Автор книги: А. Меламед
Жанр: Техническая литература, Наука и Образование
сообщить о неприемлемом содержимом
Текущая страница: 16 (всего у книги 17 страниц)
а) испытания воздухом (азотом);
б) устранение дефектов;
в) испытание гелием;
г) устранение дефектов.
Испытание барокамеры гелием необходимо проводить первично после изготовления (659).
Пневматическим испытаниям на герметичность и плотность подвергается полностью собранная барокамера с установленными иллюминаторами, гермовводами (сальниками), предохранительными клапанами, трубопроводами с ближайшими к корпусу барокамеры запорными клапанами (или запорными клапанами на пульте управления), до нанесения теплоизоляции (660).
Вопрос. Как осуществляется проверка барокамер в действии?
Ответ. Проверка барокамеры в действии при рабочем давлении газовой среды проводится в объеме, предусмотренном программой испытаний на завершающем этапе первичного технического освидетельствования барокамеры, после проведения гидравлических и пневматических испытаний с целью подтверждения ее соответствия требованиям технической документации и требованиям безопасности в следующих случаях: после монтажа барокамеры на стенде предприятия-изготовителя; после монтажа барокамеры на объекте эксплуатации (661).
При проверке барокамеры в действии контролируется:
а) состояние и исправность барокамеры, арматуры, трубопроводов, редукционных клапанов, присоединительных фланцев, электрооборудования, заземления, контрольно-измерительных приборов, систем и средств жизнеобеспечения, исправность гермовводов, иллюминаторов и их стекол. Исправность систем и средств жизнеобеспечения проверяется при рабочем давлении в барокамере в период их работы по прямому назначению;
б) работоспособность барокамеры длительного пребывания и ее систем и средств жизнеобеспечения при работе по прямому назначению: на воздухе при нормальном атмосферном давлении; на воздухе под давлением газовой среды, соответствующим рабочему давлению в барокамере; газовой средой (кислородно-гелиевой) при рабочем давлении в барокамере;
в) работоспособность предохранительных клапанов (на подрыв и посадку) повышением давления в барокамере либо на стенде для испытаний предохранительных клапанов;
г) подготовленность обслуживающего персонала и знание им эксплуатационных инструкций (662).
Проверку барокамеры в действии после монтажа осуществляет комиссия (в объеме работ по проверке готовности, установленных требованиями раздела IV настоящих ФНП), в состав которой при необходимости могут быть включены представители организации-изготовителя, эксплуатирующей организации (заказчика), специализированной организации. Состав комиссии по проверке барокамеры в действии при проведении периодических и внеочередных освидетельствований определяется распорядительными документами эксплуатирующей организации (663).
Результаты технического освидетельствования оформляются в порядке, установленном разделом VI настоящих ФНП (664).
Вопрос. Как осуществляется техническое диагностирование барокамер?
Ответ. Для обеспечения безопасной эксплуатации барокамеры должны подвергаться следующим видам технического диагностирования:
а) плановое техническое диагностирование, проводимое по истечении назначенного срока службы или выработки назначенного ресурса, в целях оценки технического состояния барокамеры с целью определения параметров и условий ее дальнейшей безопасной эксплуатации;
б) внеплановое техническое диагностирование, проводимое для оценки технического состояния барокамеры после аварии или обнаруженных повреждений, с целью определения возможных параметров и условий дальнейшей эксплуатации барокамеры.
Техническое диагностирование барокамер проводит уполномоченная в установленном порядке организация по разработанной программе и методике. Объем, методы и порядок проведения технического диагностирования и оформление его результатов определяются согласно технической документации на барокамеру и требованиям раздела VI настоящих ФНП (665).
Термины и определения, дополнительно используемые для целей ФНП
(Приложение № 1 к Правилам)
Монтаж – установка в проектное положение оборудования, поступившего в собранном виде, а также сборка (доизготовление) оборудования на объекте применения из готовых частей и элементов с применением неразъемных сварных соединений с установкой в проектное положение.
