контроль механических свойств следует
проводить на образцах тангенциального направления.

5 Допускается применение поковок из стали 20, 25 и 12Х1МФ
по ГОСТ 8479 (группа II ) для D у 100 мм без
ограничения давления при температурах до 350 °С для сталей 20 и 25 и до 570
°С для 12Х1МФ.

Таблица5

Стальные отливки

Марка стали

НД

Предельные параметры

Обязательные испытания1

Дефектоскопия3

механические испытания2

на отливку

на сталь

t , ° С

р , МПа (кгс/см2)

s в

s т

d

y

КС

Н

15 Л, 20Л, 25Л,

30Л, 35Л

ГОСТ 977 (группа 2)

ГОСТ
977

300

5 (50)

20Л, 25Л, 30Л, 35Л

ГОСТ 977 (группа 3)

ГОСТ
977

350

Не ограничено

25Л

ОСТ 108.961.03

ОСТ 108.961.03

4254

То же

20ГСЛ

ОСТ 108.961.03

ОСТ 108.961.03

450

»

20ХМЛ

ОСТ 108.961.03

ОСТ 108.961.03

520

»

20ХМФЛ

ОСТ 108.961.03

ОСТ 108.961.03

540

»

15Х1М1ФЛ

ОСТ 108.961.03

ОСТ 108.961.03

570

»

12Х18Н9ТЛ

ГОСТ 977 (группа 3)

ГОСТ
977 (группа 3)

610

»

12Х18Н12

М3ТЛ

ГОСТ 977 (группа 3)

ГОСТ
977 (группа 3)

610

»

1 Нормируемые показатели и объем контроля должны
соответствовать указанным в НД. Группа качества и дополнительные виды
испытаний, предусмотренные НД, выбираются конструкторской организацией.
Требования, предусмотренные таблицей (отмеченные знаком ), но отсутствующие
в действующих НД, должны быть включены в НД при их пересмотре, после чего эти
требования становятся обязательными.

2 Контроль механических свойств при испытаниях на
растяжение производится в соответствии с пп. 4.2.3 и 4.2.8 и при испытаниях на
ударную вязкость – в соответствии с пп. 4.2.4 – 4.2.7 .

3 Отливки для паровых котлов и трубопроводов, работающих
при давлении более 6,4 МПа (64 кгс /см2 ), подлежат радиографическому контролю, УЗК или другому
равноценному контролю. Объем контроля устанавливается техническими условиями
на отливки. При этом обязательному контролю подлежат концы патрубков,
подвергающихся сварке.

4 Для отливок, изготовляемых по ОСТ 108.961.03 из стали
25Л с толщиной стенки во внефланцевой части до 55 мм, предельная температура
их применения устанавливается до 450 °С.

Таблица6

Крепеж

Марка стали

нд

Предельные
параметры рабочей среды

Обязательные
испытания1 механические испытания (шпилек и болтов)4

Макроструктура1

шпильки3
и болты2

гайки4

s в

s т

d

y

КС

Н

на крепеж

на
сталь

t , ° С

р , МПа (кгс/см2)

t , ° С

р , МПа (кгс/см2)

1

2

3

4

5

6

7

8

9

10

11

12

13

14

Ст5сп2, Ст3сп3, Ст4сп3

ГОСТ 20700

ГОСТ 380 5

200

2,5 (25)

350

2,5 (25)

Ст3спб, Ст3спб

ГОСТ 20700

ГОСТ 380 5

350

1,6 (16)

350

2,5 (25)

Ст3сп3, Ст3пс37

Ст3кп37

ГОСТ
1759.0 7

ГОСТ 380 5

350

2,5 (25)

10, 10кп

ГОСТ 20700

ГОСТ 1050

350

2,5 (25)

20

ГОСТ 20700

ГОСТ
1759.0 7

ГОСТ 1050

ГОСТ 10702

400

2,5 (25)

400

10 (100)

25

ГОСТ 20700

ГОСТ 1050

ГОСТ 10702

400

2,5 (25)

400

10 (100)

30, 35, 40

ГОСТ 20700

ГОСТ
1759.0 7

ГОСТ 1050

ГОСТ 10702

425

10 (100)

425

20 (200)

45

ГОСТ 20700

ГОСТ 1050

ГОСТ 10702

425

10 (100)

425

20 (200)

09Г2С

ГОСТ 26-2043

ГОСТ 19281

425

10 (100)

35Х, 40Х

ГОСТ 20700

ГОСТ 4543

ГОСТ 10702

425

20 (200)

450

20 (200)

30ХМА, 35ХМ

ГОСТ 20700

ГОСТ 4543

ГОСТ 10702

450

Не ограничено

510

Не ограничено

38ХНЗМФА

ГОСТ 23304

ГОСТ 4543

350

То же

350

То же

5Х1МФ (ЭИ10)

ГОСТ 20700

ГОСТ 20072

510

»

540

»

20Х1М1Ф1Т

Р (ЭП182)

ГОСТ 20700

ГОСТ 20072

580

»

580

»

20Х1М1Ф1Б

Р (ЭП44)

ГОСТ 20700

ГОСТ 20072

580

»

580

»

20Х13

ГОСТ 20700

ГОСТ 18968

450

»

510

»

13Х11Н2В2

МФ (ЭИ961)

ГОСТ 20700

ГОСТ 5949

510

»

540

»

20Х12ВНМ

Ф (ЭП428)

ГОСТ 20700

ГОСТ 18968

560

»

560

»

18Х12ВМБФ

Р (ЭИ993)

ГОСТ 20700

ГОСТ 5949

560

Не ограничено

560

Не ограничено

08Х16Н13М

2Б (ЭИ680)

ГОСТ 20700 8

ГОСТ 5632

625

Тоже

625

То же

31Х19Н9МВ

БТ (ЭИ572)

ГОСТ 20700 8

ГОСТ 5632

625

»

625

»

ХН35ВТ

(ЭИ612)

ГОСТ 20700 8

ГОСТ 5632

650

»

650

»

1 Нормируемые показатели и объем контроля должны
соответствовать указанным в стандартах. Категории, группа качества и
дополнительные испытания, предусмотренные стандартами, выбираются
конструкторской организацией. Предусмотренные таблицей требования (отмеченные
знаком ), но отсутствующие в действующих НД, должны быть включены в НД при
их пересмотре, после чего эти требования становятся обязательными.

2 Применение болтов допускается по ГОСТ 20700 до давления 3 МПа (30 кгс /см2 ) и температуры
300 °С. В остальных случаях должны применяться шпильки.

3 Применение шпилек по ГОСТ
1759.0 допускается до температуры 300 °С.

4 Контроль механических свойств
производится при испытаниях на растяжение в соответствии с пп. 4.2.3 и 4.2.8 и при испытаниях на ударную
вязкость – в соответствии с пп. 4.2.4 – 4.2.7 .

5 Материал шпилек, болтов из
углеродистых сталей по ГОСТ
380 , предназначенных для работы при температуре выше 200 °С, должен
быть испытан на ударную вязкость после механического старения.

6 Материал для гаек должен
подвергаться контролю только по твердости.

7 Гайки из полуспокойной и
кипящей стали допускается применять, если оборудование установлено в
помещении с температурой выше 0 °С.

По ГОСТ
1759.4 и ГОСТ
1759.5 следует применять болты и шпильки из стали 20 классов прочности
4 или 5, из сталей 30 и 35 – классов прочности 5 или 6 ; гайки из сталей Ст3 и 20 – класса прочности 4, сталей 30 и
35 – класса прочности 5.

8 Для шпилек, болтов из аустенитных
сталей накатка резьбы допускается при температуре среды до 500 °С.

Таблица7

Чугунные отливки

Марка стали

НД

Наименование
элемента

Предельные
параметры

Обязательные
испытания1

механические
испытания

D y , мм

t , ° С

р , МПа (кгс /см2 )

s в

s т

d

Н

7.1. Чугунные
отливки для необогреваемых элементов котлов

Сч105, Сч15

ГОСТ 1412

80

130

3 (30)

Сч20, Сч25, Сч30, Сч35

ГОСТ 1412

300

100

200

300

200

300

0,8 (8)

3 (30)

1,3 (13)

0,8 (8)

Сч20, Сч25, Сч30, Сч35

ГОСТ 1412

600

1000

130

0,64 (6,4)

0,25 (2,5)

Кч33-8, Кч35-10, Кч37-12

ГОСТ 1215

200

300

1,6 (16)

Вч35, Вч40, Вч45

ГОСТ 7293

200

600

350

130

4 (40)

0,8 (8)

7.2. Чугунные
отливки для обогреваемых элементов котлов2

Сч105, Сч15, Сч20, Сч25

ГОСТ
1412 3

Чугунные котлы: секционные, с ребристыми трубами

130

1,5 (15)

Сч105, Сч15, Сч20,
Сч25, Сч30, Сч35

ГОСТ
1412 3

Конвективные экономайзеры:
ребристые трубы4, фасонные детали

60

300

3 (30)

Кч33-8, Кч35-10, Кч37-12

ГОСТ 1215 3

Котлы-утилизаторы с ребристыми
трубами

60

350

5 (50)

Вч35, Вч40, Вч45

ГОСТ
7293

То же

60

350

2,5 (25)

1 Нормируемые показатели и объем
контроля должны соответствовать указанным в стандартах.

2 Внутренний диаметр чугунных
отливок для обогреваемых элементов не должен быть более 60 мм.

3 Температура горячих газов для
обогреваемых элементов из серого чугуна ( ГОСТ
1412 ) не должна быть выше 550 °С и из ковкого чугуна ( ГОСТ
1215 ) – 650 °С.

4 Предельные параметры ребристых
труб с залитыми стальными трубами определяются свойствами металла стальных труб,
но не выше 9 МПа (90 кгс /см2 2 ) и 350 °С.

5 Применение чугуна Сч10
допускается с временным сопротивлением не ниже 120 МПа (12 кгс /см2 ).

Паспорт котла 36

36 Объем паспорта допускается
сокращать за счет исключения сведений, не относящихся к данному котлу.

При передаче
котла другому владельцу вместе с котлом передается паспорт.

1. Общие данные

Наименование
и адрес потребителя

Наименование
и адрес предприятия-изготовителя

Порядковый
номер котла по системе нумерации предприятия-изготовителя

Год 20___ изготовления

Тип и
система

Наименование
теплоносителя

Форма
и конструктивные размеры согласно чертежу

2. Технические
характеристики и параметры

Расчетный
вид топлива и его теплота сгорания, МДж/кг (ккал/кг)

Тип
топки. Тепловая нагрузка топочного объема, МДж/(м3 × ч)

Расход
топлива, м3/ч (т/ч)

Тип и
характеристика топочной установки (горелок)

Поверхность
нагрева, м2

Объем,
м3

Данные
о положении низшего уровня жидкости

Согласно чертежу № ____

Паровой
котел

Рабочее
давление, МПа (кгс /см2 )

Расчетное
давление, МПа (кгс /см2 )

Номинальная температура пара на выходе из котла, °С

Номинальная температура жидкости на входе в котел, °С

Номинальная паропроизводительность, т/ч

Минимально допустимая паропроизводительность, т/ч

Максимально допустимая паропроизводительность, т/ч

Жидкостный котел

Рабочее давление, МПа (кгс /см2 )

Расчетное давление, МПа (кгс /см2 )

Пробное давление, МПа (кгс /см2 )

Номинальная температура жидкости на входе в котел, °С

Номинальная температура жидкости на выходе из котла, °С

Номинальная теплопроизводительность, кВт

Минимальная теплопроизводительность, кВт

Максимальная теплопроизводительность, кВт

Минимально допустимый расход жидкости, м3

Максимально допустимый расход жидкости, м3

Максимально допустимое гидравлическое сопротивление котла
при номинальной производительности, МПа (кгс /см2 )

Минимально допустимое давление при номинальной
температуре, МПа (кгс /см2 )

Максимально допустимая температура жидкости на выходе из
котла, °С

3. Данные о
предохранительных клапанах 37

37 Заполняет организация-изготовитель
котла. При применении предохранительного устройства с разрушающимися элементами
следует указать тип разрушающегося элемента и его зажимного устройства,
наименьшее поперечное сечение, давление срабатывания, коэффициент расхода пара,
газа или жидкости, внутренний диаметр подводящего трубопровода и номер паспорта
(сертификата).

№ п/п

Тип предохранительного клапана

Количество

Место установки

Диаметр условного прохода, мм

Площадь сечения, принимаемая,
при расчете пропускной способности, мм2

Коэффициент расхода пара, газа a п или жидкости a ж

Давление начала открытия и
диапазон давлений начала открытия, МПа (кгс /см2 )

Номер паспорта (сертификата)

1

2

3

4

5

6

7

8

9

4. Данные об
указателях уровня жидкости 38

38 Заполняет
организация-изготовитель котла.

№ п/п

Тип указателя уровня

Количество указателей

Место установки

Допустимые параметры работы

Номер паспорта (сертификата)

Давление, МПа

Температура, °С

Прямого действия

Дистанционного действия

5. Данные об
основной арматуре

№ п/п

Наименование арматуры и номер
позиции на чертеже

Количество

Обозначение стандарта

Диаметр условного прохода, мм

Условное давление, МПа (кгс /см2 )

Рабочие параметры

Материал корпуса

Номер паспорта (сертификата)

Давление, МПа (кгс/см2 )

Температура, °С

Марка

Обозначение стандарта

1

2

3

4

5

6

7

8

9

10

11

6. Тип и
основные данные о поставляемой с котлом аппаратуре для измерения, управления,
сигнализации, регулирования и автоматической защиты

7. Данные о
теплоносителе

Наименование
теплоносителя (химическая формула или организация-изготовитель)

Максимально
допустимая температура применения, °С

Температура
самовоспламенения в открытом пространстве, °С

Температура
затвердевания, °С

Температура
кипения или начала кипения при 0,1013 МПа (1 кгс /см2 ), °С

Теплота
парообразования, кДж/кг

Вязкость
в пределах температуры применения, Па × с

Нижний
предел взрывоопасной концентрации при 0,1013 МПа(1 кгс /см2 ) и 20 °С

Изменение
(кривая) температуры кипения в зависимости от давления

Данные
о физико-химических свойствах, оказывающих вредное воздействие на организм
человека

Другие
данные, влияющие на безопасную эксплуатацию котла (например, коррозионная
активность и др.)

8. Питательные
или циркуляционные насосы теплоносителя 39

39 Заполняет организация-изготовитель
котла.

№ п/п

Тип насоса

Количество насосов

Максимально и минимально допустимая температура на входе
в насос, °С

Параметры

Номинальная подача, м3

Напор насоса при номинальной подаче, МПа (кгс /см2 )

1

2

3

4

5

6

9. Данные об
основных и присадочных материалах, используемых при изготовлении элементов
котлов, работающих под давлением

№ п/п

Наименование элемента

Номер чертежа и позиция элемента

Материал

Номер плавки или партии

Номер и дата сертификата,
наименование организации, выдавшей его

Данные о механических испытаниях
по сертификату

Химический состав

Марка

Обозначение стандарта

при температуре 20 °С

при расчетной температуре стенки

s 0,2 , МПа (кгс/мм2)

s в , МПа (кгс/мм2)

d s , %

y , %

Угол изгиба и диаметр оправки
или другие технологические испытания

Ударная вязкость40,
Дж /см2 (кгс × м /см2 )

s 0,2 t ,
МПа (кгс/мм2)

s n ,
100000 МПа (кгс/мм2)

s gn ,
МПа (кгс/мм2), t , °С

до старения

после старения

Тип образца

1

2

3

4

5

6

7

8

9

10

11

12

13

14

15

16

17

18

19

20

21

22

Примечание . Обозначения: s 0,2 – предел
текучести при 20 °С; s в – предел
прочности на разрыв при 20 °С; d s – относительное удлинение при разрыве; y – относительное сужение; s 0,2 t – предел текучести при температуре t ; s п – технический предел ползучести при
температуре t за 100000
ч; s gn
технический предел длительной прочности при температуре t за 100000 ч.

40 Заполняют с указанием типа образца: KCU 2, KCU 3, KCV ; ударная вязкость может быть
заменена энергией разрыва KV .

10. Карта
измерений барабанов, корпусов и коллекторов, изготовленных из листовой стали

№ п/п

Наименование

Номер

Диаметр

Смещение кромок

Овальность, %

Отклонение профиля продольного
сечения, мм

Отклонение от плоскости, мм

эскиза

сечения

номинальный (наружный или внутренний), мм

допустимое отклонение, % (±)

измеренное отклонение, % (±)

продольное

круговое

допустимая

измеренная

допустимое

измеренное

допустимое

измеренное

допустимое

измеренное

допустимое

измеренное

1

2

3

4

5

6

7

8

9

10

11

12

13

14

15

16

Примечание . Прилагается эскиз элемента.

11. Результаты
испытаний и контроля сварных соединений

№ п/п

Наименование элемента и номер
чертежа, эскиза (с указанием соединений, для которых выполнялись контрольные
соединения)

Номер и дата сертификата

Механические испытания

Металлографический анализ

Клеймо сварщика

Сварное соединение

Наплавленный металл

Оценка

Номер и дата документа макро- или микроисследования

Оценка

s в , МПа (кгс/мм2)

Ударная вязкость, Дж /см2 (кгс × м /см2 )

Тип образца41

Диаметр отправки и угол загиба

s в , МПа (кгс/мм2)

d s , %

1

2

3

4

5

6

7

8

9

10

11

12

13

Примечания :

1. Прилагаются (при
необходимости) эскизы с указанием расположения сварных соединений, а также
микрофотографии структур с описанием последних.

2.
При замене испытания сварных соединений труб на ударную вязкость испытанием
на сплющивание или загиб результаты вносятся в графу «Ударная вязкость».

3. В графах «Оценка» дается ссылка на соответствующий
стандарт.

41
Указывается тип образца: KCU 2, KCU 3, KCV , KV .

12. Данные о
неразрушающем контроле сварных соединений

№ п/п

Наименование элемента и номер
чертежа (эскиза)

Метод контроля

Объем контроля

Выявленные дефекты

Оценка

1

2

3

4

5

6

7

13. Другие
испытания и исследования

14. Данные о
термообработке42

42 Допускается
заменять таблицы диаграммой по термообработке, включающей все указанные данные.

№ п/п

Наименование элемента

Номер чертежа

Номер и дата сертификата о
термообработке

Марка материала

Вид примененной термообработки

Скорость нагрева, °С/ч

Температура термообработки, °С

Продолжительность выдержки, ч

Скорость охлаждения, °С

Способ охлаждения

1

2

3

4

5

6

7

8

9

10

11

15. Другие
данные

15 .1. Результатыгидравлическогоиспытания

№ п/п

Наименование элемента

Пробное давление, МПа (кгс /см 2 )

Продолжительность выдержки, мин

Температура воды, °С

Дата

Оценка

1

2

3

4

5

6

7

Примечание . При проведении гидравлического
испытания после монтажа на месте установки котла протокол испытания должен
быть составлен организацией, проводившей испытание, и приложен к настоящему
паспорту.

