РД 153-34.0-20.507-98 стр.5 6.2 Техническое освидетельствование трубопроводов

 

6.1.13. Для контроля гидравлического и теплового режимов тепловой сети при плановых обходах необходимо измерять давление и температуру воды в узловых точках сети по установленным в этих точках манометрам и термометрам. Показания приборов следует заносить в рапорт слесаря-обходчика (см. приложение 16).

6.1.14. Если потери напора на участке тепловой сети превышают расчетные значения, необходимо принять меры по выявлению причин этого повышения и наметить мероприятия по их устранению.

6.1.15. При плановом обходе тепловой сети независимо от контроля гидравлического режима должен производиться выпуск воздуха из верхних точек трубопроводов.

6.1.16. Среднегодовое значение утечки теплоносителя из водяной тепловой сети должно быть не более 0,25% среднегодового объема воды в тепловой сети и присоединенных к ней системах теплопотребления в час независимо от схемы их присоединения (за исключением систем горячего водоснабжения, при соединенных через водоподогреватели). Сезонные нормы утечки устанавливаются в пределах среднегодового значения.

При определении утечки теплоносителя не должен учитываться расход воды на наполнение тепловой сети и систем теплопотребления при их плановом ремонте и подключении новых участков сети и потребителей.

Фактическая среднечасовая утечка теплоносителя за отчетный период определяется:

для закрытых СЦТ делением всего объема подпиточной воды на количество часов пребывания системы в заполненном состоянии;

для открытых СЦТ вычитанием количества воды, затраченной на горячее водоснабжение, учтенного счетчиками горячей воды в системе горячего водоснабжения и предъявленного к оплате, из общего объема подпиточной воды с последующем делением полученной разности на количество часов пребывания системы в заполненном состоянии [39].

6.1.17. Количество подпиточной воды, расходуемой на пусковое заполнение тепловой сети и систем теплопотребления, на каждый отопительный сезон устанавливается равным полуторакратному их объему. Это количество относится к производственным расходам на эксплуатацию сетей и в утечку не включается.

Объем подпиточной воды, обусловленный повторным заполнением тепловой сети и систем теплопотребления (независимо от причин их опорожнения), считается утечкой.

Фактический расход воды, затраченной на пусковое заполнение СЦТ, необходимо определять по показаниям расходомера или счетчика на подпиточном трубопроводе.

6.1.18. При резком увеличении утечки сетевой воды, превышающей установленные нормы, необходимо принять срочные меры к обнаружению места утечки и устранению неплотностей.

Повышенная утечка воды определяется по расходу подпитки, причем для тепловых сетей, работающих по закрытой схеме,— по абсолютному расходу подпиточной воды, а работающих по открытой схеме,— по относительному расходу подпиточной воды, т.е. по повышенной добавке, не свойственной суточному графику потребления и нормальных условиях.

6.1.19. Повышенная утечка пара устанавливается по резкому увеличению расхода его, не свойственному нормальному режиму эксплуатации, а также по выбиванию пара непосредственно в месте повреждения.

6.1.20. Для обнаружения причин и места утечки воды в водяной тепловой сети следует:

проверить наличие и установить значение утечки при поддержании постоянного температурного режима (убедиться, что повышенная подпитка не является следствием понижения температуры воды, связанного с режимом СЦТ, а следовательно, и уменьшения объема сетевой воды);

немедленно приступить к наружному осмотру трассы тепловой сети, камер, арматуры и других элементов сети; место утечки при наружном осмотре может быть обнаружено по сильному парению на трассе тепловой сети и из камер тепловой сети, по проступающей на поверхности воде, по парению из камер и колодцев канализации, по растаявшему снегу, по наличию в камерах горячей воды и по стоку ее из каналов, по характерному шуму воды, вытекающей из места разрыва, и по другим признакам.