Реконструкция (модернизация) – изменение технических характеристик оборудования путем замены (изменения) его отдельных элементов, узлов, устройств управления и обеспечения режима работы (автоматизированных систем управления технологическим процессом, регулирующих устройств, горел очных устройств) и (или) изменения конструкции оборудования под давлением и его элементов путем применения неразъемных (сварных) соединений, вызывающее необходимость проведения прочностных расчетов и корректировки паспорта и руководства (инструкции) по эксплуатации, оформления нового паспорта и руководства по эксплуатации.
Ремонт – восстановление поврежденных, изношенных или пришедших в негодность по любой причине элементов оборудования под давлением с применением неразъемных (сварных) соединений в целях приведения его в работоспособное состояние.
Специализированная организация – юридическое лицо (индивидуальный предприниматель), зарегистрированное на территории Российской Федерации, отвечающее требованиям раздела III настоящих ФНП, предметом деятельности которого является осуществление одного или нескольких видов деятельности, перечисленных в пункте 92 настоящих ФНП.
Специализированная организация, уполномоченная для проведения технического освидетельствования оборудования под давлением – специализированные организации, уполномоченные в порядке, установленном нормативными правовыми актами Ростехнадзора, имеющие в своем составе специалистов по визуально-измерительному и неразрушающему контролю соответствующей квалификации, а также располагающие комплектом устройств, приборов и оборудования в количестве, необходимом для обеспечения проведения технического освидетельствования с учетом требований настоящих ФНП, руководств (инструкций) по эксплуатации оборудования.
Техническое диагностирование – комплекс операций с применением методов неразрушающего и разрушающего контроля, выполняемых в процессе эксплуатации в пределах срока службы, в случаях, установленных руководством по эксплуатации, и при проведении технического освидетельствования для уточнения характера и размеров выявленных дефектов, а также по истечении расчетного срока службы оборудования под давлением или после исчерпания расчетного ресурса безопасной работы в рамках экспертизы промышленной безопасности в целях определения возможности, параметров и условий дальнейшей эксплуатации этого оборудования.
Техническое обслуживание – комплекс операций или операция по поддержанию работоспособности или исправности оборудования под давлением при использовании его по назначению.
Техническое освидетельствование – комплекс административно-технических мер, направленных на подтверждение работоспособности и промышленной безопасности оборудования под давлением в эксплуатации.
Эксплуатирующая организация – юридическое лицо (индивидуальный предприниматель) осуществляющее эксплуатацию ОПО, на котором используется (эксплуатируется) оборудование, работающее под избыточным давлением (источник повышенной опасности), в силу принадлежащего ему права собственности, права хозяйственного ведения, оперативного управления либо по другим основаниям (по договору аренды, в силу распоряжения компетентного органа о передаче источника повышенной опасности).
Трубопровод – совокупность деталей и сборочных единиц из труб с элементами, являющимися их составляющими (тройники, переходы, отводы, арматура), которые предназначены для транспортирования среды от источника (котел, турбина, насос, бойлер, теплоэлектроцентраль (далее – ТЭЦ), котельная) до потребителей: турбина, подогреватель, система отопления.
Границы трубопровода – запорные агрегаты, предохранительные и другие устройства, установленные между трубопроводами или между оборудованием и трубопроводами. Трубопроводы в пределах котла, сосуда, турбины, насоса, паровых воздушных и гидравлических машин рассматриваются как элементы указанного оборудования.
Границы (пределы) котла – запорные устройства питательных, дренажных и других трубопроводов, а также предохранительные и другие клапаны и задвижки, ограничивающие внутренние полости элементов котла и присоединенных к ним трубопроводов.
Граница сосуда – входные и выходные штуцера.