15.2.Данные , относящиесякустройствамдлягашениятеплоносителявслучаеегозагорания

15 .3. Данныеобустройствахохлаждениятопкивслучаеаварии

16. Заключение
изготовителя

На основании
проведенных проверок и испытаний удостоверяется следующее.

1. Элементы
котла или котел в сборе* изготовлены согласно требованиям Правил устройства и
безопасной эксплуатации паровых и водогрейных котлов, соответствующих
стандартов, технической документации и техническим условиям на изготовление

__________________________________________________________________________

(наименование стандартов,
технических условий)

__________________________________________________________________________

2. Элементы
котла или котел в сборе43 были подвергнуты проверке и
соответствуют указанным выше стандартам и технической документации.

3. Элементы
котла или котел в сборе были подвергнуты испытанию пробным давлением
_______МПа (кгс /см2 ).

4. Трубные
элементы котла были подвергнуты измерительному контролю на отклонение от
размеров и формы и на проходимость.

5. Элементы котла или котел в сборе признаны годными для
работы с параметрами, указанными в настоящем паспорте.

Главный инженер

организации-изготовителя

__________________________________

(фамилия, подпись, печать)

«___» ____________20____г.

Начальник отдела

технического контроля качества

______________________________

(фамилия, подпись)

К паспорту
приложены чертежи продольного и поперечного разрезов и план котла с указанием
основных размеров и расчет на прочность элементов котла, работающих под
давлением: барабана, коллекторов, труб поверхностей нагрева и трубопроводов в
пределах котла, встроенных сепараторов, прямоточных котлов, выносных
циклонов, пароохладителей и др.

43
Слова «или котел в сборе» следует зачеркнуть при поставке котла отдельными
элементами.

17. Сведения о
местонахождении котла

Наименование организации

Местонахождение котла (адрес владельца)

Дата установки

1

2

3

18. Лицо,
ответственное за исправное состояние и безопасную эксплуатацию котла

Номер и дата приказа о назначении

Должность, фамилия, имя, отчество

Дата проверки знаний правил

Подпись

1

2

3

4

19. Сведения об
установленной арматуре (при ремонте или реконструкции)

Наименование

Количество

Условный проход, мм, тип, марка

Условное давление, МПа (кгс /см2 )

Материал

Место установки

Подпись лица, ответственного за исправное состояние и
безопасную эксплуатацию

Марка

ГОСТ или ТУ

1

2

3

4

5

6

7

8

20. Сведения о
замене и ремонте элементов котла, работающих под давлением

Дата и номер документа

Сведения о замене и ремонте

Подпись лица, ответственного за исправное состояние и
безопасную эксплуатацию

1

2

3

Примечание . Документы, подтверждающие качество вновь установленных
(взамен изношенных) элементов котла, примененных при ремонте материалов,
электродов, а также сварки, должны храниться наравне с паспортом .

21. Чертежи
помещения котельной (план и поперечный разрез, а при необходимости и
продольный разрез) и удостоверение о качестве монтажа прилагаются к
настоящему паспорту

22. Результаты
освидетельствования

Дата освидетельствования

Результаты освидетельствования
и подпись лица, проводившего освидетельствование

Разрешенное давление, МПа (кгс /см2 )

Срок следующего
освидетельствования

1

2

3

4

23. Регистрация

Котел
(автономный пароперегреватель, экономайзер) зарегистрирован за № ______

в __________________________________________________________________________

(регистрирующий орган)

В паспорте прошнуровано всего листов
______, в том числе чертежей на ______ листах и отдельных документов _______
листов согласно прилагаемой описи.

_________________________________

(должность, Ф. И. О. лица, зарегистрировавшего объект)

М. П.

____________________________________

(подпись)

Режимы работы

1.6.1. Газопроводы и газовое оборудование газоиспользующих установок (котлов) могут находиться в следующих ре­жимах:

в рабочем— при работе котла на газе или на другом виде топлива (мазут);

в резерве— при нахождении котла в резерве;

в ремонте— при проведении любых видов ремонтных работ на газопроводах котла или внутри котла;

в консервации— при останове котла (сезонная работа котла).

1.6.1.1. При работе на газе для котлов 1-3

В рабочем режиме на газопроводах котла должны быть (на примере к.1)::

– открыто запорное устройство на вводе газопровода запального газа к котлу (13зг),

– открыта 101г,

– закрыты 11сг,12сг,13сг, (продувочные газопроводы),

– открыт ПЗК на общем газопроводе котла,

– открыты 105г,106г,107г,108г,

– регулирование расхода газа производится регулирующим клапаном 104г.

– закрыты 14сг,15сг на трубопроводе безопасности.

– закрыто запорное устройство на штуцерах подвода сжатого воздуха и линиях проб газа.

– после запорных устройств на штуцерах подвода сжатого воздуха установлены заглушки,

При работе на мазуте-

– закрыты 105г,106г,107г,108г, запорное устройство на газопроводе запального газа перед ЗЗУ (13г) и открыто запорное устройство на трубопроводе безопасности перед горелкой 14сг,15сг ,

– закрыто запорное устройство на штуцерах подвода сжатого воздуха и линиях проб газа,

– после запорных устройств на штуцерах подвода сжатого воздуха установлены заглушки,

– при работе котла на мазуте допускается избыточное давление газа в газопроводе котла.

1.6.1.2. В режиме резерва на газопроводах котла должны быть:

– закрыты 101г и запорное устройство на вводе газопровода запального газа к котлу (13зг),

– закрыты запорные устройства 105г,106г,107г,108г, на штуцерах подвода сжатого воздуха и линиях отбора проб газа,

– закрыты ПЗК на общем газопроводе к котлу,

– открыты 11сг,12сг,13сг,14сг,15сг,12сз,13сз

После запорных устройств на штуцерах подвода сжатого воздуха установлены заглушки.

Заглушки за запорными устройствами (101г) и газопроводе запального газа не устанавливаются. Продолжительность нахождения газопроводов котла в резерве определяется временем нахождения котла в резерве.

1.6.1.3. В режиме ремонта или консервации газопроводы котла должны быть освобождены от газа, продуты, закрыты ПЗК на общем газопроводе котла и закрыты 101г, 105г, 106г, 107г, 108г, запорное устройство на вводе к котлу запального газа 11зг и их эл. приводов снято напряжение, завязаны цепями с заглушками, задвижки на штуцерах подвода воздуха, на линиях отбора проб газа, открыты запорные устройства на продувочных газопроводах и трубопроводах безопасности.

За запорным устройством на газопроводе запального газа (11зг) и 101г при газоснабжении котла от ГРП должны быть установлены заглушки.

1.6.1.4. При работе на газе для котлов 4-7 на примере котла № 7

– открыто запорное устройство на вводе газопровода запального газа к котлу (71зг).

– закрыты 72зг, 73зг, 74зг, 75зг.

– открыты 701г, 702г.

– закрыты 71сг, 72сг, 73сг, 74сг, 75сг, 72сз, 73сз (продувочные газопроводы),

– закрыты 76сг, 77сг (свечи безопасности),

– открыт ПЗК 703г на общем газопроводе котла.

– открыты 705г,706г,707г, 708г.

– регулирование расхода газа производится шаровыми кранами 709г, 710г, и общим регулирующим клапаном 704г.

– закрыто запорное устройство на штуцерах подвода сжатого воздуха и линиях проб газа.

– после запорных устройств на штуцерах подвода сжатого воздуха установлены заглушки.

При работе на мазуте-

– закрыты 705г, 706г, 707г,108г, запорное устройство на газопроводе запального газа перед ЗЗУ (71зг) и открыто запорное устройство на трубопроводе безопасности перед горелкой 76сг, 77сг

– закрыто запорное устройство на штуцерах подвода сжатого воздуха и линиях проб газа,

– после запорных устройств на штуцерах подвода сжатого воздуха установлены заглушки,

– при работе котла на мазуте допускается избыточное давление газа в газопроводе котла.

1.6.1.5. В режиме резерва на газопроводах котла должны быть:

– закрыты 701г, 702г, и запорное устройство на вводе газопровода запального газа к котлу 71зг

– закрыты запорные устройства 705г, 706г, 707г, 708г, 72зг, 73зг, 74зг, 75зг.

– закрыты ПЗК на общем газопроводе к котлу.

– открыты 71сг, 72сг, 73сг, 74сг, 75сг, 72сз, 73сз.

– открыты 76сг, 77сг.

После запорных устройств на штуцерах подвода сжатого воздуха установлены заглушки.

Заглушки за запорными устройствами (101г) и газопроводе запального газа не устанавливаются. Продолжительность нахождения газопроводов котла в резерве определяется временем нахождения котла в резерве.

1.6.1.6. В режиме ремонта или консервации газопроводы котла должны быть освобождены от газа, продуты, закрыты ПЗК на общем газопроводе котла и закрыты 701г, 702г, 705г, 706г, 707г, 708г, запорное устройство на вводе к котлу запального газа 71зг и их эл. приводов снято напряжение, завязаны цепями с заглушками, задвижки на штуцерах подвода воздуха, на линиях отбора проб газа, открыты запорные устройства на продувочных газопроводах 71сг, 72сг, 73сг, 74сг, 75сг, 72сз, 73сз.и трубопроводах безопасности 76сг, 77сг.

За запорным устройством на газопроводе запального газа 71зг на основном газопроводе после задвижек 701г, 702г при газоснабжении котла от общестанционного ГРП должны быть установлены заглушки.

1.6.2. Газовое оборудование ГРП энергопредприятий в зависимости от классификации потребителей может находить­ся в следующих режимах;

рабочем— при работе котла или котлов на газе;

резерве— при нахождении котлов (котельной) в ре­жиме резерва;

ремонте— при проведении ремонтных работ на обо­рудовании ГРП, связанных с разборкой запорной арматуры, не обеспечивающей герметичность закрытия;

консервации— при сезонной подаче газа на энерго­предприятие.

1.6.2.1. В рабочем и резервных режимах должны быть:

– включена в работу установка электрохимической защиты,

– включены средства технологической сигнализации защиты и блокировки оборудования ГРП в объеме, предусмотренным проектом,

– установлены заглушки после запорных устройств на патрубках подвода воздуха к газопроводам,

– закрыты запорные устройства на продувочных газопроводах ГРП и котельной,

– установлены токопроводящие соединения на газопроводах котлов у и ГРП,

– открыты вентили средств измерений и арматура перед ПСК,

– закрыты запорные устройства на байпасном газопроводе ГРП, а их приводы закрыты цепями на замок. После первого запорного устройства установлена заглушка. Подача газа по байпасному газопроводу ГРП без установки на нем регулирующего клапана не разрешается,

– запорное устройства на байпасном газопроводе и перед ПСК должны быть опломбированы, перед ПСК в открытом положении, на байпасном газопроводе в закрытом

1.6.2.2. В рабочем режиме ключи блокировки запорных устройств на входе в рабочие регулирующие установки находятся в положение “Работа”, а рег. клапана редуцирующих установках находятся в режиме автоматического управления по поддержанию заданного давления газа на выходе из ГРП. Регулирующие клапана настраиваются на поддержание давления в цеховом газопроводе в пределах 1,0 ати. Ключ блокировки запорного устройства на входе в резервную редуцирующую установку находится в положении “Резерв”. Запорные устройства на выходе из редуцирующих установок, находятся в рабочем Положении или в резерве, должны находится в открытом положении. Колебание давления газа на выходе из ГРП не должно превышать 10% рабочего давления. Настройка предохранительно-сбросных клапанов производится для ГРП-1 на 2,65 ати, для ГРП-2 и 3 на 1,35 ати. Опробование ПСК производится 1 раз в 6 месяцев по графику утвержденном главным инженером. Количество находящихся в работе редуцирующих установок определяется их производительностью и нагрузкой котельной. В помещениях ГРП не должен находиться постоянно эксплуатационный персонал.

Регулирование давления газа на ГРП и управление запорной арматурой редуцирующих ниток, должно осуществляться автоматически с выводом светозвуковой сигнализации о нарушениях в работе оборудования ГРП на щит управления. Обслуживание оборудования ГРП должно осуществляться периодическим осмотром оборудования ГРП и газопроводов и постоянным контролем за обеспечением режима нормальной работы ГРП по показаниям средств измерений, вынесенных на щит управления гл. корпуса.

1.6.2.3. В режиме резерва запорная и регулирующая арматура ГРП находится на дистанционном управлении, при этом:

– закрыта входная задвижка на газопроводе высокого давления к ГРП и с её эл. привода снято напряжение,

– закрыты на всех редуцирующих установках входные задвижки и рег.клапана, имеющие в качестве приводов электрические исполнительные механизмы (1Г,2Г,1АГ,ЗГ,4Г,ЗАГ). Газопроводы в ГРП заполнены газом, запорные устройства на продувочных газопроводах закрыты.

1.6.2.4. В режиме ремонта или консервации газовое оборудование и газопроводы ГРП должны быть освобождены от газа, продуты, при этом:

– закрыта задвижка на газопроводе от ГРС перед ТЭЦ (1ВВОД),

– закрыта входная задвижка на газопроводе к ГРП и за ней установлена заглушка,

– установлены проектные токопроводящие соединения на фланцевых соединениях оборудования на наружных газопроводах.

– с эл. приводов вводной и входной задвижек ГРП снято напряжение, а их привода закрыты на цепи с замками.

§

2.1.1. Курение и использование открытого огня в помеще­ниях ГРП категорически не допускается, о чем на видном месте снаружи и внутри помещения должны быть вывешены предупредительные надписи: «Огнеопасно», «Не курить», «Не разводить огня».

2.1.2. Не допускается вход посторонних в помещения и на территорию ГРП.

2.1.3. Курение и использование открытого огня для отогрева газопроводов не допускаются,

2.1.4. Не допускается производить анализ загазованности воздуха в помещениях, газоанализа­тором в невзрывозащищенном исполнении. При использова­нии таких газоанализаторов в указанных местах разрешает­ся брать пробу воздуха, а анализ ее следует производить за их пределами,

2.1.5. При расположении наружных газопроводов в пре­делах высоты первого этажа зданий осмотр их, замена за­порной арматуры, перенабивка сальников и другие ремон­тные работы могут производиться с поверхности земли или с приставной лестницы. Нижние концы лестниц должны иметь щипы или резиновые наконечники, препятствующие скольжению.

При расположении газопроводов выше первого этажа указанные работы (кроме осмотра газопроводов) выполняют­ся с использованием передвижных инвентарных подмостей.

2.1.6. До начала огневых работ или газовой резки в поме­щениях, где расположены газопроводы, про­изводиться проверка воздуха на загазованность.

Отбор проб воздуха должен производиться на уровне 0,4 — 0,7 м от потолка.

Проверка загазованности воздуха должна производиться специальным прибором газоанализатором во взрывозащищенном исполнении. В течение всего времени проведения огневых работ по­мещение должно хорошо проветриваться.

2.1.7. В местах, опасных в отношении загазованности, и при газоопасных работах должен применяться инструмент, не дающий искр (из цветных металлов или сплавов). Приме­нение электродрелей и других электрических инструментов, при работе которых возникает искрение, не допускается. Рабочее место должно быть организовано таким образом, чтобы исключить падение на пол газопровода, настила раз­личных деталей и инструментов.

2.1.8. В местах, опасных в отношении загазованности, и при газоопасных работах в качестве переносного источника света разрешается пользоваться только исправным взрывобезопасным светильником. Напряжение питания переносного светильника не должно превышать 12 вольт.

2.1.9. Проверка герметичности соединений газопроводов, ар­матуры и приборов, а также отыскание мест утечек газа должны производиться с применением мыльной эмульсии или специаль­ного прибора. Применение огня в этих целях не допускается.

2.1.10. Ремонт электрооборудования в газоопасных местах и замена перегоревших ламп должны производиться при сня­том напряжении.

2.1.11. Хранение в помещении ГРП обтирочных, горючих и других материалов не допускается.

2.1.12. Для тушения загорания должны быть предусмотре­ны первичные средства пожаротушения:

– углекислотные огнетушители для тушения электрообо­рудования и проводки;

– песок для тушения горящих вспомогательных материа­лов (масла, досок и др.) и тушения загорания газа при не­больших утечках.

2.1.13. Не допускается вносить в топку пламя или другие запальные средства без вентиляции топки газоходов и возду­ховодов с помощью тягодутьевых механизмов. Вентиляция должна производиться в течение не менее 10 мин. Опреде­лять герметичность затвора запорных устройств перед горел­ками котла путем внесения в топку котла открытого пламени или других запальных средств не допускается.

2.1.14. До розжига горелок должен быть проведен инст­руктаж по правилам безопасности персонала, участвующего в растопке, а также лаборантов химического цеха. О прове­дении инструктажа делается запись в оперативном журнале НСКЦ.

2.1.15. Непосредственно перед розжигом котла следует установить, соответствует ли давление газа перед горелками, давление воздуха и разрежение в топке требованиям инст­рукции по эксплуатации котла.

2.1.16. При растопке не допускается стоять напротив гля­делок и растопочных лючков. У работающих котлов глядел­ки следует открывать осторожно и смотреть через них толь­ко при отсутствии выбивания газа.

2.1.17. При разрыве или нарушении герметичности газо­провода котельной следует немедленно отключить повреж­денный участок со сторон подвода газа задвижками с обяза­тельной установкой за ними заглушек, одновременным от­крытием окон и дверей создать усиленную вентиляцию по­мещений.

2.1.18. В зоне распространения газа при нарушении герме­тичности газопровода должны быть прекращены все работы, а люди из нее немедленно выведены. Не допускается вклю­чать-отключать освещение и электрооборудование, применять открытый огонь, курить и производить другие действия, спо­собные вызвать загорание газовоздушной смеси.

2.1.19. Перед допуском к работе внутри топки, газоходов, воздуховодов котла необходимо:

– убедиться в закрытии запорных устройств на газопро­воде перед горелками, открытии запорных устройств на тру­бопроводах безопасности и продувочных газопроводах;

– убедиться в закрытии запорных устройств на вводе га­зопровода запального газа к котлу, ПЗК и запорных устройств на подводе газа к ЗЗУ и ЗУ горелок;

– убедиться в закрытии запорных устройств на газопро­воде к котлу (схемы электроприводов электрифицированных запорных устройств должны быть разобраны, а их приводы заперты на цепи с замками);

– убедиться в установке заглушек на общем газопроводе к котлу и на газопроводе запального газа;

– взять пробу из газопроводов и убедиться в том, что газопроводы котла и запального газа продуты сжатым возду­хом или инертным газом;

– взять пробу воздуха в топке, газоходе или воздуховоде для анализа на отсутствие газа и при необходимости провен­тилировать топку и газоходы в течение не менее 10 мин.

2.1.20. Полы в помещениях ГРП должны настилаться из несго­раемых и не дающих искр материалов. Двери должны быть обиты несгораемыми материалами и открываться наружу.