Для ускорения отыскания места утечек следует пользоваться электронно-акустическими и другими течеискателями, кореляторами, инфракрасной техникой (тепловизорами).

Для отыскания места утечки путем наружного осмотра тепловых сетей следует по возможности использовать дежурный персонал, а в дневную смену также бригады слесарей-обходчиков, обслуживающих тепловые сети.

Для ускорения обнаружения мест утечки на разветвленных сетях большой протяженности следует использовать автотранспорт.

Порядок обхода устанавливается начальником эксплуатационного района ОЭТС; одновременно с обходом сети дежурный инженер района дает указание потребителям об осмотре их персоналом принадлежащих им наружных сетей и местных систем теплопотребления.

6.1.21. Параллельно с проверкой состояния тепловой сети, дренажей трубопроводов, коллекторов и другого оборудования оперативный персонал источника тепловой энергии должен проверить плотность сетевых водоподогревателей путем наблюдения за уровнем конденсата, сопоставления расхода пара и конденсата, отключения отдельных водоподогревателей, а также химическим анализом конденсата на жесткость и щелочность.

6.1.22. При отсутствии водоразбора следует проверить плотность отдельных магистралей путем последовательного отключения их от коллекторов источника тепловой энергии и наблюдения за изменением при этом давления в сети и подпитки; порядок отключения магистралей должен быть предусмотрен специальной местной инструкцией по обнаружению мест повреждений, утвержденной главным инженером ОЭТС и главным инженером источника тепловой энергии.

При проведении отключений особое внимание следует обращать на плотность отключающих задвижек, пропуски которых могут исказить результаты проверки.

При обнаружении (методом поочередного отключения магистралей) магистрали с повышенным значением утечки и при отсутствии данных наружного осмотра, свидетельствующих о месте повреждения, следует приступить к поочередному отключению отдельных участков магистрали, а также ответвлений от нее и систем теплопотребления.

В течение всего времени поиска места утечки давление в обратном коллекторе источника тепловой энергии должно поддерживаться нормальным за счет усиленной подпитки.

Отключение отдельных участков тепловой сети производится закрытием задвижки на подающем трубопроводе, а затем на обратном. При включении участка первой открывается задвижка на обратном трубопроводе, а затем на подающем. Правила отключения отдельных участков тепловой сети должны быть изложены в местной инструкции по отысканию мест утечек и ликвидации повреждений.

 

6.2 Техническое освидетельствование трубопроводов

 

6.2.1. Трубопроводы тепловых сетей должны проходить периодическое техническое освидетельствование согласно [2].

6.2.2. Трубопроводы, на которые распространяются указанные Правила, перед пуском в работу и в процессе эксплуатации должны подвергаться следующим видам технического освидетельствования: наружному осмотру и гидравлическому испытанию.

Техническое освидетельствование трубопроводов тепловых сетей должно проводиться лицом, ответственным в ОЭТС за их исправное состояние и безопасную эксплуатацию, в следующие сроки:

а) наружный осмотр (в процессе работы) трубопроводов всех категорий — не реже одного раза в год;

б) наружный осмотр и гидравлическое испытание трубопроводов, не подлежащих регистрации в органах Госгортехнадзора России, — перед пуском в эксплуатацию после монтажа, ремонта, связанного со сваркой, а также при пуске трубопроводов после нахождения их в состоянии консервации свыше двух лет.

6.2.3. Зарегистрированные в органах Госгортехнадзора России трубопроводы тепловых сетей должны подвергаться:

инспектором Госгортехнадзора России наружному осмотру и гидравлическому испытанию перед пуском вновь смонтированного трубопровода;

специалистом организации, имеющей разрешение (лицензию) органов Госгортехнадзора России на проведение технического освидетельствования трубопроводов пара и горячей воды, наружному осмотру не реже одного раза в три года; наружному осмотру и гидравлическому испытанию после ремонта, связанного со сваркой, и при пуске трубопровода после нахождения его в состоянии консервации свыше двух лет.