Окраска и надписи на трубопроводах
(Приложение № 2 к Правилам)
1. Окраска, условные обозначения, размеры букв и расположение надписей должны соответствовать национальным стандартам, применяемым на добровольной основе в соответствии с законодательством Российской Федерации в области технического регулирования.
2. На трубопроводы должны быть нанесены надписи следующего содержания:
а) на магистральных линиях – номер магистрали (римская цифра) и стрелка, указывающая направление движения рабочей среды. В случае если при нормальном режиме возможно движение ее в обе стороны, даются две стрелки, направленные в обе стороны;
б) на ответвлениях вблизи магистралей – номер магистрали (римская цифра), номер агрегата (арабские цифры) и стрелки, указывающие направление движения рабочей среды;
в) на ответвлениях от магистралей вблизи агрегатов – номер магистрали (римская цифра) и стрелки, указывающие направление движения рабочей среды.
3. Количество надписей на одном и том же трубопроводе не нормируется. Надписи должны быть видимы с мест управления вентилями, задвижками и т. п. В местах выхода и входа трубопроводов в другое помещение надписи обязательны.
4. При покрытии поверхности изоляции трубопровода металлической обшивкой (листами алюминия, оцинкованного железа и другими коррозионно-стойкими металлами) окраска обшивки по всей длине может не производиться. В этом случае в зависимости от транспортируемой среды должны быть нанесены соответствующие условные обозначения.
5. На вентили, задвижки и приводы к ним должны быть нанесены надписи следующего содержания:
а) номер или условное обозначение запорного или регулирующего органа, соответствующие эксплуатационным схемам и инструкциям;
б) указатель направления вращения в сторону закрывания (З) и в сторону открывания (О).
6. Надписи на арматуре и приводах, перечисленных в пункте 5 настоящего приложения, делают в следующих местах:
а) при расположении штурвала вблизи корпуса вентиля (задвижки) – на корпусе или изоляции вентиля (задвижки) или на прикрепленной табличке;
б) при дистанционном управлении с помощью штурвала – на колонке или кронштейне штурвала;
в) при дистанционном управлении с помощью цепи – на табличке, неподвижно соединенной с кронштейном цепного колеса и закрепленной в положении, обеспечивающем наилучшую видимость с площадки управления;
г) при дистанционном управлении вентилем или задвижкой, расположенными под полом площадки обслуживания, с помощью съемного штурвала (конец вала утоплен в полу и закрыт крышкой) – на крышке с внутренней и внешней сторон;
д) при дистанционном управлении с помощью электропривода – у пускового включателя;
е) при дистанционном управлении кроме надписей, предусмотренных подпунктами «б», «в», «г», «д», должны быть нанесены надписи и на маховики управляемой арматуры.
Требования к качеству питательной и котловой воды
(Приложение № 3 к Правилам)
1. Показатели качества питательной воды для котлов с естественной и многократной принудительной циркуляцией паропроизводительностью 0,7 т/ч и более (кроме водотрубных котлов с естественной циркуляцией и рабочим давлением пара 14 МПа) не должны превышать указанных значений:
а) для паровых газотрубных котлов:
1 Для котлов, не имеющих экономайзеров, и котлов с чугунными экономайзерами содержание растворенного кислорода допускается от 100 мкг/кг.
б) для водотрубных котлов с естественной циркуляцией (в том числе котлов-бойлеров) и рабочим давлением пара до 4 МПа:
1 В числителе указаны значения для котлов, работающих на жидком топливе, в знаменателе – на других видах топлива.
2 Для котлов, не имеющих экономайзеров, и котлов с чугунными экономайзерами содержание растворенного кислорода допускается от 100 мкг/кг при сжигании любого вида топлива.
3 В отдельных обоснованных случаях может быть допущено снижение значения рН до 7,0.
в) для водотрубных котлов с естественной циркуляцией и рабочим давлением пара 10 МПа:
1 При восполнении потерь пара и конденсата химически очищенной водой допускается повышение значения рН до 10,5.