2.1.21. На щите управления ГРП должна иметься аптечка с необходимыми медикаментами и перевязочными средствами. Аптечка хранится в помещении операторной НСКЦ.

2.1.22. Помещение ГРП должно оборудоваться автоматичес­кими сигнализаторами на загазованность воздуха с выводом сигнализации на щит управления главного корпуса.

2.1.23. Помещение ГРП должно закрываться на замок, клю­чи от которого должны храниться у начальника смены КЦ и выдаваться под расписку лицам, перечень которых утверж­ден техническим руководителем ТЭС.

2.1.24. У входа в помещения ГРП должны быть установле­ны таблички (или сделана надпись) о категории их взрывоо­пасности (пожароопасности).

2.1.25. Работа по регулировке и ремонту систем автомати­зации, защит и сигнализации в условиях загазованности не допускается.

§

2.2.1. К газоопасным работам в системе газоснабжения ТЭЦ-3 относятся:

Смотри приложение № 3:

2.2.2. На проведение газоопасных работ должен выдаваться наряд-допуск, а на пуск газа на все объекты газового хозяйства (в том числе первичный пуск), пуск после режима консервации должен быть дополнительно составлен специальный план организации работ по пуску газа, утвержденный техническим руководителем.

В специальном плане указываются строгая технологическая последовательность проведения работ, расстановка людей, потребность в механизмах и приспособлениях, предусматриваются мероприятия по безопасности проведения работ.

В плане должна быть предусмотрена выписка отдельных нарядов на все виды газоопасных работ, выполняемых при пуске газа, проведение контрольной опрессовки газопроводов и газового оборудования воздухом и определены лица, ответственные за проведение каждой работы, а также указа­но лицо, осуществляющее координацию и общее руководство работами по пуску газа.

Каждому ответственному лицу выдается отдельный наряд-допуск на проведение газоопасной работы в соответствии с планом работ.

К плану работ и наряду-допуску прилагается исполнитель­ный чертеж или выкопировка из него с указанием места и характера производимой работы.

Перед началом газоопасных работ лицо, ответственное за их проведение, должно проверить соответствие исполнитель­ного чертежа или выкопировки фактическому расположению объекта на месте.

В процессе проведения газоопасной работы все распоря­жения должны даваться лицом, ответственным за работу. Другие должностные лица и руководители, присутствующие при проведении работы, могут давать указания рабочим только через ответственного за проведение данной работы.

2.2.3. Первичный пуск газа следует осуществлять с при­влечением специализированной пусконаладочнои организации, имеющей допуск к проведению режимно-наладочных работ, в присутствии представителей строительно-монтажной организа­ции и местной газоснабжающей (газосбытовой) организации.

2.2.4. Лица, имеющие право выдачи нарядов-допусков, определяются приказом по предприятию, осуществляющему эксплуатацию системы газоснабжения, и назначаются из числа руководящих работников и специалистов, сдавших экзамен в соответствии с требованиями ПБСГГ.

2.2.5. Периодически повторяющиеся газоопасные работы, выполняемые в аналогичных условиях, как правило, посто­янным составом работающих, могут проводиться без оформ­ления наряда-допуска по утвержденным для каждого вида работ производственным инструкциям и инструкциям по безопасным методам работ. К таким относятся работы, См. приложение № 3. Указанные работы должны регистрироваться в специальном журнале учета газоопасных работ. Журнал должен быть пронумерован и скреплен печатью, страницы журнала должны быть пронумерованы.

2.2.6. Газоопасные работы должны выполняться под руководством руководителя или специалиста, за исключени­ем работ по удалению воды и конденсата из конденсатосборников, а также ТО внутренних газопроводов и газоиспользующих установок.

Руководство указанными работами допускается поручать наиболее квалифицированному рабочему.

2.2.7. Первичный пуск газа в ГРП (газопроводы котла) должен производиться под руководством лица, ответственного за безопасную эксплуатацию газового хозяйства энергопредприятия (котельной). Результаты контрольной опрессовки и окончание работ по первичному пуску газа отмечаются в наряде-допуске, который должен быть приложен к исполнительной документа-

ции данного объекта и храниться вместе с ней.

2.2.8. Газоопасные работы должны выполняться бригадойв составе не менее двух рабочих.

Ремонтные работы в колодцах, туннелях, траншеях икотлованах глубиной более 1 м, коллекторах должны производиться бригадой в составе не менее чем из трех рабочих.

2.2.9. Работы по локализации и ликвидации аварий производятся без наряда-допуска до устранения прямой угрозы жизни людей и повреждения материальных ценностей. Пос­ле устранения угрозы работы по приведению газопроводов и газового оборудования в технически исправное состояние должны производиться по наряду-допуску.

В том случае когда аварии от начала до конца ликвидиру­ются аварийной службой, составление наряда-допуска не требуется.

2.2.10. Наряды-допуски на газоопасные работы должны выдаваться заблаговременно для проведения необходимой подготовки к работе. В наряде-допуске указывается срок его действия, время начала и окончания работы. При невозмож­ности окончания работы в указанный срок наряд-допуск мо­жет быть продлен лицом, выдавшим его.

На ряды-допуски должны регистрироваться в специальном журнале.

Ответственный, получая наряд-допуск и возвращая его по окончании работы, должен расписаться в журнале.

2.2.11. Наряды-допуски должны храниться не менее 1 года. Наряды-допуски, выдаваемые на первичный пуск газа хранятся постоянно в исполнительно-технической документации на данный объект. Срок хранения журнала регистрации нарядов на газоопасные работы 5 лет со дня окончания журнала.

2.2.12. Если газоопасные работы, выполняемые по наряду-допуску, производятся в течение более одного дня, ответствен­ный за их выполнение обязан ежедневно докладывать о ходе работ лицу, выдавшему наряд-допуск на эту работу.

2.2.13. Перед началом газоопасной работы ответственный за ее проведение обязан проинструктировать всех рабочих о необходимых мерах безопасности. После этого каждый рабо­чий, получивший инструктаж, должен расписаться в наряде-допуске.

2.2.14. Газоопасные работы должны выполняться, как пра­вило, в дневное время. Работы по локализации и ликвидации аварий выполняются в любое время.

2.2.15. Каждый, работающий по наряду-допуску, включая руководителя, должен иметь шланговый противогаз. Применение фильтрующих и кислородно-изолирующих противогазов на энергопредприя­тиях не допускается.

Необходимость наличия противогазов у работников при выполнении ими работ определяется нарядом-допуском на эти работы.

2.2.16. Перед выдачей спасательных поясов, карабинов и веревок должен производиться их наружный осмотр. Каждый пояс и веревка должны иметь инвентарный но­мер. Спасательные веревки, пояса и карабины должны испы­тываться в соответствии с требованиями Правил техники безопасности.

2.2.17. Ответственным за обеспечение рабочих средства­ми индивидуальной защиты и исправность этих средств яв­ляется специалист, руководящий газоопасной работой, а при выполнении работ, которые согласно пункту 2.2.6 настоящей инструкции могут производиться без руковод­ства специалиста, ответственным за обеспечение рабочих средства­ми индивидуальной защиты и исправность этих средств яв­ляется, лицо, отдавшее распоряжение.

Обеспеченность средствами индивидуальной защиты и исправность их определяются при выдаче наряда-допуска. При организации рабочего места руководитель работы обязан обеспечить возможность быстрого вывода рабочих из опасной зоны.

2.2.18. Рабочие и специалисты, выполняющие газоопасные работы в помещениях ГРП, должны быть в обуви без стальных подковок и гвоздей.

2.2.19. Вскрытие и замена установленного на наружных и внутренних газопроводах оборудования и арматуры должны производиться на отключенном участке газопровода. На от­ключающих устройствах должны устанавливаться заглушки. В ГРП не допускается применение свар­ки и газовой резки на действующих газопроводах без отклю­чения и продувки их воздухом или инертным газом.

При отключении газопроводов после запорных устройств должны устанавливаться заглушки.

2.2.20. Заглушки, устанавливаемые на газопроводах, долж­ны соответствовать максимальному давлению газа в газопро­воде. Они должны иметь хвостовики, выступающие за преде­лы фланцев. На хвостовиках заглушек должно быть выбито клеймо с указанием давления газа и диаметра газопровода.

2.2.21. Замена прокладок фланцевых соединений допускается только на наружных газопроводах, при этом давление газа в газо­проводе должно быть не более 0,40-1,50 кПа (40-150 мм вод. ст.).

2.2.22. Набивка сальников запорной арматуры, разборка резьбовых соединений допускаются только на наружных га­зопроводах среднего и высокого давления, при этом давле­ние газа должно быть не более 0,1 МПа (1,0 кгс/см2}.

2.2.23. Замена прокладок, набивка сальников и разборка фланцевых, резьбовых соединений и арматуры на внутрен­них газопроводах любого давления должны производиться на отключенном и заглушенном участке газопровода.

2.2.24. Накладывать бандаж или хомут на газопроводах системы газоснабжения ТЭЦ-3 не разрешается.

3. Приемка в эксплуатацию.

3.1. Газовые хозяйства энергопредприятий перед началом работ по их сооружению, монтажу и наладке должны быть идентифицированы и зарегистрированы в территориальных органах Ростехнадзора. Для идентификации и регистрации газового хозяйства заказчик должен обратиться в террито­риальный орган Ростехнадзора с письмом, в котором указы­ваются: наименование и адрес объекта, наименование строи­тельно-монтажной организации. К письму должны быть при­ложены проектная документация, копия приказа о назначе­нии лица, ответственного за технический надзор, и протоко­ла проверки знаний лица, осуществляющего технический надзор за строительством, а также заключение экспертизы промышленной безопасности по проектной документации.

Проектная документация на устройство и строительство систем газоснабжения должна соответствовать требованиям действующих на момент проектирования НД и разрабаты­ваться, как правило, специализированными проектными организациями. Проектная документация должна пройти эк­спертизу промышленной безопасности. Оформления экспер­тиз промышленной безопасности по идентификации опас­ных производственных объектов и проектной документации осуществляются в порядке, установленном Управлением по надзору за общепромышленными опасными объектами Рос­технадзора. Заключение экспертизы проектной документа­ции должно быть оформлено в соответствии с требованиями РД 12-608-03.

О начале строительства строительно-монтажные организа­ции должны уведомить территориальный орган Ростехнадзора за 10 дней

Сварочные, изоляционные и другие строительно-монтаж­ные работы при сооружении систем газоснабжения должны проводиться в соответствии с требованиями СНиП 42.02-2002. Строительство объектов систем газоснабжения должны осуществлять специализированные строительно-монтажные организации, зарегистрированные в территориальных орга­нах Ростехнадзора.

Допускается выполнение работ по реконструкции объек­тов газового хозяйства неспециализированными организаци­ями или кооперативами при наличии у них разрешения (ли­цензии) территориального органа Ростехнадзора

Заказчик должен осуществлять технический надзор за строительством объектов газового хозяйства, ответственным за технический надзор приказом по энергопредприятию на­значается лицо, прошедшее проверку знаний в соответствии с требованиями ПБСГГ.

Контроль качества строительно-монтажных работ должен производиться согласно требованиям СНиП 42.02-2002.

При техническом надзоре за строительством объектов газового хозяйства проверяется:

– ведение на объекте журнала производства работ;

– наличие сертификатов (паспортов) на трубы, свароч­ные и изоляционные материалы, арматуру и другие изделия, применяемые при строительстве и монтаже газопроводов и газового оборудования, соответствие применяемых материа­лов требованиям ПБСГГ, ГОСТ 9.602.89 и соответ­ствующим главам СНиП 42.02-2002.;

– соответствие проекту и требованиям ПБСГГ трас­сы газопровода (разрывы от зданий и сооружений, глубина заложения), состояние постели, подсыпки, характер грунта, плотность трамбования, уклон газопровода и соблюдение проектных отметок, согласование с проектной организацией отступлений от проекта;

– качество сварки по внешнему виду;

– правильность монтажа запорной арматуры, компен­саторов, конденсатосборников, контрольных пунктов, изо­лирующих фланцев и т.д.; размещение ГРП (ГРУ) и соот­ветствие помещения (здания) ГРП (ГРУ) требованиям ПБСГГ;

– монтаж внутренних газопроводов, горелок, средств измерения приборов автоматики, предохранительных клапа­нов; соответствие применяемых материалов и оборудования проекту и требованиям ПБСГГ; осуществление провер­ки материалов и оборудования перед их монтажом; наличие документа, подтверждающего проведение ревизии запорной арматуры перед ее установкой; согласование с проектной организацией отступлений, связанных с применением друго­го оборудования, материалов;

– выполнение строительно-монтажной организацией контроля качества сварочных работ и проверки качества применяемых материалов, пооперационного контроля в про­цессе сборки и сварки и приемка готовых стыков по внеш­нему виду; выполнение проверки физическими методами контроля и механических испытаний (сварка и испытания пробных и контрольных стыков); проведение контрольно-сопоставимых проверок путем просвечивания гамма-лучами или рентгенографией сварных стыков, прошедших конт­роль магнитографическим способом, как это предусмотрено СНиП 42.02-2002.;

– соответствие нумерации просвеченных стыков, указан­ных в заключениях на просвечивание, нумерации стыков на исполнительных схемах сварных стыков;

– организация контроля за качеством и исправностью изоляционного покрытия газопровода; соответствие изоля­ции труб проектной и ГОСТ 9.602-89 [39] (толщина, сплош­ность изоляционного покрытия и адгезия покрытия);

– применение приборного метода для определения каче­ства изоляции труб до укладки их в траншею, после присып­ки и полной засыпки грунтом, соблюдение сроков госповер­ки приборов;

– организация ремонта повреждений участков изоляции и изоляции стыков;

– обеспечение перевозки, погрузки, разгрузки, склади­рования труб и сохранность изоляционных покрытий, а так­же арматуры, заготовок и других материалов;

– своевременность составления исполнительно-техничес­кой документации на подготовленные к сдаче объекты и ее качество (на кальке — план, профиль газопровода и схема сварных стыков по одному экземпляру и на синьках — не менее трех экземпляров);

– осуществление электроизмерения потенциалов блуж­дающих токов на газопроводах после окончания строитель­ства до сдачи их в эксплуатацию, подвер­женных разрушению блуждающими токами, наличие в ис­полнительной документации записи главного инженера стро­ительно-монтажной организации о соответствии выполнен­ных работ проекту с учетом согласованных изменений и от­ступлений от проекта и требований ПБСГГ и СНиП;

– соблюдение требований ГОСТ 15.201-2000 и ГОСТ 3.1119-83 при поставке нестандартного газового оборудования (фильтров, шумоглушителей, ПЗК и регулиру­ющих клапанов).

3.2. Законченные строительством объекты газового хозяй­ства энергопредприятий принимаются в эксплуатацию (под пусконаладочные работы) рабочими приемочными комисси­ями в соответствии с требованиями СНиП 42.02-2002, ПБСГГ, при участии в комиссиях представителей территориальных органов Ростехнадзора. Заказчик обязан не позднее чем за 5 дней уведомить территориальные органы Рос­технадзора о дате и месте работы приемочной комиссии.

3.3. Приемочной комиссии должны быть предоставлены следующие документы:

— исполнительная документация на строительство и ис­пытания объектов газового хозяйства согласно указаниям СНиП 42.02-2002;

– заключение экспертизы промышленной безопасности проектной документации на строительство, расширение, ре­конструкцию, техническое перевооружение, консервацию и ликвидацию ОПО газоснабжения;

– копия приказа о назначении лица, ответственного за безопасную эксплуатацию газового хозяйства;

– «Положение о газовой службе предприятия» или дого­вор с предприятием газового хозяйства или другой специа­лизированной организацией о техническом обслуживании и ремонте газопроводов и газового оборудования;

– протоколы проверки знаний правил, норм и инструк­ций специалистов и рабочих;

– производственные и должностные инструкции и технологические схемы газового хозяйства;

– план локализации и ликвидации возможных аварий, включая меры взаимодействия с предприятиями газового хозяйства;

– акт специализированной организации о проверке тех­нического состояния дымоотводящих и вентиляционных устройств.

3.4. Приемка в эксплуатацию объектов, не законченных строительством.

При приемке объекта комиссия должна проверить техни­ческую документацию, осмотреть всю смонтированную га­зовую систему для определения соответствия ее проекту и выявления дефектов монтажа. Помимо этого должно быть проверено соответствие проекту дымоотводящих и вентиля­ционных устройств, примененного электросилового и осве­тительного оборудования.

Комиссии предоставляется право проверять любые уча­стки газопроводов разборкой, просвечиванием или вырез­кой стыков из газопроводов для проведения механических испытаний, а также проводить повторное испытание газо­проводов.

3.5. Разрешение на пуск газа на газоиспользующие уста­новки для проведения пусконаладочных работ выдается тер­риториальной инспекцией Управления по технологическому и экологическому надзору Ростехнадзора после проверки инспектором готовности оборудования к приему газа и вы­дачи им соответствующего разрешения.

3.6.Для определения возможности пуска газа на газоиспользующую установку для проведения пусконаладочных работ инспектору Управления по технологическому и эколо­гическому надзору Ростехнадзора должна быть представлена следующая документация:

– копия разрешения на использование газа установ­кой или подтверждение вышестоящей организации о его наличии;

– материалы рабочего проекта, зарегистрированного в территориальной инспекции Управления по технологическо­му и экологическому надзору Ростехнадзора;

– согласованная с проектной организацией ведомость отступлений от проекта с их обоснованием;

– исполнительно-техническая документация — чертежи, схемы, паспорта на газоиспользующее оборудование, газогорелочные устройства, средства измерения и автоматику (с отметкой о проведении госповерок), приборы теплохимического контроля и учета расхода газа и тепловой энергии, рас­четы сужающих устройств;

– протоколы испытаний и технические данные на газо­использующее и теплоутилизационное оборудование и газогорелочные устройства, полученные от заводов-изготовите­лей, и заводские инструкции по монтажу и эксплуатации оборудования;

– акты рабочей комиссии о приемке оборудования после индивидуальных испытаний;

– фондовое извещение о выделении энергопредприятию основного и резервного видов топлива в количестве, доста­точном для проведения режимно-наладочных работ и эффек­тивной эксплуатации газоиспользующих установок;

– заключение экспертизы промышленной безопасности проектной документации системы газоснабжения;

– договор на проведение режимно-наладочных работ с наладочной организацией, имеющей допуск к проведению указанных работ;

– акт приемки системы газоснабжения в эксплуатацию (под пусконаладочные работы газоиспользующего оборудо­вания);

– протоколы комиссий по проверке знаний обслужива­ющего персонала в части эксплуатации газоиспользующих установок;

– копия приказа о назначении лица, ответственного за безопасную эксплуатацию газового хозяйства энергопредп­риятия.

3.7.На период проведения пусконаладочных работ газового оборудования и автоматики безопасности ответственным за безопасное их проведение является руководитель пусконаладочной бригады, все работы выполняются только по его ука­занию. Наладка газового оборудования ГРП и газоиспользую­щих установок до ввода в промышленную эксплуатацию про­изводится по наряду-допуску на газоопасные работы.