6.2.4. Наружный осмотр трубопроводов, проложенных открытым способом или в проходных и полупроходных каналах, может производиться без снятия изоляции.

Наружный осмотр трубопроводов при прокладке в непроходных каналах или при бесканальной прокладке производится путем вскрытия грунта отдельных участков и снятия изоляции не реже чем через каждые два километра трубопровода.

 

Примечание. Если трубопроводы проложены с использованном теплоизоляционных конструкций повышенной заводской готовности (с тепловой изоляцией из пенополиуретана и трубой-оболочкой из жесткого полиэтилена, с аналогичными изоляционными конструкциями на стыках труб, отводах и углах поворота, с системой оперативного дистанционного контроля состояния изоляции и др.) и завод-изготовитель, и строительная организация, выполнявшая заделку стыковых соединений, гарантируют герметичность теплоизоляционной конструкции на определенный период, то осмотр трубопроводов производится с использованием средств неразрушающего контроля состояния труб без снятия тепловой изоляции.

 

При снятии тепловой изоляции и наружном осмотре трубопроводов следует руководствоваться [40]. Осмотр рекомендуется проводить в последовательности, приведенной в типовой форме акта на осмотр теплопровода (см. приложение 27), с учетом указаний, приведенных в приложении 28.

В акте по результатам осмотра должно быть отражено:

состояние компенсирующих устройств трубопровода;

состояние неподвижных опор;

необходимость капитального ремонта или перекладки трубопровода.

Лицо, производящее техническое освидетельствование, в случае появления у него сомнений относительно состояния стенок или сварных швов трубопровода вправе потребовать частичного или полного удаления изоляции.

6.2.5. Вновь смонтированные трубопроводы тепловых сетей подвергаются наружному осмотру и гидравлическому испытанию до наложения тепловой изоляции на трубы, а в случае применения труб, поставляемых с завода с теплоизоляцией, — до нанесения изоляции на сварные стыки.

Гидравлическое испытание трубопроводов тепловых сетей может производиться лишь после окончания всех сварочных работ, термообработки согласно требованиям [2], а также после установки и окончательного закрепления опор. При этом должны быть представлены документы, подтверждающие качество выполненных работ.

6.2.6. Гидравлическое испытание трубопроводов тепловых сетей при техническом освидетельствовании должно производиться в соответствии с требованиями, изложенными в пп. 4.2.1-4.2.11 настоящей Типовой инструкции, а значение пробного давления должно приниматься в соответствии с пп. 4.2.5, 4.2.6.

6.2.7. При техническом освидетельствовании трубопровода обязательно присутствие лица. ответственного в ОЭТС за исправное состояние и безопасную эксплуатацию трубопровода.

6.2.8. Результаты технического освидетельствования и заключение о возможности эксплуатации трубопровода с указанием разрешенного давления и сроков следующего освидетельствования должны быть записаны в паспорт трубопровода лицом, производившим освидетельствование (см. пп. 6.2.2; 6.2.3).

Если при освидетельствовании трубопровода окажется, что он находится в аварийном состоянии или имеет серьезные дефекты, вызывающие сомнение в его прочности, то дальнейшая эксплуатация трубопровода должна быть запрещена, а в паспорте сделана соответствующая мотивированная запись.

 

6.3 Эксплуатация арматуры, компенсаторов, средств измерения

 

6.3.1. Вся запорная арматура, установленная На тепловых сетях, должна иметь порядковые номера, соответствующие нумерации их на оперативной схеме тепловой сети.

Номера должны быть нанесены масляной краской на специальные металлические пластинки, прикрепляемые к арматуре, или на видном месте корпуса арматуры.

Штурвалы задвижек и вентилей должны иметь указатели направления открытия и закрытия.