г) для энерготехнологических котлов и котлов-утилизаторов с рабочим давлением пара до 5 МПа:
1 В числителе указано значение для водотрубных котлов, в знаменателе – для газотрубных котлов.
2 Для водотрубных котлов с рабочим давлением пара 1,8 МПа жесткость не должна быть более 15 мкг·экв/кг.
3 Допускается увеличение содержания соединений железа до 100 мкг/кг при условии применения методов реагентной обработки воды, уменьшающих интенсивность накипеобразования за счет перевода соединений железа в раствор, при этом должны соблюдаться нормативы по допускаемому количеству отложений на внутренней поверхности парогенерирующих труб.
4 Верхнее значение рН устанавливается не более 9,5 в зависимости от материалов, применяемых в оборудовании пароконденсатного тракта.
Примечание: Для газотрубных котло-утилизаторов вертикального типа с рабочим давлением пара свыше 0,9 МПа, а также для содорегенерационных котлов показатели качества питательной воды нормируются по значениям последней колонки таблицы. Кроме того, для содорегенерационных котлов нормируется солесодержание питательной воды, которое не должно быть более 50 мг/кг:
д) для энерготехнологических котлов и котлов-утилизаторов с рабочим давлением пара 11,0 МПа:
1 Верхнее значение рН устанавливается не более 9,5 в зависимости от материалов, применяемых в оборудовании пароконденсатного тракта.
2 Условное солесодержание должно определяться кондуктометрическим солемером с предварительной дегазацией и концентрированием пробы, а удельная электрическая проводимость – кондуктометром с предварительным водород-катионированием пробы; контролируется один из этих показателей.
е) для высоконапорных котлов парогазовых установок:
1 Допускается превышение норм по содержанию железа на 50 % при работе парогенератора на природном газе.
2 Условное солесодержание должно определяться кондуктометрическим солемером с предварительной дегазацией и концентрированием пробы, а удельная электрическая проводимость – кондуктометром с предварительным водород-катионированием пробы; контролируется один из этих показателей.
2. Показатели качества питательной воды для водотрубных котлов с естественной циркуляцией и рабочим давлением пара 14 МПа и для энергетических прямоточных котлов не должны превышать указанных значений:
а) для водотрубных котлов с естественной циркуляцией и рабочим давлением пара 14 МПа:
При восполнении потерь пара и конденсата химически очищенной водой допускается повышение значения рН до 10,5.
Содержание соединений натрия для котлов с давлением 14 МПа должно быть не более 50 мкг/дм3. Допускается корректировка норм содержания натрия в питательной воде на ТЭЦ с производственным отбором пара в случае, если на ней не установлены газоплотные или другие котлы с повышенными локальными тепловыми нагрузками экранов и регулирование перегрева пара осуществляется впрыском собственного конденсата.
Удельная электрическая проводимость Н-катионированной пробы для котлов с давлением 14 МПа должна быть не более 1,5 мкОм/см. Допускается соответствующая корректировка нормы удельной электрической проводимости в случаях корректировки нормы содержания натрия в питательной воде.
Содержание гидразина (при обработке воды гидразином) должно составлять от 20 до 60 мкг/дм3; в период пуска и остановки котла допускается содержание гидразина до 3000 мкг/дм3 (со сбросом пара в атмосферу).
Содержание аммиака и его соединений должно быть не более 1000 мкг/дм3 в отдельных случаях, согласованных с региональным диспетчерским подразделением энергетической системы (в случае для оборудования, находящегося в управлении (ведении) диспетчера), допускается увеличение содержания аммиака до значений, обеспечивающих поддержание необходимого значения рН пара, но не приводящих к превышению норм содержания в питательной воде соединений меди.
Содержание свободного сульфита (при сульфитировании) должно быть не более 2 мг/дм3.