Командированному персоналу наряды-допуски на газо­опасные работы выдаются на весь срок командировки. Про­изводство работ контролирует лицо, назначенное организа­цией, производящей работы.

3.8. После комплексного опробования всего оборудования и работы всего технологического цикла объекта (газоиспользующей установки) пусконаладочные работы считаются за­конченными и объект сдается пусконаладочной бригадой комиссии с оформлением соответствующего акта.

По результатам работ наладочной организацией в течение 1 месяца после завершения работ составляется технический от­чет о проведенной наладке газоиспользующего оборудования, средств автоматического регулирования и безопасности, а так­же режимные карты и графики работы оборудования.

3.9. Разрешение на ввод в промышленную эксплуатацию газоиспользующих установок выдается территориальной ин­спекцией Управления по технологическому и экологическо­му надзору Ростехнадзора в установленном порядке после представления наладочной организацией и организацией-за­казчиком отчета о проведенной наладке и производственной инструкции по эксплуатации газоиспользующей установки, учитывающей результаты наладочных работ.

3.10. Регистрация ОПО системы газопотребления ТЭС, районных тепловых котельных и котельных в территориаль­ных органах Ростехнадзора осуществляется на основании их

идентификации после окончания строительно-монтажных работ и приемки объектов в эксплуатацию.

3.11.Для регистрации систем объектов газопотребления организация-владелец представляет:

– акт приемки в эксплуатацию объектов газопотребления;

– лицензию на право эксплуатации объектов газопотреб­ления.

§

4.1. На газопроводах, на которых проводились работы связанные с применением газовой резки и сварки требования к герметичности ремонтируемого участка, узла предъявлять как к новому строительству.

4.1.1.Снятие заглушек на газопроводах ГРП при выводе газового оборудования ГРП из ремонта или из консервации разрешается после:

– проведения ТО или ППР газопроводов и газового оборудования ГРП;

– проверки работы технологических защит, блокировок и сигнализации, предусмотренных на ГРП;

– осмотра газопроводов и газового оборудования ГРП;

– контрольной опрессовки ГРП и наружных газопроводов сжатым воздухом.

Оборудование и газопроводы ГРП должны подвергаться контрольной опрессовке воздухом под давлением 0,01 МПа (1000 мм.вод.ст.). Ско­рость падении давления не должна превышать 600 Па/ч (60 мм.вод.ст.). При значениях падения давления, превышающих допустимые нормы, пуск газа и снятие заглушек на газопроводах не разрешаются до устранения причин сверхнормативного падения давления и проведения по­вторной контрольной опрессовки.

Результаты контрольной опрессовки должны записывать­ся в наряде газоопасных работ.

Если осмотренные и подвергшиеся контрольной опрессовке участки газопроводов не были заполнены газом, то при возобновлении работ по пуску газа осмотр и опрессовка пус­каемого участка должны быть произведены повторно.

4.1.2. До пуска газа на ТЭС ответственный за пуск обязан:

– предупредить персонал газоснабжающей организации о намеченном сроке пуска газа и согласовать последователь­ность выполнения совместных действий по пуску газа на элек­тростанцию;

– проинструктировать всех рабочих пусковой бригады о необходимых мерах безопасности при выполнении работы;

– проверить закрытие нарядов на производство ремонт­ных работ;

– проверить наличие и исправность у слесарей пусковой бригады инструмента и материалов (приложение В), необхо­димых для проведения работ по пуску газа, и наличие в наря­де подписей членов бригады о проведенном инструктаже.

4.1.3. Оперативный персонал, участвующий в пуске газа, обязан:

4.1.3.1. Осмотреть газопроводы оборудования ГРП и газопроводы котельной и проверить:

– наличие (отсутствие) механических повреждений на газовом оборудовании, газопроводах и сооружениях;

– чистоту помещения регуляторного зала и щита управ­ления ГРП;

– исправность системы освещения ГРП и телефонной связи;

– исправность ограждения и чистоту территории ГРП;

– наличие и исправность противопожарного инвентаря и предупреждающих знаков;

– наличие и состояние средств измерений,

Примечание: Не допускаются к применению средства измерений, у которых отсутствует пломба или клеймо, просрочен срок поверки, имеются повреждения, стрелка при отключении не возвра­щается к нулевому делению шкалы на значение, превышающее поло­вину допустимой погрешности для данного прибора, На циферблате или корпусе показывающих манометров должно быть краской обозна­чено значение шкалы, соответствующее максимальному рабочему дав­лению;

– состояние запорной арматуры, опорных конструкций; наличие крепежа на фланцевых соединениях газового обо­рудования и газопроводов и отсутствие на них заглушек (за исключением заглушек после входной задвижки, на байпасной линии, на линии подачи сжатого воздуха);

– закрыты ли запорные устройства на газопроводах к котлам101г, 201г, 301г, 401г, 501г, 601г, 701г;

– наличие за запорными устройствами на газопроводах к котлам заглушек (для ТЭС с поперечными связями);

– наличие и состояние заземления и стационарных токопроводящих соединений на фланцах оборудования и газо­проводов;

– состояние и положение арматуры ПСК (запорные уст­ройства перед предохранительными клапанами должны на­ходиться в открытом положении под пломбой);

– состояние трубопроводов регулирующей среды и со­единений их с МИМ регулирующих клапанов. Если в каче­стве привода для регулирующих клапанов применяются элек­трические исполнительные механизмы, то проверяется ис­правность тяг, соединяющих рычаги исполнительных меха­низмов и регулирующих органов, и наличие уплотнения в

месте их прохода через стены здания ГРП для обеспечения герметичности. При этом футляры должны быть заполнены асбестовой пушонкой и снабжены с обеих сторон сальника­ми, заполненными асбестовым шнуром;

– наличие смазки (приложение 2) на трущихся поверх­ностях МИМ (МЭО) и регулирующих клапанов;

– положение арматуры на трубопроводах подачи сжато­го воздуха в газопроводы (они должны быть закрыты, во фланцевых соединениях со стороны подачи воздуха установ­лены заглушки, а на месте съемной катушки со стороны по­дачи воздуха после вентиля установлена заглушка);

– состояние и работоспособность приборов, обеспечива­ющих непрерывный контроль содержания газа в воздухе помещения регуляторного зала ГРП и сигнализирующих об опасной концентрации газа в этом помещении. Проверка сигнализатора загазованности на соответствие установ­ленным параметрам должна выполняться с помощью контрольной га­зовой смеси, которая должна обеспечивать срабатывание сигнализатора при концентрации 20 % от нижнего предела взрываемости (1 % по метану). Проверка работы сигнализатора путем преднамеренного загазования помещения не допускается.

4.1.3.2. Сменить диаграммы, залить чернила в пишущие узлы регистрирующих приборов и подготовить приборы к работе в соответствии с инструкцией по их эксплуатации.

4.1.3.3. Снять установленные на электроприводах армату­ры цепи и плакаты и собрать электрические схемы электро­приводов и дистанционного управления запорной арматурой и клапанами ГРП. Подать напряжение на средства измере­ния и устройства защиты, блокировки, авторегуляторы и сиг­нализацию, а также на электроприводы регулирующей и за­порной арматуры.

4.1.3.4. Включить все средства измерения и отметить вре­мя включения регистрирующих приборов на диаграммах. Опробовать дистанционное управление оперативной армату­ры газопроводов с контролем сигнализации их положения.

4.1.3.5. Проверить работу технологических защит, блоки­ровок и сигнализации в соответствии с местной инструкцией по эксплуатации средств автоматики ГРП. В оперативном журнале ГРП записать результаты проверки.

4.1.3.6. Произвести настройку (проверку работоспособно­сти) регуляторов регулирующих клапанов в соответствии с указаниями местных инструкций по эксплуатации регулято­ров ГРП. Установить ключ переключатель регулирующих клапанов в положение «Ручное» и закрыть регулирующие клапаны,

Примечание – Пункты 4.1.3.2-4.1.3.6 выполняются персона­лом цеха ТАИ совместно с персоналом КЦ.

4.1.3.7. Открыть двери в помещение регуляторного зала ГРП и вентилировать его в течение всего времени продувки газом газопроводов ГРП.

4.1.4. Пуск газа в газопроводы котла, выводимые из режи­ма консервации, должен выполняться после производства на них непланового ТО и при наличии записей ответственных лиц в оперативном журнале начальника смены КЦ о готовности котла к растопке и эксплуатации на газе.

4.1.5. Снятие заглушек на газопроводах котла должно выполняться по наряду-допуску на производство газоопас­ных работ, которым должно быть предусмотрено проведе­ние контрольной опрессовки газопроводов котла воздухом при давлении 0,01 МПа (1000 мм вод.ст.). Скорость падения давления не должна превышать 0,60 кПа/ч (60 мм вод. ст/ч).

4.1.6. Оперативный персонал, участвующий в пуске газа на котел, обязан:

4.1.6.1. Проверить положение арматуры на газопроводах котла. При этом убедиться в том, что положение арматуры соответствует требованиям пункта 1.6.1.3 данной инструкции.

4.1.6.2. Произвести осмотр газопроводов, газовоздухопро­водов и вспомогательного оборудования котла и убедиться в:

– исправности опор и подвесок газовоздухопроводов котла;

– наличии, исправности и готовности к работе горелок котла и их ЗЗУ и ЗУ;

– исправности арматуры; при этом обратить внимание на наличие всех крепежных болтов в крышках и фланцевых соединениях, достаточность сальниковой набивки и наличие запаса для подтяжки сальников;

– исправности приводов к шиберам, клапанам и запор­ной арматуре, легкости управления шиберами вручную по месту;

– наличии заземления газопроводов и токопроводящих перемычек во фланцевых соединениях и надежности соеди­нения;

– соответствии местных указателей положения шиберов «Открыто» и «Закрыто»; проверить рабочий диапазон переме­щения шиберов и клапанов; установить штурвалы КДУ и МЭО приводов шиберов и задвижек в рабочее положение, обеспечи­вающее дистанционное управление от электропривода;

– исправности тягодутьевых машин и готовности их к работе;

– наличии и исправности средств пожаротушения;

– исправность основного и аварийного освещения;

– исправность средств связи с мест обслуживания обо­рудования.

4.1.6.3. Собрать электрические схемы электродвигателей механизмов и дистанционного управления арматурой, шибе­рами и клапанами. Подать напряжение на средства измере­ния и устройства защиты, блокировки, авторегуляторы и сиг­нализацию.

4.1.6.4. Включить все средства измерения и отметить вре­мя включения регистрирующих приборов на диаграммах. Опробовать дистанционное управление оперативной армату­рой газопроводов и шиберами газовоздухопроводов котла с контролем сигнализации их положения.

4.1.6.5. Перед пуском котла из режима консервации или из резерва продолжительностью более 3 суток:

– произвести полное ТО газового оборудования и газопроводов:

– проверить исправность и готовность к включению тя­годутьевых механизмов котла, его вспомогательного оборудования, средств измерения и дистанционного управления арматурой и механизмами, авторегуляторов;

– осуществить проверку настройки и срабатывания ПЗК;

– проверить работоспособность защит, блокировок и сигнализации, а также средств оперативной связи.

При пуске котла из резерва продолжительностью менее 3 суток проверке подлежат оборудование, механизмы, устрой­ства защиты, блокировок, средства измерения, на которых производился ремонт.

Выявленные неисправности должны быть устранены.

При неисправности защит и блокировок подача газа в газопроводы котла не допускается.

4.1.6.6. Собрать схему газовоздушного тракта котла для вентиляции топки и газовоздухопроводов, включая трубопро­воды рециркуляции топочных газов и «теплого ящика», для чего:

– открыть все шиберы на газовоздушном тракте котла;

– закрыть направляющие аппараты тягодутьевых машин.

4.1.6.7. Собрать схемы технического водоснабжения, пожаротушения в соответствии с местными инструкциями.

4.1.6.8. Подготовить к включению тягодутьевое оборудо­вание котла в соответствии с инструкциями.

4.1.6.9. Обо всех неисправностях, выявленных при осмот­ре газопроводов и оборудования ГРП и котельной, сообщить ответственному за пуск газа.

4.1.6.10. Допустить персонал газовой службы (мастерского участка) к снятию заглушек на газопроводах котла в соответ­ствии с пунктом 4.1.5 данной инструкции.

§

4.2.1. При пуске газа выпуск газовоздушной смеси должен производиться через продувочные газопроводы, установлен­ные в ГРП и в конечных точках продуваемых участков газо­проводов. Запорные устройства, установленные на продувоч­ных газопроводах, должны открываться в последовательнос­ти, указанной планом организации работ.

Заполнение газопроводов (продувку газопроводов и газо­вого оборудования) газом необходимо осуществлять после­довательно: до ГРП, в ГРП, до КЦ, до горелок котла, до запальных устройств котла.

Каждая операция производится самостоятельно.

Приступать к работе по снятию заглушки, установленной за входной задвижкой ГРП, следует после окончания продувки газопровода высокого давле­ния от ГРС газом и при положительных результатах контрольной опрессовки.

Продувку газопроводов высокого и среднего давления следует осуществлять газом с давлением не более 0,1 МПа (1 кгс/см2), газопроводов низкого давления – газом с давле­нием, не превышающим рабочее.

Во время продувки не допускается в радиусе 10 м от мес­та выпуска газовоздушной смеси применение открытого огня, курение и другие действия, способные вызвать загорание газовоздушной смеси.

Продувку газопроводов ГРП (котла) газом следует произ­водить в режиме ручного (дистанционного) управления регу­лирующими клапанами ГРП (котла). При продувке газопро­водов газом необходимо наблюдать за давлением газа по при­борам, не допуская повышения давления газа сверх рабоче­го. Про­дувке газом подлежат все газопроводы и газовое оборудова­ние ГРП, принятое в эксплуатацию.

4.2.2. Время окончания продувки регламентируется содер­жанием кислорода, которое определяется анализом или сжи­ганием отбираемых проб. Отбор проб производится соглас­но ГОСТ 18917-82. Содержание кислорода в газе не дол­жно превышать 1%, а сгорание газа должно происходить спо­койно, без хлопков. После окончания продувки вентиль про­дувочного газопровода на продуваемом участке газопровода необходимо закрыть.

4.2.3. Заполнение газопроводов котла газом должно производиться при включенных в работу дымососах, дутье­вых вентиляторах, дымососах рециркуляции в последователь­ности, указанной в местной инструкции по эксплуатации котельной установки.

4.2.4. Продувать газопроводы котла через трубопроводы без­опасности и горелочные устройства котла не допускается,

4.2.5. После окончания продувки участков газопроводов газом необходимо при рабочем давлении газа в газопроводах проверить герметичность всех соединений (сварных, резьбо­вых, фланцевых и сальниковых уплотнений) газопроводов, газового оборудования и арматуры в ГРП и котельной мыль­ной эмульсией или специальными приборами. Резуль­таты проверок заносятся в оперативные журналы ГРП.

4.2.6. После окончания продувки газопроводов ГРП и об­щего газопровода котельной следует:

– установить ручным задатчиком положение, необходимое для поддержания требуемого давления газа на выходе из ГРП;

– установить ключ-переключатель всех регулирующих клапанов в положение «Автомат», т.е. поставить регулирую­щие клапаны в автоматический режим регулирования;

– открыть полностью входную и выходную задвижки на ГРП;

– установить ключи управления задвижками рабочих редуцирующих установок в положение «Работа», а задвиж­кой резервной редуцирующей установки — в положение «Резерв» (количество редуцирующих установок, включаемых в работу, определяется их производительностью и расходом газа в котельную и устанавливается положениями местной инструкции по эксплуатации ГРП);

– проверить по показаниям средств измерения работу регулирующих клапанов, давление газа на входе в ГРП и на выходе из него;

– сделать записи о пуске газа в оперативном журнале ГРП и НСКЦ, а также в наряде на газоопасные работы.

4.2.7. До окончания операций по розжигу первой расто­почной горелки котла на газе запорное устройство растопоч­ного продувочного газопровода на газопроводе котла долж­но находиться в открытом положении.

4.2.8. В период пуска газа в цеховой газопровод, после проведения ремонтных работ на газопроводах и оборудовании ГРС, переводить котлы на сжигание газа, только после сжигания 18000 м3.

§

Порядок действий следующий:

5.1. Перед растопкой котла из холодного резерва необхо­димо провести предпусковую проверку герметичности зат­вора запорных устройств перед горелками и ПЗК газом. Растопка котла на газе производится по программе (приложение № 1) Порядок проведения предпусковой проверки устанавливается производственной «Инструкцией по эксплуатации котла Е-230-100 ГМ.

5.2. Непосредственно перед растопкой котла (из любого состояния) должны быть провентилированы топка, газоходы (в том числе рециркуляционные), «теплый ящик», а также воздуховоды в течение не менее 10 мин при открытых шибе­рах газовоздушного тракта и при расходе воздуха не менее 25% номинального.

5.3. Растопка котлов с уравновешенной тягой должна вес­тись при включенных дымососах и дутьевых вентиляторах.

5.4. В соответствии с указаниями инструкции по эксплуатации котла следует произвести сборку схемы пароводяного тракта котла и паропроводов, минимальный ра­стопочный уровень в барабане барабанного котла.

5.5. Растопочные го­релки должны быть оснащены ЗЗУ с управлением дистанци­онно и по месту. На котлах ТЭЦ-3 обе горелки являются растопочными.

5.6. После окончания вентиляции газовоздушного тракта котла надо собрать схему газовоздухопроводов котла, при­крыть примерно до 30% воздушные шиберы горелок, не уча­ствующих в начале растопки котла,

5.7. После окончания продувки газопроводов котла (и проведения предпусковой проверки на герметичность затво­ра запорных устройств перед горелками) воздействием на основной регулирующий клапан (или клапан малого расхода, если он предусмотрен проектом) следует установить необхо­димое давление газа для обеспечения растопочными горел­ками начального расхода газа на котел, включить регулятор поддержания заданного давления (или расхода) газа.

5.8. При наличии растопочного уровня в бараба­не барабанного котла следует произвести розжиг горелок котла, при этом:

5.8.1. Убедиться в том, что защиты, не препятствующие пуску оборудования котла, включены; переключатель топли­ва установить в положение «Газ».

5.8.2. При автоматическом розжиге произвести розжиг горелок со щита управления в соответствии с заданным алго­ритмом и по месту контролировать розжиг и работу горелок.

5.8.3. При дистанционном (со щита управления) или ручном (по месту) розжиге горелки произвести следующие операции:

– установить разрежение в верху топки на уровне 10-30 Па (1-3 мм вод.ст.);

– прикрыть шиберы воздуха на разжигаемой горелке для предупреждения отрыва факела потоком воздуха;

– открыть запорный вентиль перед ЗЗУ разжигаемой го­релки;

– включить ЗЗУ разжигаемой горелки, убедиться визу­ально в загорании и устойчивом горении факела ЗЗУ;

– открыть первую по ходу газа задвижку перед горелкой;

– приоткрыть вторую по ходу газа задвижку, убедиться в загорании газа (наличии факела) и в устойчивом горении пламени горелки;

– закрыть запорное устройство на трубопроводе безо­пасности;

– постепенно открыть шибер на подводе воздуха к го­релке;

– открыть полностью вторую задвижку перед горелкой;

– восстановить разрежение в верху топки.