6.3.2. Запорная арматура, установленная в тепловой сети, должна содержаться в исправном состоянии, обеспечивающем ее свободное (без чрезмерных усилий) открытие и плотнее закрытие; при этом не должно быть парения или протечек через сальниковые уплотнения и фланцевые соединения.

6.3.3. Для обеспечения свободного закрытия и открытия запорной арматуры необходимо периодически, не реже одного раза в месяц, смазывать штоки задвижек и вентилей, проверять затяжку сальниковых уплотнений и отсутствие прикипания подвижных уплотнительных поверхностей к неподвижным уплотнительным поверхностям корпусов арматуры.

6.3.4. Если задвижки оборудованы электроприводами, то перед открытием или закрытием каждой такой задвижки необходимо убедиться:

в свободном перемещении штока при расцепленном электродвигателе;

в правильном направлении вращения расцепленного электродвигателя при нажатии соответствующей пусковой кнопки управления;

в остановке электродвигателя при нажатии на кнопку "стоп".

6.3.5. Все задвижки и вентили, установленные в тепловой сети, в процессе эксплуатации должны быть полностью открыты или закрыты, что необходимо для сохранения плотности запорной арматуры.

Регулирование расхода теплоносителя секционирующими задвижками, а также задвижками и вентилями, установленными на ответвлениях к потребителям, как правило, не допускается.

6.3.6. При появлении парения или протечки в сальниковых уплотнениях запорной арматуры следует произвести равномерную затяжку сальниковой втулки, а в случае, если при полной затяжке втулки не удается устранить протечку, необходимо дополнить или сменить набивку сальника.

Добивку сальников арматуры и компенсаторов допускается производить при избыточном давлении в трубопроводах не более 0,02 МПа (0,2 кгс/см2) [9] и температуре теплоносителя не выше 40°С. Заменять сальниковую набивку компенсаторов и арматуры разрешается после полного опорожнения трубопровода.

Затяжку сальника особенно на действующих сетях следует производить осторожно с тем, чтобы не сорвать болты и не вывести их из пазов сальниковой втулки.

6.3.7. Наружная поверхность запорной арматуры должна быть чистой, а резьбовые части — смазаны графитовой смазкой.

6.3.8. При обходах сети необходимо периодически проверять затяжку болтов всех фланцевых соединений особенно после изменения температуры теплоносителя и производить профилактическую равномерную их подтяжку, не допуская появления течи и парений.

На всех фланцевых соединениях болты следует затягивать постепенно поочередно с диаметрально противоположных сторон.

При выполнении этих требований необходимо учитывать, что подтяжка болтов фланцевых соединений должна производиться при давлении в трубопроводе, не превышающее 0,5 МПа (5,0 кгс/см2) [9].

6.3.9. Рабочая часть стакана сальникого компенсатора должна быть постоянно смазана графитовой смазкой. Периодичность смазки — не реже одного раза в месяц.

Подтяжка сальникого уплотнения стального сальникого компенсатора должна производиться при давлении в трубопроводе не выше 1,2 МПа (12 кгс/см2) [9] без особых усилий лишь до момента прекращения течи.

6.3.10. При осмотрах сильфонных компенсаторов необходимо проверять отсутствие течи и искривления.

В случае обнаружения негерметичности компенсатора или его искривления последний подлежит демонтажу и замене с составлением соответствующего акта.

6.3.11. При обходах тепловой сети необходимо проверять состояние дренажных и воздушных кранов и вентилей, устраняя их неплотности и загрязнения.

6.3.12. В процессе эксплуатации тепловых сетей необходимо следить за состоянием установленных на трубопроводах и оборудовании манометров, термометров, расходомеров и других контрольно-измерительных приборов, проверяя правильность их показаний по контрольным приборам. Неисправные приборы следует заменять.

Все контрольно-измерительные приборы должны поверяться в соответствии с порядком, установленным Госстандартом России, на каждом из них должно быть установлено клеймо или пломба.