В такой же последовательности зажечь остальные расто­почные горелки.

5.8.4. При невоспламенении или погасании любой расто­почной горелки необходимо немедленно прекратить подачу газа к котлу и ко всем растопочным горелкам, отключить ЗЗУ и провентилировать горелки, топку и газоходы не менее 10 мин при расходе воздуха не менее 25% номинального. После устранения причины невоспламенения газа или погасания факела можно приступить к повторной растопке.

5.8.5. Растопка котла, все горелки которого оснащены ПЗК и ЗЗУ, может начинаться с розжига любой горелки. При погасании горелки должна быть немедленно прекращена подача газа к этой горелке, отключено ее ЗЗУ и проведена вентиляция горелочного устройства при полном открытии запорного устройства на воздуховоде к нему.

Растопка котла должна продолжаться розжигом последу­ющей горелки. Повторный розжиг отключенной горелки дол­жен производиться после устранения причин ее погасания.

При невоспламенении или погасании растапливаемых последовательно первой и второй горелок должна быть пре­кращена подача газа к котлу и проведена вентиляция топки и газоходов котла в течение не менее 10 мин при расходе воздуха не менее 25% номинального, после чего растопка котла может быть возобновлена.

При погасании во время растопки всех включенных горе­лок (при нагрузке котла менее 30%) должна быть немедленно прекращена подача газа на котел и ко всем отключенным горелочным устройствам, отключены их ЗЗУ и проведена вентиляция топки и газоходов котла в течение не менее 10 мин при расходе воздуха не менее 25% номинального. После устранения причин погасания факела и вентиляции отклю­ченных горелочных устройств можно приступать к повтор­ной растопке котла.

5.8.6. В случае погасания общего факела в топке должна быть немедленно прекращена подача газа к котлу, горелкам котла, открыты запорные устройства на трубопроводах безо­пасности и отключены ЗЗУ и ЗУ. Только после выявления причины погасания факела, ее устранения и проведения вен­тиляции горелок, топки и газоходов в течение не менее 10 мин при расходе воздуха не менее 25% номинального можно приступить к повторной растопке котла.

5.8.7. Отключать ЗУ горелки разрешается производить пос­ле установления устойчивого горения и стабилизации факела горелки.

Количество включенных горелок и расход (давление) газа на котел определяются режимной картой работы котла (ин­струкцией).

5.8.8. После розжига первой растопочной горелки (см. пункт 4.2.7. настоящей инструкции) закрыть запорное устройство на растопочном продувочном газопро­воде котла.

Установить разрежение в верху топки на уровне 10-30 Па (1-3 мм вод. ст.), включить регулятор разрежения.

5.8.9. С момента розжига горелок необходимо следить за:

– давлением газа, не допуская его уменьшения или по­вышения сверх допустимых значений, принятых для данного типа котла;

– режимом горения, поддерживая расход воздуха согласно указаниям режимной карты;

– работоспособностью систем контроля, дистанционно­го управления и авторегулирования, защит, блокировок и сигнализации;

– плотностью газопроводов котла, определяя места уте­чек газа по звуку, запаху или нанесением на места возможных утечек мыльной эмульсии. При обнаружении утечек газа не­медленно сообщить об этом руководителю цеха (котельной) и принять меры к устранению утечек и вентиляции помещения.

5.8.10. Согласно указаниям инструкции по эксплуатации котла произвести дальнейшую на­грузку котла.

5.8.11. После розжига всех растопочных горелок или достижения 30%-ного номинального расхода газа включить защиту (если она не вводится автоматически) по погасанию факела в топке, предварительно убедившись в работоспособ­ности датчиков и наличии показаний факела по каждому из задействованных комплектов.

5.9.12. После исчерпания регулировочного диапазона растопочного клапана перевести регулирование расхода газа на основной клапан, для чего следует открыть запорное уст­ройство перед основным клапаном, снять воздействие регу­лятора на растопочный клапан, включить регулятор основ­ного клапана, постепенно закрыть растопочный регулирую­щий клапан.

5.8.13. Продолжить нагружение котла до номинального или заданного значения.

При ручном управлении тепловой нагрузкой котла опера­ции производить в следующем порядке:

– для увеличения нагрузки постепенно увеличить снача­ла подачу воздуха, затем газа и отрегулировать тягу;

– для уменьшения нагрузки постепенно уменьшить сна­чала подачу газа, затем воздуха и отрегулировать тягу.

5.8.14. При достижении нагрузки на котле, достаточной для обеспечения условий работы защит, препятствующих пуску, включить эти защиты;

§

§

7.2.1. Контрольный осмотр тех. состояния газопроводов и сооружений на них производится при обходе трасе газопроводов по графику.

7.2.2. Обход трасс надземных газопроводов и сооружений должен производиться по графику, но не реже 1 раза в 3 мес.

7.2.3. При обходе надземных газопроводов выявляются утечки газа, повреждения отключающих устройств, наруше­ния крепления и провисание труб, а также состояние и рабо­та компенсирующих устройств, правильность работы опор.

7.2.4. Внеочередные целевые технические обследования стальных газопроводов должны производиться при обнару­жении неплотности или разрыва сварных стыков, сквозного

коррозионного повреждения.

7.2.5. Контрольный осмотр технического состояния оборудования и территории ГРП (ГРУ) должен производить­ся по графику, в сроки, установленные техническим руково­дителем энергопредприятия и обеспечивающие безопасность и надежность эксплуатации.

При осмотре технического состояния ГРП (ГРУ) должны выполняться:

– проверка по приборам давления газа до и после регу­лятора температуры воз­духа в помещении;

Неисправность регуляторов, вызывающая колебание давления газа, превышающее 10% рабочего давления, неполадки в работе пре­дохранительных клапанов, а также утечки газа должны устраняться в аварийном порядке, т.е. немедленно, с предварительным уведомлени­ем начальника смены цеха (станции).

– контроль за состоянием и положением арматуры (регулирующей и запорно-предохранительной) и их соеди­нением с приводом;

– проверка загазованности помещения регуляторного зала с помощью прибора (или мыльной эмульсией при отыскании утечки газа);

– проверка герметичности мест прохода сочленений (тяг) приводных механизмов с регулирующими клапанами (визу­ально);

– проверка состояния и работы электроосвещения, вен­тиляции, системы отопления, визуальное выявление трещин и неплотностей стен, разделяющих основное и вспомогатель­ное помещения; – внешний и внутренний осмотр здания; при необходи­мости — очистка помещений и оборудования от загрязнения.

Осмотр технического состояния ГРП, расположенных в отдельно стоящих зданиях, а также ГРУ, размещенных в отдельных помещениях, должен производиться двумя рабочими. Осмотр ГРУ, располо­женных непосредственно в помещениях, где используется газ, или ГРП, на которых предусмотрено круглосуточное дежур­ство персонала, допускается производить одному рабочему.

Показания приборов и результаты осмотра должны быть занесены в эксплуатационный журнал ГРП (ГРУ).

Обо всех замеченных недостатках или неисправностях необходимо немедленно довести до сведения начальника сме­ны КЦ и НСС.

§

§

8.1.1.Вывод в резерв одной из двух находящихся в работе редуцирующих установок (в случае перевода части котлов на сжигание другого вида топлива или снижения нагрузки) не­обходимо производить в следующем порядке:

– перевести ключ блокировки запорного устройства на входе в рабочую редуцирующую установку, выводимую в резерв, в положение «Нейтральное», а ее регулирующие кла­паны — в ручной режим регулирования, т.е. поставить их ключ-переключатель в положение «Ручное»;

– оставить на АВР резервную редуцирующую установку, т.е. ключ блокировки запорного устройства на входе должен находиться в положении «Резерв»;

– постепенно, следя за давлением газа на выходе из ГРП, закрыть регулирующие клапаны на выводимой в резерв ре­дуцирующей установке, после чего закрыть ее запорное уст­ройство на входе;

– проверить работу оборудования ГРП (давление, сте­пень открытия регулирующих клапанов, расход) и сделать запись в оперативном журнале НСКЦ и эксплуатационном журнале ГРП о выполненной работе.

8.1.2.Вывод в резерв ГРП (при наличии одного ГРП на ТЭС) производить в следующем порядке:

– предупредить персонал ГРС о временном прекраще­нии приема газа ТЭС,

– перевести работающие котлы (котельную) на сжигание резервного вида топлива; при этом закрыть ПЗК на котлах;

– закрыть запорные устройства на каждой горелке котла;

– закрыть запорные устройства на газопроводах к котлам;

– открыть запорные устройства на трубопроводах безо­пасности у горелок котлов;

– открыть запорные устройства на продувочных газопро­водах газопроводов котлов;

– закрыть запорное устройство на входе газопровода в ГРП (1ВВОД),

– установить все ключи блокировки запорных устройств на входе в редуцирующие установки в положение «Нейт­ральное»;

– ключи-переключатели всех регулирующих клапанов ГРП, имеющих электропривод, перевести в положение «Ручное»;

– закрыть дистанционно открытые запорные устройства на входе и регулирующие клапаны редуцирующих устано­вок. Положение электрифицированных задвижек оборудо­вания ГРП («Открыто», «Закрыто») проверяется по месту, а также по световым указателям, а положение регулирующих клапанов — по их УП (на щите управления ГРП).

8.2. Останов котла.

Котел одолжен быть остановлен защитами действующими на останов котел с отключением подачи газа на котел в случаях:

8.2.1. Погасания факелов всех горелок в топке (общего факела в топке).

8.2.2. Отключении всех дымососов.

8.2.3. Отключении всех дутьевых вентиляторов.

8.2.4. Понижении давления газа после РК ниже заданного значения (При работе котла на газе).

8.3. Подача газа в газопроводы котла должна быть немедленно прекращена оперативным персоналом в случаях:

8.3.1. Несрабатывания технологических защит.

8.3.2. Взрыва в топке, газоходах, разогрева докрасна несущих балок каркаса или колонн котла, обрушения обмуровки

8.3.3. Пожара, угрожающего персоналу, оборудованию или цепям дистанционного управления отключающей арматуры, входящей в схему защиты котла.

8.3.4. Исчезновения напряжения на устройствах дистанционного и автоматического управления или всех контрольно-измерительных приборах.

8.3.5. Разрыв газопровода котла.

8.3.6. Погасание общего факела в топке.

8.4. Немедленной останов котла производится при срабатывании защит, действующих на останов котла или отключением его машинистом котла с помощью ключа “ДОК” в следующем порядке:

8.4.1. Защитой, действующей на отключение подачи газа на котел и при останове котла, выполняются следующие операции:

– закрывается ПЗК на общем газопроводе котла,

– закрывается запорное устройство с эл.приводом на газопроводе вводе к котлу 101г и запорное устройство на вводе газопровода запального газа котлу,

– закрываются запорные устройства перед всеми горелками котла (при оснащении каждого запорного устройства эл.приводом),а также перед ЗЗУ, в том числе импульсные клапана перед 33У на газопроводе запорного газа,

– открываются запорные устройства на трубопроводах безопасности перед каждой горелкой.

– отключаются 33У,

– срабатывает реле останова котла,

8.4.2. Остановить ВРГ и закрыть его шибера.

8.4.3. Отключить регуляторы направляющих аппаратов ДВ и остановить ДВ.

8.4.4. Газоходы и системы рециркуляции должны быть провентилированы в течении не менее 10 минут. После чего ТДУ должны быть отключены, закрыты лазы, люка, шиберы газовоздушного тракта и направляющие аппараты ТДУ

8.5. При плановом останове уменьшить постепенно расход газа до допустимого значения, поддерживая расход воздуха на горелки и разряжение в топке после чего:

– либо ключом “ДОК” остановить котел, при этом следует проследить за правильностью действия защит, в случае отказа защиты следует выполнять необходимые операции вручную согласно п.п. 8.4.1. – 8.4.4.

– либо последовательно, в порядке указанном в инструкции по эксплуатации котла отключить горелки путем закрытия запорных устройств перед ними. После закрытия обоих запорных устройств перед горелками открыть запорное устройство на трубопроводе безопасности этой горелки. При отключении корректируется подача воздуха и разрежение.

После погасания всех горелок необходима закрыть ПЗК и запорное устройство на газопроводе-вводе к котлу, а также запорное устройство на газопроводе газа к ЗЗУ, дополнительно выполнить операции п.п.8.4.3-8.4.5. При необходимости открыть запорные устройства на продувочных газопроводах к основным горелкам и ЗЗУ.

8.5.2. После отключения горелок визуально убедиться в полном погасании факела в топке.

8.5.3. Непосредственно после останова должны быть провентилированы топка, газоходы и системы рециркуляции. Выполнить вентиляцию топки и газовоздухопроводов в течении не менее 10 мин., после чего остановить ДВ, а затем ДС после отключения закрыть их направляющие аппараты и шиберы газовоздушного тракта котла.

8.5.4. Отключить защиты, вводимые машинистом со щита управления. Убедиться в их отключении по световой сигнализации.

8.5.5. Убедиться по световой сигнализации в оперативном контуре о выводе защит, включающихся автоматически при растопке котла.

8.6. Вывод из работы технологических защит, блокировок и сигнализации на работающем оборудовании разрешается в случаях:

8.6.1. При работе оборудования в переходных режимах;

8.6.2. При переводе котла на другой вид топлива снимается зашита по давлению газа, и давлению мазута.

Защита по уровню включается после включения котла в параллельную работу с остальными котлами и сверке уровнемеров с показаниями водоуказательных приборов прямого действия.

8.6.3. При очевидной неисправности защит. Отключение производится по распоряжению НСС с обязательным уведомлением главного инженера и оформлением записи в оперативном журнале.

8.6.4. Для периодического опробования, если оно производится на действующем оборудовании. Необходимости отключения, обусловленной производственной инструкцией.

Отключение должно выполняться по письменному распоряжению НСС в оперативном журнале с обязательным уведомлением главного инженера.

§

8.7.1. Вывод на консервацию и ремонт всего газового хозяйства ТЭЦ должен производиться по наряду-допуску на газоопасные работы в следующем порядке:

8.7.2. Предупредить персонал газоснабжающей организации (ГРС Ново-Александровка, УОС, НУНПЗ) о намечаемом прекращении приема газа ТЭЦ.

8.7.3. Перевести котлы на мазут.

8.3.4. Подготовить систему подачи сжатого воздуха на продувку газопроводов ГРП и котлов.

8.7.5. Перевести ключи блокировки запорных устройств на редуцирующих установка ГРП в положение “Нейтрально”, а регулирующие клапана в ручной режим управления.

8.7.6.. Закрыть запорное устройство на вводе газопровода на территорию ГРП и запорное устройство на входе в ГРП, снять напряжение с их эл. приводов, разобрать их эл. схемы, а приводы закрыть на цепи с замками и повесить плакаты “Не открывать, работают люди”.

8.7.7. Открыть запорные устройства на продувочных газопроводах, установленные на ГРП и газопроводах КЦ и котлов. При этом необходимо убедиться по показаниям приборов, что давление газа в газопроводах упало до “0”.

8.7.8. Установить по наряду-допуску на газоопасные работы заглушки за запорным устройством на входе в ГРП.

8.7.9. Снять заглушку на трубопроводе подачи сжатого воздуха к ГРП и установить съемный участок.

8.7.10. Снять заглушки на штуцере подачи сжатого воздуха в газопроводы ГРП.

8.7.11. Продуть сжатым воздухом оборудование и газопроводы ГРП и котельной. При продувке контролировать давление в газопроводах не допуская его повышения сверх рабочего. Продолжительность продувки воздухом участков газопроводов и оборудования определяется по результатам анализа: остаточное содержание газа в продувочном воздухе не должно превышать 1/5 нижнего предела воспламеняемого газа (для природного- не более 1% по объему). Помещение регуляторного зала ГРП при продувке должно непрерывно проветриваться

8.7.12. Закрыть все регулирующие клапаны на редуцирующих установках ГРП и электрофицированную арматуру на ГРП и КЦ, не электрифицированную арматуру после ГРП и в ГРП.

8.7.13. Установить заглушки на газопроводе вводе к котлу и на газопроводе запального газа (при отводе газопровода запального газа на котел до запорного устройства на газопроводе вводе к котлу).

8.7.14. Снять напряжение с электрифицированной арматуры ГРП и КЦ, а с цепей управления эл. приводов снять предохранители. На запорных устройствах вывесить знаки безопасности “Не открывать- работают люди”.

8.7.15. Запорные устройства на продувочных газопроводах, на оборудовании и газопроводов ГРП и КЦ и трубопроводах безопасности при консервации или выводе в ремонт остаются открытыми и на них вывешиваются знаки безопасности “Не закрывать- работают люди”.

8.7.16. Установить токопроводящие перемычки.

8.7.17. Сделать запись в оперативном журнале ГРП о проделанной работе.

8.7.2.1. Вывод на консервацию (в ремонт) ГРП при остающихся в работе других ГРП должен производится по наряду-допуску на газоопасные работы в следующем порядке:

8.7.2.2. Проверить работу оборудования ГРП, который намечено оставить в работе, проверить общестанционную систему газоснабжения для котлов переводимых на мазут.

8.7.2.3. Выполнить п.п.8.7.7.-8.7.10.

8.7.2.4. Закрыть запорные устройство на входе до ГРП, снять напряжение с его эл. привода, разобрать его эл.схему, а привод запереть на цепь с замком и повесить плакат “Не открывать- работают люди”.

8.7.2.5. Выполнить п.п. 8.7.11.- 8.7.16

8.7.2.6. Установить по наряду-допуску на газоопасные работы заглушку перед запорным устройством (по ходу газа) на выходе из ГРП (при возможности ее установки).

8.7.3. Вывод в ремонт (на консервацию) газопроводов котла после останова котла необходимо производить в следующем порядке

8.7.3.1. Оградить места производства работ по установке заглушек на газопроводах котла и вывесить плакаты “Проход запрещен” и “Огнеопасно”.

8.7.3.2. Подготовить систему продувки газопроводов котла сжатым воздухом.

8.7.3.3. Проверить закрыты ли запорные устройства на газопроводе -вводе к котлу и на газопроводе запального газа.

8.7.3.4. Проверить закрыты ли запорные устройства перед горелками и открыты ли запорные устройства на трубопроводах безопасности 14сг,15сг – 74сг,75сг.

8.7.3.5. Разобрать эл. схемы электрофицированной арматуры на газопроводах котла (кроме арматуры на продувных газопроводах) – 101г, 102г, 103г,105г,106г,107г,108г,-701г,702г, 703г, 705г, 706г, 707г, 708г.

8.7.3.6. Проверить, открыты ли запорные устройства на продувочных газопроводах на отключённом участие газопровода котла 11сг, 12сг, 13сг, 11сз, 12сз – 71сг, 72сг, 73сг, 71сз и убедиться по показаниям манометра перед горелками, что давление в газопроводе упало до нуля.

8.7.3.7. Проверить герметичность закрытия запорного устройства на газопроводе-вводе к котлу, для чего закрыть запорные устройства на продувочных газопроводах и убедиться по показаниям манометра перед горелками в том, что давление газа на отключённом участке газопровода котла не повышается.

8.7.3.8. Закрыть привод запорного устройства на газопроводе-вводе к котлу цепью на замок и вывесить плакат «Не открывать – работают люди».

8.7.3.9. Открыть запорные устройства на продувочных газопроводах на отключённом участке газопровода котла. Разобрать эл. схемы электрифицированной арматуры на продувочных газопроводах.

8.7.3.10. Закрыть привода запорных устройств на продувочных газопроводах цепями с замками и вывесить плакаты «Не закрывать работают люди».

8.7.3.11. Продуть отключенный участок газопровода котла воздухом, для чего:

– снять заглушку на воздушной линии,

– подать сжатый воздух в газопровод, открыв запорное устройство на продувочном штуцере. При этом давление воздуха не должно превышать рабочего давления газа в коллекторе за ГРП- 0.9 ати.

8.7.3.12. Взять первичные пробы воздуха из продуваемого участка газопровода. Анализ делает дежурный лаборант хим. цеха. Продолжительность продувки определяется остаточным содержанием газа в продувочном воздухе: оно не должно превышать 1/5 нижнего предела воспламеняемости газа(1 % по метану).

8.7.3.13. Через 10-15 мин.взять повторную пробу воздуха. Сравнить результаты двух анализов. Если анализы показали отсутствие взрывоопасной концентрации газовоздушной смеси, лаборант делает в наряде-допуске отметку о полученных результатах.

8.7.3.14. При получении подтверждения от хим. цеха о положительных результатах обоих анализов, установить заглушку после запорного устройства101г.-701г.

Если результаты указывают на негерметичность закрытия 101г.-701г. следует отключить выводимый в ремонт участок газопровода арматурой, предшествующей неисправной задвижке (при наличие таковой), в противном случае возможность установки заглушки определяется решением гл. инженера ТЭЦ.

8.7.3.15. Допускающий вместе с ответственным руководителем и производителем работ по наряду проверяет непосредственно на рабочем месте выполнения мер безопасности, указанных в наряде. При необходимости принимает дополнительные меры для безопасного производства работ.

8.7.3.16. Сделать запись в оперативном журнале НСКЦ.

8.7.4. Вывод в ремонт редуцирующей установки ГРП необходимо производить в следующем порядке:

– ввести в эксплуатацию резервное оборудование и убедиться в его нормальной работе.

– закрыть запорные устройства на входе и выходе неисправного или требующего очистки оборудования,

– открыть запорные устройства на продувочных газопроводах и газопроводах безопасности, на оборудовании выводимом в ремонт,

– подготовить систему подачи сжатого воздуха в ГРП, снять установленные заглушки на трубопроводе подачи воздуха к выводимому в ремонт оборудованию,

– проверить герметичность закрытия запорных устройств на входе и выходе от неисправного или требующего очистки оборудования,

– продуть сжатым воздухом до вытеснения всего газа, оборудование выводимое в ремонт совместно с газопроводами, отобрать анализ воздуха,

– установить токопроводящие перемычки (для оборудования вне помещения) и заглушки по наряду на газоопасные работы, во фланцах запорных устройств, после запорного устройства на входе и перед запорным устройством на выходе редуцирующей установки (при возможности установки) выводимых в ремонт.

§

§

§

10.1. К капитальному ремонту газопроводов относится ра­бота по замене изношенных конструкций узлов и деталей.

10.2. Для всех газопроводов, отобранных для капитального ремонта, должна быть составлена сметная документация.

Для объектов со сложной технологией ремонтных работ должны составляться планы производства работ, в которых определяются методы и сроки выполнения работ, потребность в рабочей силе, материалах, арматуре, деталях и строитель­ных материалах.

10.3. В состав капитального ремонта наружных газопрово­дов входят следующие основные работы:

– ремонт и замена участков труб, пришедших в негод­ность;

– замена изоляции вместе с трубами или без них на от­дельных участках трубопровода;

– замена неисправных кранов и задвижек;

– разборка задвижек и кранов, замена износившихся узлов и деталей;

10.4. При перекладке участка газопроводов составляется проектная и исполнительно-техническая документация в со­ответствии с требованиями, предъявляемыми к новому стро­ительству.

В случаях, когда трассы газопроводов не изменяются, со­ставляется только исполнительно-техническая документация.

10.5. К капитальному ремонту ГРП (ГРУ) относятся следу­ющие работы:

– ремонт и замена устаревшего и изношенного оборудо­вания или отдельных его частей;

– ремонт здания ГРП.

10.6. Результаты работ по капитальному ремонту должны заноситься в паспорт газопровода (ГРП).

10.7. Капитальный ремонт газопроводов и оборудования ГРП производится по мере необходимости по результатам технического диагностирования ГРП. Техническое диагнос­тирование ГРП проводится в соответствии с требованиями РД 153-39.1-059-00.

§

11.1. Общие положения.

11.1.1. Неисправностью в работе оборудования газового хозяйства считается нарушение плотности газопроводов и газового оборудования /разрыв арматуры и сварных соединений газопроводов, утечка газа через неплотности фланцевых соединений оборудования и арматуры и нарушение в работе газового оборудования водяная, снежно-ледяная, смоляная, нафталиновая, кристаллогидратная закупорки арматуры и газопроводов, резкое повышение (понижение) давления газа на входе и выходе из ГРП и т.д.

Основной причиной образования снежно-ледяных и кристаллогидратных пробок в газопроводах является конденсация влаги при дросселировании давления газа. Среднее значение дроссельного эффекта для природного газа составляет 5,5 оС/МПа, т.е. при снижении давления газа на 1 МПа (10кгс/см2) температуры газа понижается в среднем на 5,5 оС.

Для исключения гидрообразований при дресселировании необходимо повысить температуру газа выше точки росы, определенней при давлении газа после регуляторов. Практически для исключения образования гидратных пробок в газопроводах при транспортировки природного газа с входным давлением до 12 кгс/см2– температура газа на входе в ГРП должна быть не ниже 4-б оС в зависимости от относительной плотности (для плотности 0,6кгс/см2– 4 оС, а для плотности 0,8 кгс/см2 – 6 оС).

11.1.2. Нарушения и неисправности в работе оборудования при несвоевременном принятии мер к их устранению могут создать угрозу безопасности персонала, сохранности оборудования и бесперебойной работы ТЭЦ и привести к аварии.

11.1.3. При нарушениях в работе оборудования (срабатывания звуковой и световой сигнализации) оперативный персонал обязан:

– тщательно проверить параметры работы оборудования и на основании показаний приборов и внешних признаков составить четкое представление о происшедшем нарушении режима работы ГРП.

– сообщить начальнику смены КЦ или начальнику смены станции о случившимся.

– установить характер и место повреждения оборудования.

– немедленно принять меры к устранению опасности для жизни людей и обеспечению сохранности оборудования.

– включить резервное и отключить поврежденное оборудования.

– убедиться в нормальной работе включенного резервного оборудования.

– принять меры к восстановлению нормальной работы поврежденного оборудования.

11.1.4. Ликвидация нарушений и неисправностей в газовом хозяйстве производится оперативным персоналом цехов под руководством НСС. Во время ликвидации аварий оперативный персонал должен действовать согласно разработанному и утвержденному главным инженером ТЭЦ «Плану ликвидации аварий и неполадок в газовом хозяйстве КЦ Уфимской ТЭЦ-3».

Во время ликвидации аварии не допускается проведение ремонтных работ или испытание оборудования.

11.1.5. При несчастных случаях должна быть немедленно оказана медицинская помощь пострадавшему в соответствии с правилами оказания первой помощи. При этом необходимо организовать вызов медицинского персонала и сообщить о случившемся НСКЦ и НСС.

11.1.6. В оперативном журнале начальника смены КЦ должна быть зафиксирована авария с указанием времени начала, характера протекания и действий персонала по ее ликвидации, а также точного времени отдельных событий (включения, отключения оборудования, срабатывания блокировок, защит и др.)

11.1.7. О каждом несчастном случае, связанном с использованием газа, а также об авариях на объектах газового хозяйства администрация ТЭЦ должна немедленно сообщить местному органу газового надзора.

§

11.2.1. Оперативный персонал ТЭЦ обязан немедленно сообщить НСКЦ об утечке газа из газопровода или газового оборудования .

11.2.2. НСКЦ обязан немедленно сообщить НСС о случившемся, проверить полученную информацию и действовать согласно «План ликвидации аварий и неполадок в газовом хозяйстве КЦ Уфимской ТЭЦ-3».

11.2.3. НСС должен сообщить о случившемся руководству ТЭЦ, КЦ, РУ

– в рабочее время – по прямому аварийному телефону,

– в вечернее и ночное время – по домашним телефонам.

– закрыть запорные устройства (на входе и выходе) на участке газопровода, требующем выполнения восстановительных работ,

– снять напряжение с электроприводов задвижек (регулирующих клапанов) на отключенном участке и повесить плакаты. “Не включать – работают люди”

– оградить место производства работ и подъездные пути к нему, вывесить плакаты “Проход закрыт”, “Опасная зона”, “Осторожно газ”, “Огонь не применять”, “Огнеопасно”, “Работать здесь”.

– закрыть приводы задвижек цепями и запереть их замками, вывесить плакаты, “Не открывать- работают люди””,

– подготовить систему подачи сжатого воздуха к оборудованию и газопроводам отключенного участка, продуть газопровод через продувочные газопроводы и взять пробу на анализ газовоздушной смеси от поврежденного участка газопровода,

– допустить ремонтный персонал к устранению повреждения и к установке заглушки (или заглушек) согласно наряду-допуску и плану проведения ремонтных работ с указанием места и характера проводимой работы.

11.2.6. Возможные аварийные ситуации в газовом хозяйстве и действия персонала для их устранения приведены в «Плане ликвидации аварий и неполадок в газовом хозяйстве КЦ Уфимской ТЭЦ-3» и «Плане взаимодействия служб различных ведомств по локализации и ликвидации аварийных ситуаций в ГХ Уфимской ТЭЦ-3».

Начальник КЦ Кремер А.В.

Начальник ПТО Гайсин В.А.

Приложение № 1 Уфимская ТЭЦ-3

Программа переключений №______ при растопке ПК-1 на газе

ПК-1 Дата ” ” ________ 200 г.

Начало ________ Окончание ______________

№ п/п Наименование операций Время начала и окончания операции Лицо выполняющее операцию Роспись о выполнении. ФИО
1. 2. 3. 4. 5. 6.
    Начало Окончание    
1. Проверить закрытое положение газовой задвижки 101г, 11зг     Ст. маш.  
2. Закрыть газовые задвижки 107г, 108г перед горелками и вентиля на ЗЗУ 12зг, 13зг     Ст. маш.  
3. Закрыть продувочные свечи и свечи безопасности 12сг, 13сг, 14сг, 15сг у задвижек 105г, 106г, 107г, 108г и кран подвода воздуха к газопроводам.     Маш. котла  
4. Открыть ПЗК, (102г).     Ст. маш.  
5. Открыть регулирующие клапана 104г, 110г.        
6. Открыть газовые задвижки 105г, 106г, 103г, 109г, для определения плотности задвижек 107г, 108г.     Ст. маш.  
7. Установить на газопроводе после задвижки 103г U-образный манометр со шкалой на 0,01 мПа.     Ст. маш.  
8. Снять заглушку на штуцере подвода воздуха на газопроводе ЗЗУ и газопроводе ПК-1     Ст. маш.  
9. Присоединить воздушную линию к штуцеру подвода воздуха на газопроводе ЗЗУ и газопроводе ПК-1     Ст. маш.  
10. Включить воздушный компрессор.     Ст. маш.  
11. Открыть вентиля на воздушной линии к газопроводу ЗЗУ и газопроводу ПК-1     Ст. маш.  
12. Медленным открытием крана на штуцере подвода воздуха поднять давление в газопроводе ЗЗУ и газопроводе ПК-1 до 0.01 мПа.     Ст. маш.  
13. Закрыть кран на воздушной линии.     Ст. маш.  
14. Отсоединить воздушную линию от газопровода ЗЗУ и газопровода ПК-1.     Ст. маш.  
15. Установить заглушку на штуцере подвода воздуха на газопроводе ЗЗУ и газопроводе ПК-1.     Ст. маш.  
16. Держать газопровод ЗЗУ и газопровод ПК-1 под давлением 0,01 мПа (1000 мм вод.ст.). в течении часа. Падение давления в газопроводе не должно превышать 0,60 кПа/ч (60 мм вод. ст/ч). В противном случае устранить утечку и выполнить повторную опрессовку.     Ст. маш.
Маш. котла
 
17. Закрыть задвижки 105г, 106г для определения плотности задвижек 105г, 106г.     Ст. маш.  
18. Открыть свечи безопасности 14сг, 15сг и свечи продувочные на газопроводе ЗЗУ 12сз, 13сз.     Ст. маш.  
19. Держать газопровод ЗЗУ и газопровод ПК-1 под давлением 0,01 мПа (1000 мм вод.ст.). в течении часа. Падение давления в газопроводе не должно превышать 0,60 кПа/ч (60 мм вод. ст/ч). В противном случае устранить утечку и выполнить повторную опрессовку.     Ст. маш.  
20. Заменить опрессовочный манометр на манометр с рабочей шкалой.     Ст. маш.  
21. Начальнику смены провести инструктаж персонала бригады и лаборанта ХЦ о последовательности операций при растопке котла на газе с блокировками с записью в оперативном журнале.     НСКЦ  
22. Перед допуском по наряду на снятие заглушек на газопроводах котла выполнить осмотр технического состояния котла, проведения технического обслуживания и контрольной опрессовки, проверки работоспособности технологических защит, блокировок и сигнализации. НСКЦ сделать запись оперативном журнале НСКЦ о готовности котла к растопке.     НСКЦ  
23. Оформить наряд на снятие заглушек.     НСКЦ  
24. Открыть продувочные свечи 11сг, 12сг, 13сг, 12сз, 13сз снять давление с газопровода.     Ст. маш.  
25. Снять заглушки на газопроводах, установить вместо заглушек промежуточное кольцо с прокладками.     Персонал РУ  
26. Обтянуть крепеж фланцевого соединения.     Персонал РУ  
27. Проверить закрытое положение газовых задвижек с эл.приводами 105г, 106г, 107г, 108г вентилей 11зг, 12зг, 13зг     Маш. котла  
28. Открыть свечи безопасности 14сг, 15сг.     Ст. маш.  
29. Включить в работу дымососы ДС-1А, ДС-1Б и дутьевые вентиляторы ДВ-1А, ДВ-1Б ПК-1.     Маш. котла  
30. Открыть свечи запальника 12сз, 13сз, 14сз.     Ст. маш.  
31. Открыть вентиль 11зг.     Ст. маш.  
32. Через 10 мин. после начала продувки газопровода ЗЗУ отобрать пробу газа из пробоотборной точки после вентиля на свече ЗЗУ в резиновую камеру.     Ст. маш.  
33. Проверить сжиганием отобранной пробы, достаточность продувки газопровода ЗЗУ.     Ст. маш.  
34. Закрыть свечи запальника 12сз, 13сз, 14сз.     Ст. маш.  
35. Открыть продувочные свечи 11сг, 12сг, 13сг     Ст. маш.  
36. Медленным постепенным открытием задвижки 101г поставить газопровод ПК-1 под рабочее давление.     Маш. котла  
37. Через 10 мин. после начала продувки газопровода отобрать пробу газа из пробоотборной точки после вентиля на свече газопровода и в резиновую камеру.     Ст. маш.  
38. Проверить сжиганием отобранной пробы, достаточность продувки газопроводов газом.     Ст. маш.  
39. Закрыть продувочные свечи 11сг, 12сг, 13сг.     Ст. маш.  
40. Закрыть входную задвижку 101г.     Маш. котла  
41. Открытием вентиля 12сг, 13сг установить давление в газопроводе ПК-1 0,6 ата .     Ст. маш.  
42. Выдержать давление 0,6 ата в течении 5 мин .     Ст. маш.  
43. Видимое повышение или падение давления по манометру в течении 5 мин. отсутствует. Герметичность затворов запорных устройств перед горелками считается удовлетворительной.     НСКЦ  
44. Открытием вентиля 12сг, 13сг установить давление в газопроводе ПК-1 0.4 ата.     Ст. маш.  
45. Выдержать давление 0.4 ата в течении 5 мин.     Ст. маш.  
46. Видимое повышение давления по манометру в течении 5 мин отсутствует. Герметичность затворов запорных устройств перед горелками считается удовлетворительной.     НСКЦ  
47. Закрыть ПЗК.     Ст. маш.  
48. Открытием 12сг, 13сг установить давление в газопроводе ПК-1 от ПЗК до 105г, 106г равное 0,3 ата.     Ст. маш.  
49. Выдержать давление 0,3 ата в течении 5 мин .     Ст. маш.  
50. Видимое повышение давления по манометру в течении 5 мин. отсутствует. Герметичность ПЗК считается удовлетворительной.     НСКЦ  
51. Поднять ПЗК, открыть входную задвижку 101г     Ст. маш.  
52. Провентилировать топку и газоходы в течении 10 мин. при открытых шиберах газовоздушного тракта и расходе воздуха не менее 25% номинального     НСКЦ  
53. Установить разрежение в верхней части топки 10-30 Ра (1-3 мм.вод.ст., 1-3 кг/м2) и отобрать пробу из газоходов за ДС-1А, ДС-1Б.     Маш. котла  
54. Остановить ДС-1А.     Маш. котла  
55. Открыть вентиля 12сг, 13сг.     Ст. маш.  
56. Закрыть задвижку 103г на основном газопроводе ПК-1     Маш. котла  
57. Горючие газы за ДС-1А, ДС-1Б отсутствуют ____________ дата ______время
Анализ произвел лаборант по газу _________________________
Ответственное лицо оперативного персонала _______________________
    НСКЦ  
58. Проверить открытое положение задвижки 109г на линии малого расхода.     Ст. маш.  
59. Подать газ на запальник открытием эл.магнитного клапана левую горелку ПК-1.     Ст. маш.  
60. Убедиться визуально, что факел запальника левой горелки горит. Дата « » 200 время     НСКЦ  
61. Открыть первую по ходу задвижку перед левой горелкой 105г полностью.     Ст. маш.  
62. Приоткрыть вторую по ходу задвижку перед левой горелкой 107г.     Ст. маш.  
63. Убедиться в устойчивом горении основного факела левой горелки.     Ст. маш.  
64. Подать газ на запальник открытием эл.магнитного клапана правой горелки ПК-1     Ст. маш.  
65. Убедиться визуально, что факел запальника правой горелки горит. Дата « » 200 время     НСКЦ  
66. Открыть первую по ходу задвижку перед правой горелкой 106г полностью.     Ст. маш.  
67. Приоткрыть вторую по ходу задвижку перед правой горелкой 108г.     Ст. маш.  
68. Убедиться в устойчивом горении основного факела правой горелки.     Ст. маш.  
69. Закрыть свечи безопасности 14сг, 15сг.     Ст. маш.  