6.3.13. Кроме указанной поверки, необходимо не реже одного раза в шесть месяцев производить дополнительную проверку рабочих манометров с помощью контрольного манометра с записью результатов в журнал контрольных проверок манометров.

При отсутствии контрольного манометра допускается дополнительную проверку производить поверенным рабочим манометров. имеющим с проверяемым манометром одинаковую шкалу и класс точности.

6.3.14. Проверка исправности манометров обслуживающим персоналом в процессе эксплуатации трубопровода производится с помощью трехходового крана или заменяющих его запорных вентилей путем "установки стрелки манометра на нуль".

6.3.15. Манометры не допускаются к применению в следующих случаях:

а) на манометре отсутствует пломба или клеймо с отметкой о проведении поверки;

б) истек срок поверки манометра;

в) стрелка манометра при его отключении не возвращается к нулевой отметке шкалы на значение, превышающее половину допустимой погрешности для данного манометра;

г) разбито стекло или имеются другие повреждения манометра, которые могут отразиться на правильности его показаний.

6.3.1 б. Заменять манометры следует только после закрытия первичных (отборных) вентилей.

6.3.17. Необходимо следить, чтобы гильзы для термометров были чистыми и залиты маслом до уровня, обеспечивающего затопление всего ртутного баллончика термометра.

 

6.4 Эксплуатация насосных станций

 

6.4.1. Обслуживание насосных станций и планово-предупредительный ремонт оборудования насосных должен выполнять специально подготовленный персонал, хорошо знающий оборудование, схему, режим работы насосной, сдавший экзамены по ПТЭ [1], ПТБ [9] при обслуживании тепловых сетей и при эксплуатации электроустановок электростанций и подстанций и допущенный к самостоятельной работе.

Электромонтеры должны иметь квалификационную группу по технике безопасности, соответствующую обслуживаемому ими электрооборудованию.

6.4.2. После окончания отопительного сезона при остановке насосной станции производится опробование оборудования, устройств и определение объема ремонтных работ.

6.4.3. Ежегодно пород началом отопительного периода все насосные станции необходимо подвергать комплексному опробованию для определения качества ремонта, правильности работы и взаимодействия всего тепломеханического и электротехнического oборудования, средств контроля, автоматики телемеханики, защиты оборудования СЦТ и определения степени готовности насосных станций к отопительному периоду.

Комплексное опробование насосных станций проводится по программе, утвержденной главным инженером ОЭТС и согласованной с главным инженером источника тепловой энергии. К опробованию привлекаются все службы ОЭТС. Ответственным за комплексное опробование насосных станций является начальник эксплуатационного района ОЭТС.

Результаты комплексного опробования каждой насосной станции оформляются актом, который утверждается главным инженером ОЭТС.

6.4.4. Текущий осмотр оборудования автоматизированных насосных станций следует производить ежедневно, проверяя технологические параметры сетевой воды, нагрузку электрооборудования, температуру подшипников, наличие смазки подшипников насосов и электродвигателей, состояние сальников, действие системы охлаждения. Обнаруженные неисправности должны устраняться бригадой слесарей или электромонтеров по наряду или письменному разрешению начальника службы электрохозяйства.

Не реже одного раза в месяц насосную обязаны  проверять  начальник эксплуатационного района и мастера по электрооборудованию, тепломеханическому оборудованию, по приборам теплового контроля, автоматики и телемеханики.

6.4.5. На неавтоматизированных насосных станциях должно быть организовано круглосуточное дежурство.

Дежурный слесарь оперативно подчиняется дежурному инженеру района (диспетчеру ОЭТС).

6.4.6. Перед запуском насосов, а при их работе один раз в сутки необходимо проверять состояние насосного и связанного с ним оборудования.

6.4.7. В дренажных насосных станциях но реже двух раз в неделю следует контролировать воздействие регулятора уровня на устройство автоматического включения насосов. Проверка производится подъемом поплавкового устройства вручную до уровня, при котором электродвигатель насоса должен включиться автоматически. Если автоматического включения при этом не происходит, необходимо наладить регулирующее устройство.