Уфимская ТЭЦ-3

Программа переключений №______ при растопке ПК-5 на газе

ПК-5 Дата ” ” ________ 200 г.

Начало ________ Окончание ______________

№ п/п Наименование операций Время начала и окончания операции Лицо выполняющее операцию Роспись о выполнении ФИО
1. 2. 3. 4. 5. 6.
    Начало Окончание    
1. Проверить закрытое положение газовой задвижки 501г, 51зг     Ст. маш.  
2. Закрыть газовые задвижки 507г, 508г перед горелками и вентиля на ЗЗУ 52зг, 53зг     Ст. маш.  
3. Закрыть продувочные свечи и свечи безопасности 52сг, 53сг, 54сг, 55сг у задвижек 505г, 506г, 507г, 508г и кран подвода воздуха к газопроводам.     Маш. котла  
4. Открыть ПЗК (503г).     Ст. маш.  
5. Открыть регулирующий клапан 504г на 20-25%.     Ст. маш.  
6. Открыть газовые задвижки 505г, 506г, шаровые краны 509г, 510г, для определения плотности задвижек 507г, 508г.     Ст. маш.  
7. Установить на газопроводе после задвижки 503г U-образный манометр со шкалой на 0,01 мПа.     Ст. маш.  
8. Снять заглушку на штуцере подвода воздуха к газопроводу ЗЗУ и основному газопроводу ПК-5     Ст. маш.  
9. Присоединить воздушную линию к штуцеру подвода воздуха к газопроводу ЗЗУ и основному газопроводу ПК-5     Ст. маш.  
10. Включить воздушный компрессор.     Ст. маш.  
11. Открыть вентиля на воздушной линии к газопроводу ЗЗУ и основному газопроводу ПК-5.     Ст. маш.  
12. Медленным открытием крана на штуцере подвода воздуха поднять давление в газопроводе ЗЗУ и газопроводе ПК-5 до 0.01 мПа.     Ст. маш.  
13. Закрыть кран на воздушной линии.     Ст. маш.  
14. Отсоединить воздушную линию от газопровода ЗЗУ и основного газопровода ПК-5.     Ст. маш.  
15. Установить заглушку на штуцере подвода воздуха на газопроводе ЗЗУ и основном газопроводе ПК-5.     Ст. маш.  
16. Держать газопровод ЗЗУ и газопровод ПК-5 под давлением 0,01 мПа (1000 мм вод.ст.). в течении часа. Падение давления в газопроводе не должно превышать 0,60 кПа/ч (60 мм вод. ст/ч). В противном случае устранить утечку и выполнить повторную опрессовку.     Ст. маш.
Маш. котла
 
17. Закрыть задвижки 505г, 506г для определения плотности задвижек 505г, 506г.     Ст. маш.  
18. Открыть свечи безопасности 54сг, 55сг и свечи продувочные на газопроводе ЗЗУ 52сз, 53сз.     Ст. маш.  
19. Держать газопровод ЗЗУ и газопровод ПК-5 под давлением 0,01 мПа (1000 мм вод.ст.). в течении часа. Падение давления в газопроводе не должно превышать 0,60 кПа/ч (60 мм вод. ст/ч). В противном случае устранить утечку и выполнить повторную опрессовку.     Ст. маш.  
20. Закрыть шаровые краны 509г, 510г и открыть задвижки 505г, 506г для определения плотности кранов 509г, 510г.     Ст. маш.  
21. Держать газопровод ЗЗУ и газопровод ПК-5 под давлением 0,01атм (1000 мм вод.ст.). в течении часа. Падение давления в газопроводе не должно превышать 0,60 кПа/ч (60 мм вод. ст/ч). В противном случае устранить утечку и выполнить повторную опрессовку.     Ст. маш.  
22. Закрыть задвижки 505г, 506г.     Ст. маш.  
23. Заменить опрессовочный манометр на манометр с рабочей шкалой.     Ст. маш.  
24. Начальнику смены провести инструктаж персонала бригады и лаборанта ХЦ о последовательности операций при растопке котла на газе с блокировками с записью в оперативном журнале.     НСКЦ  
25. Перед допуском по наряду на снятие заглушек на газопроводах котла выполнить осмотр технического состояния котла, проведения технического обслуживания и контрольной опрессовки, проверки работоспособности технологических защит, блокировок и сигнализации. НСКЦ сделать запись оперативном журнале НСКЦ о готовности котла к растопке.     НСКЦ  
26. Оформить наряд на снятие заглушек.     НСКЦ  
27. Открыть продувочные свечи 51сг, 52сг, 53сг, 52сз, 53сз снять давление с газопроводов ПК-5.     Ст. маш.  
28. Снять заглушки на газопроводах, установить вместо заглушек промежуточное кольцо с прокладками.     Персонал РУ  
29. Обтянуть крепеж фланцевого соединения.     Персонал РУ  
30. Проверить закрытое положение газовой арматуры с эл. приводами 501г, 502г, 505г, 506г, 507г, 508г, 509г, 510г, вентилей 51зг, 52зг, 53зг     Маш. котла  
31. Открыть свечи безопасности 54сг, 55сг.     Ст. маш.  
32. Включить в работу дымососы ДС-5А, ДС-5Б и дутьевые вентиляторы ДВ-5А, ДВ-5Б и ВРГ ПК-5        
33. Открыть свечи запальника 52сз, 53сз, 54сз.     Ст. маш.  
34. Открыть вентиль 51зг.     Ст. маш.  
35. Через 10 мин.после начала продувки газопровода ЗЗУ отобрать пробу газа из пробоотборной точки после вентиля на свече ЗЗУ в резиновую камеру.     Ст. маш.  
36. Проверить сжиганием отобранной пробы, достаточность продувки газопровода ЗЗУ.     Ст. маш.  
37. Закрыть свечи запальника 52сз, 53сз.     Ст. маш.  
38. Открыть продувочные свечи 51сг, 52сг, 53сг     Ст. маш.  
39. Медленным постепенным открытием задвижек 501г и 502г поставить основной газопровод ПК-5 под давление газом.     Маш. котла  
40. Через 10 мин. после начала продувки газопровода отобрать пробу газа из пробоотборной точки после вентиля на свече газопровода и в резиновую камеру.     Ст. маш.  
41. Проверить сжиганием отобранной пробы, достаточность продувки газопроводов газом.     Ст. маш.  
42. Закрыть продувочные свечи 51сг, 52сг, 53сг.     Ст. маш.  
43. Закрыть входную задвижку 501г.     Маш. котла  
44. Открытием вентиля 52сг, 53сг установить давление в газопроводе ПК-5 0,6 кг/см2.     Ст. маш.  
45. Выдержать давление 0,6 кг/см2 в течении 5 мин .     Ст. маш.  
46. Видимое повышение или падение давления по манометру в течении 5 мин. отсутствует. Герметичность затворов входной арматуры на ПК-5 и арматуры перед горелками считается удовлетворительной.     НСКЦ  
47. Открытием вентиля 52сг, 53сг установить давление в газопроводе ПК-5 0.4 кг/см2.     Ст. маш.  
48. Выдержать давление 0.4 кг/см2 в течении 5 мин.     Ст. маш.  
49. Видимое повышение давления по манометру в течении 5 мин отсутствует. Герметичность затворов входной арматуры на ПК-5 считается удовлетворительной.     НСКЦ  
50. Открытием 52сг, 53сг установить давление в газопроводе ПК-5 от ПЗК до 509г, 510г равное 0,3 кг/см2.     Ст. маш.  
51. Закрыть ПЗК.     Ст. маш.  
52. Выдержать давление 0,3 кг/см2 в течении 5 мин .     Ст. маш.  
53. Видимое повышение давления по манометру в течении 5 мин. отсутствует. Герметичность ПЗК (503г) считается удовлетворительной.     НСКЦ  
54. Поднять ПЗК, открыть входную задвижку 501г     Маш. котла  
55. Провентилировать топку и газоходы в течении 10 мин. при открытых шиберах газовоздушного тракта и расходе воздуха не менее 25% номинального     НСКЦ  
56. Установить разрежение в верхней части топки 10-30 Ра (1-3 мм.вод.ст., 1-3 кг/м2) и отобрать пробу из газоходов за ДС-5А, ДС-5Б.     Маш. котла  
57. Горючие газы за ДС-5А, ДС-5Б отсутствуют ____________ дата ______время
Анализ произвел лаборант по газу ____________________________________
Ответственное лицо оперативного персонала ______________________
    НСКЦ  
58. Остановить ДС-5А и ВРГ ПК-5     Маш. котла  
59. Открыть вентиля 52сг, 53сг.     Ст. маш.  
60. Подать газ на запальник открытием эл.магнитного клапана левую горелку ПК-5.     Ст. маш.  
61. Убедиться визуально, что факел запальника левой горелки горит устойчиво. Дата_________ время _________________     НСКЦ  
62. Подать газ на запальник открытием эл.магнитного клапана правую горелку ПК-5     Ст. маш.  
63. Убедиться визуально, что факел запальника правой горелки горит устойчиво. Дата_________ время _________________     НСКЦ  
64. Открыть задвижку 502г поставить основной газопровод ПК-5 под рабочее давление газом.     Ст. маш.  
65. Открыть первую по ходу задвижку перед левой горелкой 505г полностью.     Ст. маш.  
66. Открыть вторую по ходу задвижку перед левой горелкой 507г полностью.     Ст. маш.  
67. Приоткрыть шаровой клапан левой горелкой 509г подать газ на левую горелку ПК-5.     Ст. маш.  
68. Убедиться в устойчивом горении основного факела левой горелки ПК-5.     НСКЦ  
69. Открыть первую по ходу задвижку перед правой горелкой 506г полностью.     Ст. маш.  
70. Открыть вторую по ходу задвижку перед левой горелкой 508г полностью.     Ст. маш.  
71. Приоткрыть шаровой клапан правой горелкой 510г подать газ на правую горелку ПК-5.     Ст. маш.  
72. Убедиться в устойчивом горении основного факела правой горелки ПК-5.     НСКЦ  
73. Закрыть свечи безопасности 56сг, 57сг.     Ст. маш.  

Программу проверил: ——————————–

Переключения производят: ——————————–

Переключения контролирует НСКЦ ——————————–

Уфимская ТЭЦ-3

Программа переключений N______ при растопке неостывшего котла N на газе

Котел N Дата ” ” _______ 200 г.

Начало ________ Окончание ______________

№ п/п Наименование операций Время начала и окончания операции Лицо выполняющее опера-цию Роспись о выполнении ФИО
1. 2. 3. 4. 5.  
    Начало Окончание    
Проверить закрытое положение газовых задвижек 01г, 02г, 1зг.        
Закрыть газовые задвижки 07г, 08г перед горелками и вентиля на ЗЗУ 2зг, 3зг        
Начальнику смены провести инструктаж персонала бригады и лаборантки по газу о последовательности операций при растопке котла на газе, с блокировками, с записью в оперативном журнале.        
Оформить наряд на снятие заглушек.        
Открыть продувочные свечи 1сг, 2сг, 3сг, 2сз, 3сз снять давление с газопровода.        
Проверить закрытое положение газовых задвижек с эл. приводами N 05г, 06г, 07г, 08г, клапанов 09г, 10г, вентилей 1зг, 2зг, 3зг.        
Открыть свечи безопасности 6сг, 7сг.        
Включить в работу дымососы ДС- А, ДС- Б и дутьевые вентиляторы ДВ- А, ДВ- Б.        
Провентилировать топку и газоходы в течении 10 мин. при открытых шиберах газовоздушного тракта и расходе воздуха не менее 25% номинального        
Установить разрежение в верхней части топки 2-3 мм. вод.ст. и отобрать пробу из газоходов за ДС- А, ДС- Б.        
Горючие газы за ДС- А,ДС- Б отсутствуют Анализ произвел лаборант по газу Дата и время проведения анализа ___________________
Ответственное лицо оперативного персонала ____________
       
Остановить ДС- А.        
Открыть свечи запальника 2сз, 3сз.        
Открыть вентиль 1зг.        
Через 10 мин. После начала продувки газопровода ЗЗУ отобрать пробу газа из пробоотборной точки после вентиля на свече ЗЗУ в резиновую камеру.        
Проверить сжиганием отобранной пробы, достаточность продувки газопровода ЗЗУ.        
Закрыть свечи запальника 2сз, 3сз.        
Открыть продувочные свечи 1сг, 2сг, 3сг, 4сг, 5сг.        
Медленным постепенным открытием задвижек N 01г, 02г поставить газопровод котла N под рабочее давление.        
Через 10 мин. после начала продувки газопровода отобрать пробу газа из пробоотборной точки после вентиля на свече газопровода и в резиновую камеру.        
Проверить сжиганием отобранной пробы, достаточность продувки газопроводов газом.        
Закрыть продувочные свечи 1сг, 2сг, 3сг, 4сг, 5сг.        
Закрыть входную задвижку N 01г.        
Открытием вентиля 2сг, 3сг установить давление в газопроводе котла N 0,6 ата .        
Выдержать давление 0,6 ата в течении 5 мин .        
Видимое повышение или падение давления по манометру в течении 5 мин. отсутствует Герметичность затворов запорных устройств перед горелками считается удовлетворительной .        
Открытием вентиля 2сг, 3сг установить давление в газопроводе котла № 0.4 ата.        
Выдержать давление 0.4 ата в течении 5 мин.        
Видимое повышение давления по манометру в течении 5 мин отсутствует. Герметичность затворов запорных устройств перед горелками считается удовлетворительной.        
Закрыть СОГ 03г.        
Открытием 2сг, 3сг установить давление в газопроводе котла
N от СОГ до 05г, 06г равное 0,3 ата.
       
Выдержать давление 0,3 ата в течении 5 мин .        
Видимое повышение давления по манометру в течении 5 мин. отсутствует. Герметичность СОГ считается удовлетворительной        
Поднять СОГ, открыть входную задвижку N 01г.        
Горючие газы за ДС- А,ДС- Б отсутствуют Анализ произвел лаборант по газу Дата и время проведения анализа ___________________
Ответственное лицо оперативного персонала ____________
       
Открыть вентиля 2сг, 3сг.        
Подать газ на запальник левой горелки открытием эл.магнитного клапана левую горелку котла N .        
Убедиться визуально, что факел запальника левой горелки горит. Дата время __________________        
Открыть первую по ходу задвижку перед левой горелкой № 05г полностью.        
Открыть вторую по ходу задвижку перед левой горелкой N 07г полностью.        
Медленно открывая регулирующий клапан 09г зажечь основной факел левой горелки.        
Убедиться в устойчивом горении основного факела левой горелки.        
Подать газ на запальник правой горелки, открытием эл.магнитного клапана правой горелки котла N .        
Убедиться визуально, что факел запальника правой горелки горит. Дата время _____________________        
Открыть первую по ходу задвижку перед правой горелкой
N 06г полностью.
       
Открыть вторую по ходу задвижку перед правой горелкой
N 07г полностью.
       
Медленно открывая регулирующий клапан 10г зажечь основной факел правой горелки.        
Убедиться в устойчивом горении основного факела правой горелки. Дата время _____________________        
Закрыть свечи безопасности 6сг, 7сг.        

Программу проверил:

Переключения производит:

Переключения контролирует:

КАРТА ПУСКА И ПРОГРАММА РАСТОПКИ ПК-1 НА РРОУ 100/1.2 И РРОУ 100/18.

Плановое время

___________ 200 г. _____________200 г.

начало ____ час._______ мин. начало_______час.____мин.

окончание ____ час.____ мин. окончание______час.____мин.

№ п/п НАИМЕНОВАНИЕ ОПЕРАЦИИ Время Подпись лица выполнившего данный пункт карты пуска.
1. После письменного распоряжения руководства цеха о растопке котла, закрывают все наряды, бригады выводятся с рабочих мест. Осмотреть изнутри топку, газоходы, воздуховоды, убедиться в отсутствии отложений, золы, лесов и других материалов и посторонних предметов.    
2. Проверить целостность обшивы, закрыть все лазы, люки.    
3. Проверить исправность и легкость хода газовоздушных шиберов путем их открытия, убедиться в исправности приводов, путем их открытия, закрытия.    
4. Произвести осмотр трубопроводов и их арматуры.    
5. Осмотреть и убедиться в целостности реперов, произвести запись реперов в журнал с пометкой «котел без воды».    
6. Проверить исправность предохранительных клапанов, грузы д. б. закреплены и опломбированы.    
7. Проверить исправность водоуказательных колонок, наличие освещения в них.    
8. Проверить наличие и исправность манометров на ПК-1.    
9. Осмотреть и проверить готовность к пуску ТДУ ПК-1 наличие ограждения муфт, состояние фундаментов болтов, заземления, аварийных кнопок, наличие масла в подшипниках и отсутствие течей масла, убедиться в правильном положении смазочных колец в подшипниках, проверить состояние охлаждения.    
10. Узнать у дежурного слесаря КИП об исправности и готовности контрольно-измерительных приборов к работе. Открыть первые по ходу вентиля на датчики приборов КИП и автоматики ПК-1    
11. Опробовать защиты ПК-1 согласно программы. Опробовать эл. привода арматуры согласно программы. Опробовать ИПУ, контрольный и рабочий, замыканием контактов на ЭКМ котла.    
12. Снять все цепи с замками со всей арматуры на ПК-1    
13. Собрать схему газовоздуховодов: открыть напорные шибера ДВ, а направляющие аппараты на всасе вентиляторов и шибера ДС закрыть. Открыть Q горелки на 40%. Включить прибор регистратор t стенок барабана.    
14. Заполнение ПК-1 производить конденсатом с температурой не более 80 оС., конденсатным насосом через нижние точки.    
15. ПК-2 следует заполнять до низшей растопочной отметки –50 мм от рабочего уровня. По достижению растопочного уровня, заполнение прекратить после чего проверить по ВУК держится ли уровень воды. Если уровень понижается, выяснить причину и устранить ее, после чего подпитать котел.    
16. Заполнить ПК-1 конденсатным насосом до растопочного уровня.    
17. Если ПК-1 был на консервации методом избыточного давления , сбросить воду через нижние точки до растопочного уровня –50 мм от рабочего уровня.    
18. После заполнения ПК-1 водой произвести запись показаний реперов в журнал с пометкой «котел с водой».    
19. Прогреть растопочные РРОУ 100/1.2 и 100/18 со стороны ТЦ Проверить и прокрутить эл. привода задвижек и клапанов 2-5, 2-6, 64-2, 18-3, 18-4, 50-18, 1ПВ, 2ПВ, 3ПВ. Проверить закрытое положение задвижек 117,122, 222, 217, 317, 322, 417, 422, 517, 522, 617, 622, 717, 722, 2пв, 4пв, 2-5, 64-2, 18-3, 18-3Б1, 18-3Б2. Открыть дренажи и воздушники вентиля 722р, 1Д, 2Д, 1В, 2В, 3ДР, 4Д, 5Д, 6Д, 7Д. По согласованию с ТЦ начать прогрев РРОУ100/1,2 со стороны ТЦ от паропровода 1,2 ата ТЦ постепенно открывая задвижку 64-2, через дренаж 4Д и согласно «Инструкции по эксплуатации растопочных РРОУ 100/18 и РРОУ 100/1,2». Предупредить НСТЦ о растопке котла и необходимости включения тройника главного паропровода.    
20. Растопка ПК-1 на газе производится по отдельной программе переключений.    
21. После розжига газовых горелок ПК-1 открыть пар на обогрев б/барабана в количестве 1,5-2 т/ч.    
22. По согласованию с ТЦ начать прогрев РРОУ100/18 со стороны ТЦ от паропровода 18 ата ТЦ постепенно открывая задвижку 50-18, через дренаж 7д и согласно «Инструкции по эксплуатации растопочных РРОУ 100/18 и РРОУ 100/1,2».    
23. После розжига горелок ПК-1 оперативный персонал осуществляет непрерывный контроль за уровнем воды в барабане по водомерным колонкам до давления 60 кг/см2. После сверки при давлении 60 кг/см2 уровни по водомерным колонкам и сниженным уровнемерам должны совпадать, только после этого персонал бригады снимается с постоянного контроля за в/колонками.    
24. По мере прогрева ПК-1 при растопке повышается уровень воды в барабане. Для поддержания растопочного уровня, лучшего прогрева экранной системы, удаления отложений из нижних коллекторов производиться продувка нижних точек этих коллекторов на барботер при давлении 1,5 , 5, 15, 25 кг/см2.    
25. Проверить открытое положение вентилей 216д1, 216д2 и перевод дренажа высокого давления ТЦ в барбатер № 3. Проверить включение тройника ПК-1.    
26. При давлении в котле 2-5 кг/см2 открыть задвижку 215 и прогреть гл.паропровод ПК-1.    
27. Открыть задвижку 122. Медленно открывая задвижку 117 поставить под давление растопочный паропровод    
28. Открыть клапан 2-6 на 25%.По согласованию с ТЦ начать прогрев РРОУ100/1,2 со стороны КЦ от растопочного паропровода постепенно открывая задвижку 2-5, и прикрывая клапан 2-6, открыть 2ПВ и 1ПВ установить расход пара через РРОУ 5-10 т/час поддерживать температуру пара согласно «Инструкции по эксплуатации растопочных РРОУ 100/18 и РРОУ 100/1,2».    
29. По мере прогрева закрывать поочередно вентиля 4Д, 3Д, 2В, 1В, 2Д, 1Д    
30. При достижения давления в барабане ПК-1 2-5кг/см2 закрываются воздушники на барабане и пароперепускных трубах, при давлении 3 кг/см2 на ПК-1, силами ремонтного персонала, обтягиваются люка барабанов.    
31. После перевода расхода пара на растопочный паропровод и установившемся расхода пара, закрываются дренажи п/п на ПК-1.    
32. При достижении давления 5 кг/см2 в барабане ПК-1 производится запись показаний реперов.    
33. При растопке котла температура насыщения в барабане должна идти по прямой, согласно графика. Скорость подъема температуры насыщения должна составлять 1,0-1,5 оС/мин. Данной скорости подъема температуры должна соответствовать скорость подъема давления пара в ПК-1
через 1час – 2-3 кг/см2 через 2 часа – 14-15 кг/см2
через 3 часа – 45 кг/см2 через 4 часа – 100 кг/см2
   
34. Продуваются водомерные колонки и сверяются уровни в водомерных колонках со сниженными уровнемерами на щите ПК-1. При разнице в показаниях в водомерных колонок со сниженными уровнемерами на щите ПК-1 производится корректировка сниженных уровнемеров.    
35. Во время растопки котла подпитка должна осуществляться непрерывно и равномерно в количестве необходимом для поддержания рабочего уровня.    
36. После появления давления в котле продуваются и настраиваются пробоотборники на ПК-1    
37. При давлении 25 кг/см2 производится запись показаний реперов.    
38. Открыть клапан 18-4 на 25%. При давлении в котле 30 кг/см2 и температуре пара выше 320 оС по согласованию с ТЦ начать прогрев РРОУ100/18 со стороны КЦ от растопочного паропровода постепенно открывая задвижки 18-3, и прикрывая клапан 18-4, открыть 4ПВ и 3ПВ установить расход пара через РРОУ 10-20 т/час поддерживать температуру пара в пределах 300-350 оС согласно «Инструкции по эксплуатации растопочных РРОУ 100/18 и РРОУ 100/1,2».    
39. Медленно открыть задвижку 18-3 и прикрывать клапан 18-4.    
40. Закрыть дренажи 5Д, 6Д, 7Д.    
41. После установления стабильного расхода через РРОУ 100/18 и выравнивания температуры отключить РРОУ 100/1,2 закрыв задвижку 64-2, 2-5 и открыть дренаж 4Д.    
42. При достижении давления 30-40 кг/см2 в ПК-1 включается непрерывная продувка на барботер.    
43. Одновременно с растопкой ведется прогрев мазутопроводов в пределах ПК-1. Тарируются и подготавливаются к работе две мазутные форсунки.    
44. При давлении 50 кг/см2 производится запись показаний реперов.    
45. НСКЦ дать заявку дежурному эл.слесарю ЦТАИ, с записью в оперативном журнале НСКЦ, на продувку и настройку приборов расхода, давления, температуры, анализа, автоматики ПК-1 к включению в параллельную работу.    
46. При давлении 60-65 кг/см2продуваются пробоотборники и задается в экспресс лабораторию анализ пара и воды ПК-1.    
47. При достижения давления в ПК-1 80 кг/см2 закрывается обогрев б/барабана; опробуется работа ИПУ путем их принудительного подрыва со щита управления (опробование ИПУ проводится после кап. ремонта или через каждые 6 месяцев); обход ПК-2, на предмет обнаружения неисправностей, сверки уровней; ставятся под пар мазутные форсунки.
Продуваются водомерные колонки и сверяются уровни в водомерных колонках со сниженными уровнемерами на щите ПК-1. При необходимости производится корректировка сниженных уровнемеров персоналом ЦТАИ.
   
48. По мере роста давления и температуры на котле увеличивается расход пара через растопочное РРОУ 100/18 необходимо увеличивать подачу воды на охлаждения клапаном 3ПВ для поддержания температуры пара на выходе в пределах 300-350 оС.    
49. При достижения в ПК-1 давления 100 кг/см2, положительных результатов анализов пара и воды, подтверждения дежурным слесарем ЦТАИ готовности приборов КИПиА к включению, ПК-1 включается в работу.    
50. При достижении давления в котле, равного давлению в джемперной перемычки и при температуре перегретого пара не ниже 490ºС, приступить к набору нагрузки на котле, для чего постепенно открывать клапан 18-4 и увеличивать расход газа на котел.    
51. Перед открытием задвижки 116К проверить открытое положение вентилей 216д1, 216д2 на дренаже главного паропровода для прогрева и дренирования главного паропровода ПК-1.    
52. Открываются вентиля 116Б1, 116Б2 на байпасе задвижки 116К.    
53. После полного открытия вентилей на байпасе главного паропровода 116Б1, 116Б2, вентиля на дренаже главного паропровода 116д1, 116д2 закрываются.    
54. После набора нагрузки на ПК-1 через растопочное РРОУ 100/18 80-90 т/час перевести расход пара в паропровод турбинного цеха открытием задвижки 216К.    
55. По мере открытия задвижки 116К прикрываются регулирующие клапана 18-4 и 3ПВ для поддержания давления и температуры на ПК-1.    
56. После сообщения НСТЦ о полном открытии задвижки 116К закрываются регулирующие клапана 18-4 и 3ПВ и задвижки 18-3, 50-18, 4ПВ, открывается дренаж 7Д, и отключаем РРОУ 100/18.    
57. Закрыть задвижки 217, 222.    
58. После включения ПК-1 в общий паропровод производится обход ПК-1, сверяются показания сниженных уровнемеров и водомерных колонок, записываются показания реперов при давлении 100 кг/см2, открывается подача фосфата в барабан, непрерывная продувка переводится в РНП.    
59. После включения ПК-1 в работу настраивается режим горения, клапан питания ставится на автомат.    
60. Программу переключения и карту пуска составил НСКЦ
 
   
61. Программу переключения и карту пуска проверил НСС    
62. Переключения производит ст.машинист КЦ    
63. Переключениями руководит НСКЦ
 
   
64. Переключения согласованы с НСТЦ
 
   
65. Приборы КИПиА готовы к работе дежурный эл.слесарь ЦТАИ
 
   
66. Дополнительный персонал
 
 
   

пусковая ведомость состояния технологических защит и автоматических регуляторов ПК-1

ТЭЦ-3 « » ___________ 200 г.

котел № 1 состояние котла _____________

(хол., неостывший, горячий)

1 . защиты котла

№ П/П Наименование защиты Ввод защиты машинистом котла Вывод защиты машинистом котла
Время ввода (час, мин) Величина параметра, разрешающего ввод После ремонта Время вывода (час, мин) Причина вывода Лицо, отдавшее распоряжение о выводе защиты
В ремонт На опробование В опытную эксплуатацию должность Ф.И.О.
1. Повышение уровня в барабане котла до 2 предела                  
2. Понижение уровня в барабане котла                  
3. Погасание факела в топке котла                  
4. Понижение давления газа после РКГ                  
5. Понижение давления мазута после РМК                  
6. Отключение всех ДС                  
7. Отключение всех ДВ                  
8. Невоспламенение или погасание факела газовой или мазутной горелки, оснащённой ЗЗУ при работе на одном виде топлива                  
2. ЗАЩИТЫ, ДЕЙСТВУЮЩИЕ НА СНИЖЕНИЕ НАГРУЗКИ КОТЛА ДО 50% НОМИНАЛЬНОЙ
9. Отключение одного из двух ДС                  
10. Отключение одного из двух ДВ                  
3. ЗАЩИТЫ ПРОВОДЯЩИЕ ЛОКАЛЬНЫЕ ОПЕРАЦИИ
11. Повышение уровня в барабане котла до 1 предела                  
12. Невоспламенение или погасание факела газовой горелки, оснащённой ЗЗУ при работе на смеси                  
13. Невоспламенение или погасание факела мазутной форсунки, оснащённой ЗЗУ при работе на смеси                  

4. пусковая ведомость состояния автоматических регуляторов

§

НЕОБХОДИМЫХ ИНСТРУМЕНТОВ, ПРИБОРОВ, ПРИСПОСОБЛЕНИЙ И МАТЕРИАЛОВ ДЛЯ ПРОВЕДЕНИЯ

ГАЗООПАСНЫХ РАБОТ ПО ПУСКУ ГАЗА

1. Манометры U-образные, заполняемые водой (ТУ 92-891.025-91), U-образные с ртутным заполнением, об­разцовые (ТУ 25-05-1664-74) пружинные контрольные с соот­ветствующей шкалой,

2. Шланговые противогазы ПШ-1 (на каждого члена бригады).

3. Брезентовые костюмы, рукавицы, защитные каски, резиновые сапоги (галоши), перчатки диэлектрические, ре­зиновые шланги диаметром 8-25 мм.

4. Газоанализатор ПГФ 2М-И1 А.

5. Набор гаечных ключей и газовые ключи № 1-4, плос­когубцы комбинированные, отвертки, напильники и другой слесарный инструмент.

6. Лестница, ведро, спирт, мыло, кусок поролона, верев­ка из льняных волокон (ГОСТ 1868-88 ).

7. Фонари карманные светосигнальные.

8. Асбестовая ткань (ГОСТ 6102-94), глина, мешко­вина, гофрированные шланги.

9. Смазка НК-50 или ГАЗ-41, тавот, солидол (ГОСТ 4366-76).

10. Лен трепаный, олифа натуральная (ГОСТ 7931-76), сурик железный, белила цинковые (ОСТ 6-10-458-77).

11. Паронитовые прокладки (ГОСТ 481-80).

12. Сальниковая набивка (ГОСТ 5152-84).

13. Пробки, болты (ГОСТ 7798-70), гайки (ГОСТ 5915-70), шайбы (ГОСТ 11371-78), шунтирующие перемычки.

14. Предупредительные и запрещающие знаки, ограж­дения (ГОСТ 10807-78, ГОСТ Р 12.4.026-2001).

15. Средства и медикаменты первой доврачебной помощи.

16. Противопожарные средства (асбестовая ткань или кошма, ведра пожарные, углекислотные огнетушители ОУ-2 или ОУ-5).

Н-к КЦ Кремер А.В.

§

1. Газоопасных работ выполняемых по наряду

1.1. Снятие и установка глушек на газопроводах и ГРП.

1.2. Пуск газа в ГРП и газопроводы.

1.3. Присоединение вновь смонтированных газопроводов к действующим.

1.4. Ревизия и ремонт оборудования ГРП и газопроводов.

1.5. Ремонт и техническое обслуживание действующих внутренних газопроводов, газоиспользующих установок.

1.6. Отключение от действующей газовой сети и продувка газопроводов, консервация и расконсервация газопроводов и оборудования.

1.7. Все виды ремонта, связанные с выполнением огневых и сварочных работ на газопроводах и ГРП.

1.8. Откачка газового конденсата.

1.9. Удаление закупорок на действующих газопроводах.

2. Газоопасных работ выполняемых без оформления наряда-допуска, согласно производственных инструкций в КЦ ТЭЦ-3

2.1. Газоопасные работы выполняемые без оформления наряда-допуска КЦ.

2.1.1. Опробование и настройка ПСК ГРП-1, 2, 3.

2.1.2. Обход наружных газопроводов ГРП-1, 2, 3.

2.1.3. Внешний осмотр технического состояния газопроводов котлов и внутренних газопроводов КЦ.

2.1.4. Проверка плотности фланцевых и сварных соединений внутренних газопроводов, сальниковых набивок арматуры мыльной эмульсией.

3. Газоопасных работ выполняемых в КЦ без оформления наряда, но с регистрацией в журнале.

3.1. Контрольный осмотр технического состояния оборудования и территории ГРП.

3.2. Текущее техническое обслуживание ГРП.

3.3. Регламентированное техническое обслуживание ГРП, газового оборудования и газопроводов котлов.

Н-к КЦ Кремер А.В.

Приложение № 4

ИНСТРУКЦИЯ

ПО ПРОВЕРКЕ ГОДНОСТИ СПАСАТЕЛЬНЫХ ПОЯСОВ

С ВЕРЕВКАМИ И О ПОРЯДКЕ ПРОВЕДЕНИЯ ИХ ИСПЫТАНИЯ

§

1. Степень пригодности поясов определяют:

а) наружным осмотром;

б) испытанием.

2.Наружный осмотр производят ежедневно как перед работой, так и после каждого применения. Осмотр производит рабочий, за которым закреплены пояс веревка.

3.Основными неисправностями и повреждениями, из-за которых пояс не может быть применен, являются:

а) повреждение как поясной ленты, так и плечевых лямок (надрыв и порез независимо от их величины);

б) повреждение ремней для застегивания (надрыв или порез независимо от их величины);

в) неисправность пряжек;

г) отсутствие на заклепках шайб;

д) прорез заклепками материала (поясной ленты, лямок или ремней).

При наличии хотя бы одного из указанных повреждений пояс считается непригодным впредь до приведения его в исправное состояние.

4.Применять пояса не по размеру, а также ушивать их не допускается.

5.Степень пригодности карабинов для спасательных поясов определяют:

а) наружным осмотром;

б) испытанием.

6.Наружный осмотр карабинов производят одновременно с осмотром пояса.

7.Основными неисправностями и повреждениями, при которых карабин признают непригодным, являются:

а) заедание затвора карабина при его открывании;

б) деформация карабина (затвор не закрывается);

в) неплотности и выступы в месте шарнирного крепления затвора;

г) слабость пружины затвора;

д) наличие на поверхности карабина шероховатости и острых выступов.

При наличии хотя бы одного из указанных недостатков карабин считается непригодным впредь до приведения его в исправное состояние.

8. Степень пригодности спасательных веревок определяют осмотром и испытанием.

Наружный осмотр веревок производит бригадир или мастер не реже одного раза в 10 дней, мастер после каждого применения в дождливую и снежную погоду.

9. К неисправностям и повреждениям, которые дают основание признать веревку непригодной для использования, относят:

а) значительное количество обрывов нитей (15 – 20);

б) влажность.

При обнаружении влажности веревка должна быть высушена.

10. Длина применяемой веревки должна быть не менее б м, а при работе в колодцах, коллекторах, котлованах и траншеях длина веревки должна быть на 2 больше, чем глубина колодца, коллектора и т.д.

§

11. Спасательные пояса с кольцами для карабинов испытывают следующим образом. Пояс подвергают испытанию на прочность статической нагрузкой, для чего кольцу испытуемого пояса, застегнутого на обе пряжки, прикрепляют груз весом 200 кг, который остается в подвешенном состоянии в течение 5 мин. После снятия груза на поясе не должно оставаться никаких следов повреждений. Испытания проводят 2 раза в год.

12. Поясные карабины испытывают следующим образом. Карабин подвергают испытанию на прочность статической нагрузкой, для чего за ушко карабин прикрепляют груз весом 200 кг. Подвешенный карабин с открытым затвором остается под нагрузкой в течение 5 мин. Форма карабина после снятия груза не должна измениться. Освобожденный затвор карабина должен правильно и свободно стать на свое место. Испытания проводят 2 раза в год.

13. Спасательные веревки испытывают на прочность статической нагрузкой. Для этого к подвешенной на всю длину веревке прикрепляют груз весом 200 кг оставляют в таком положении в течение 15 мин. Длину веревки измеряют перед началом испытания и по окончании его. После снятия груза на веревке не должно бы никаких повреждений. Удлинение веревки от приложенной нагрузки не должно превышать 5% первоначальной ее длины. Испытания проводят 4 раза в год.

14. Все испытания должна проводить комиссия в составе:

главного инженера предприятия, инженера по охране труда, начальника газовой службы предприятия, мастера РУ, представителя профорганизации.

15. Испытания оформляются актом.

16. На поясах и веревках должны быть указаны сроки испытания.

Н-к КЦ Кремер А.В.

Про анемометры:  Ремонт ГАЗ Волга (31105) : Проверка и замена датчика положения дроссельной заслонки
Оцените статью
Анемометры
Добавить комментарий

Adblock
detector