6.4.8. В каждой насосной станции должны быть вывешены детальная схема всего оборудования и инструкция, составленная применительно к установленному оборудованию и назначению насосной. Инструкция должна содержать перечень возможных аварийных ситуаций и действий персонала при их возникновении. На всем оборудовании насосной должны быть ясно видимые номера в соответствии со схемой и местной инструкцией.

6.4.9. Очередность переключений насосов из резерва в работу определяется графиком, утвержденным начальником подразделения, в чьем ведении находится насосная станция.

6.4.10. При осмотре насосной установки перед запуском следует проверять:

наличие нормальной смазки подшипников насосов и электродвигателей, а также редукторов электроприводных задвижек;

состояние набивки сальниковых уплотнений:

надежность сцепления соединительных муфт насоса и электродвигателя;

прочность крепления защитного кожуха над соединительными муфтами;

систему охлаждения подшипников;

положение автоматов на распределительном щите, положение контакторов включения насосных агрегатов, положение ключей на панели управления насосными агрегатами и задвижками;

прохождение сигнала по каналам связи телеуправления, телесигнализации и телеметрии.

Необходимо также проверить все задвижки, клапаны, автоматические регуляторы и контрольно-измерительные приборы, установленные на насосной станции.

6.4.11. При пуске насосного агрегата необходимо соблюдать следующую очередность пусковых операций:

закрыть задвижку на нагнетательном патрубке насоса;

открыть задвижку на всасывающем патрубке насоса;

включить электродвигатель;

убедившись в правильности вращения электродвигателя, открыть задвижку на нагнетательном патрубке насоса.

6.4.12. В случае возникновения вибрации вала насоса и электродвигателя необходимо проверить затяжку фундаментных болтов, а в случае их достаточной затяжки — центровку валов насоса и электродвигателя. Выявленная причина вибрации должна быть устранена.

6.4.13. Все работы по обслуживанию насоса — подтяжка сальниковых уплотнителей, смазка деталей, осмотры должны производиться при остановленном насосном агрегате. Проведение каких-либо работ при включенном насосном агрегате запрещается.

Для останова насосного агрегата необходимо плавно закрыть задвижку на нагнетательном патрубке насоса, после чего выключить электродвигатель.

6.4.14. На каждой насосной станции должен быть оперативный журнал, в который дежурный персонал должен записывать все распоряжения диспетчерской службы ОЭТС и делать записи о всех переключениях, пусках и остановах насосных агрегатов, а также записи о приеме и сдаче дежурства.

Кроме того, дежурный по насосной станции должен вести суточную ведомость, куда должен записывать показания контрольно-измерительных приборов. Перечень показаний приборов, подлежащих занесению и ведомость, устанавливается главным инженером ОЭТС.

6.4.15. Дежурный, эксплуатационный и руководящий персонал ОЭТС при каждом посещении как автоматизированных, так и неавтоматизированных насосных станций должен сделать запись в оперативном журнале о времени посещения, состоянии оборудования, режиме его работы, показаниях приборов с указанием должности и фамилии.

6.4.16. При приближении параметров сетевой воды к границам, угрожающим безопасной эксплуатации оборудования насосной станции или СЦТ в целом, и несрабатывании средств защиты и сигнализации обслуживающий персонал обязан:

сообщить диспетчеру ОЭТС о возникший угрозе;

принять меры по выявлению и устранению причин, приведших к угрозе безопасной

эксплуатации, и одновременно сделать все необходимое для обеспечения безопасной работы оборудования и СЦТ;

при невозможности устранения угрозы безопасной эксплуатации отключить отдельные насосные агрегаты или целиком насосную станцию.

Отдельные насосные агрегаты или насосная целиком должны быть немедленно остановлены в случае опасности для жизни людей, появлении недопустимой вибрации, возгорания электродвигателей.

6.4.17. Должны периодически проводиться тренировки персонала и проверка знаний по действиям персонала в аварийных ситуациях. Периодичность устанавливается главным инженером ОЭТС.

6.4.18. Объем оснащения средствами автоматизации, защиты, сигнализации, блокировок на насосной станции должен соответствовать [3] и [1].

Для всех подкачивающих насосных станций должна определяться необходимость их оснащения средствами защиты от гидроударов в соответствии с п. 4.12.40 [1].

 

6.5 Эксплуатация баков-аккумуляторов горячей воды

 

6.5.1. Приемка баков-аккумуляторов горячей воды (БАГВ) в эксплуатацию после монтажа и ремонта осуществляется в установленном порядке в соответствии с [1], [23], [24], [19].

6.5.2. Приемке в эксплуатацию подлежат все строительные конструкции БАГВ, а также их технологические элементы — разводящие трубы и патрубки, задвижки, клапаны, уровнемеры, а также элементы пожаротушения, обваловки, громоотводы, заземления и т.д.

6.5.3. Все вновь смонтированные БАГВ подлежат гидравлическим испытаниям при их приемке в эксплуатацию, а находящиеся в эксплуатации — после их ремонта, связанного с устранением течи.

Испытания БАГВ должны проводиться в соответствии с указаниями [24].

В процессе испытаний должно быть обеспечено наблюдение за возможным появлением дефектов в отремонтированных местах, в стыковых соединениях.

6.5.4. Эксплуатация БАГВ должна производиться в соответствии с [1], [27], [26].

6.5.5. Баки-аккумуляторы горячей воды должны быть оборудованы:

переливной трубой на отметке предельно допустимого уровня заполнения БАГВ, пропускная способность которой должна быть не менее пропускной способности всех труб, подводящих воду к БАГВ; должен быть обеспечен организованный отвод воды от переливной трубы;

вестовой трубой, сечение которой должно обеспечивать свободное поступление в БАГВ воздуха, исключающее образование вакуума при откачке воды из БАГВ, и свободный выпуск паровоздушной смеси, предотвращающий повышение давления выше атмосферного при зарядке БАГВ. При этом должна быть исключена или учтена возможность обледенения вестовых и переливных труб со снижением их пропускной способности:

автоматическим регулятором уровня, обеспечивающим полное прекращение подачи воды в БАГВ при достижении верхнего предельного уровня заполнения БАГВ, а также блокировочным устройством, отключающим насосы разрядки при достижении нижнего предельного уровня воды в баке;

автоматическим устройством включения резервных откачивающих насосов при отключении рабочих;

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

сигнализацией достижения верхнего предельного уровня, начала перелива воды через переливную трубу и отключения насосов разрядки при достижении нижнего уровня;

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

контрольно-измерительными приборами для измерения уровня и температуры воды в баках, давления во всех подводящих и отводящих трубопроводах, а также зарядочного и разрядочного расходов. Кроме того, на каждый бак или группу баков необходимо устанавливать приборы для дистанционного измерения уровня воды, зарядочного и разрядочного расходов воды.

Надежность электроснабжения указанных электроприемников должна соответствовать I категории (см. и. 1.2.17 ПУЭ) [29].

6.5.6. Все задвижки на линиях подвода и отвода горячей воды в каждый БАГВ и разделительные задвижки между баками должны быть электрифицированы.

Электроприводы задвижек и арматура управления этими задвижками должны быть вынесены в зоны, доступные для обслуживания и не затопляемые при повреждении баков. Задвижки должны быть расположены таким образом, чтобы в случае аварийного повреждения одного из баков было обеспечено его оперативное отключение от остальных, параллельно работающих БАГВ.

 

 

Добавить комментарий

Ваш e-mail не будет опубликован. Обязательные поля помечены *