Суммарное содержание нитритов и нитратов для котлов с давлением 14 МПа должно быть не более 20 мкг/дм3;
б) для энергетических прямоточных котлов:
1 При установке в конденсатно-питательном тракте всех теплообменников с трубками из нержавеющей стали или других коррозионно-стойких материалов – не более2 мкг/дм3.
На тех электростанциях с прямоточными котлами с давлением пара 14 МПа, где проектом не была предусмотрена очистка всего конденсата, выходящего из конденсатосборника турбины, допускается содержание соединений натрия в питательной воде и паре при работе котлов не более 10 мкг/дм3, общая жесткость питательной воды должна быть не более 0,5 мкг-экв/дм3, а содержание в ней соединений железа – не более 20 мкг/дм3.
Для прямоточных котлов с давлением 10 МПа и менее нормы качества питательной воды, пара и конденсата турбин при работе котлов должны быть установлены энергосистемами на основе имеющегося опыта эксплуатации.
3. Показатели качества подпиточной и сетевой воды для водогрейных котлов (кроме водогрейных котлов, установленных на тепловых электростанциях, тепловых станциях) не должны превышать указанных значений:
1 В числителе указано значение для котлов на твердом топливе, в знаменателе – на жидком и газообразном топливе.
2 Для теплосетей, в которых водогрейные котлы работают параллельно с бойлерами, имеющими латунные трубки, верхнее значение рН сетевой воды не должно превышать 9,5.
4. Показатели качества сетевой воды для водогрейных котлов, установленных на тепловых электростанциях и тепловых станциях, не должны превышать следующих значений:
1 Верхний предел допускается по согласованию с органами Роспотребнадзора.
В начале отопительного сезона и в послеремонтный период допускается превышение норм в течение четырех недель для закрытых систем теплоснабжения и двух недель для открытых систем по содержанию соединений железа до 1 мг/дм3, растворенного кислорода до 30 и взвешенных веществ до 15 мг/дм3,
5. Показатели качества подпиточной воды для водогрейных котлов, установленных на тепловых электростанциях и тепловых станциях, не должны превышать следующих значений:
а) закрытые тепловые сети:
1 Верхний предел значения рН допускается только при глубоком умягчении воды, нижний – с разрешения энергосистемы может корректироваться в зависимости от интенсивности коррозионных явлений в оборудовании и трубопроводах систем теплоснабжения.
б) качество подпиточной воды открытых систем теплоснабжения (с непосредственным водоразбором) должно удовлетворять также действующим нормам для питьевой воды. Подпиточная вода для открытых систем теплоснабжения должна быть подвергнута удалению из нее органических примесей, если цветность пробы воды при ее кипячении в течение 20 мин увеличивается сверх нормы, указанной в действующих нормативных документах для питьевой воды.
При силикатной обработке воды для подпитки тепловых сетей с непосредственным разбором горячей воды содержание силиката в подпиточной воде должно быть не более 50 мг/дм3 в пересчете на SiO2.
При силикатной обработке подпиточной воды предельная концентрация кальция должна определяться с учетом суммарной концентрации не только сульфатов (для предотвращения выпадения CaSO4), но и кремниевой кислоты (для предотвращения выпадения CaSiO3) для заданной температуры нагрева сетевой воды с учетом ее превышения в пристенном слое труб котла на 40 °C.
Непосредственная присадка гидразина и других токсичных веществ в подпиточную воду тепловых сетей и сетевую воду не допускается.
6. Нормы качества котловой воды, необходимый режим ее коррекционной обработки, режимы непрерывной и периодической продувок принимаются на основании инструкции организации – изготовителя котла, типовых инструкций по ведению водно-химического режима или на основании результатов теплохимических испытаний.
При этом для паровых котлов с давлением до 4 МПа включительно, имеющих заклепочные соединения, относительная щелочность котловой воды не должна превышать 20 %; для котлов со сварными барабанами и креплением труб методом вальцовки (или вальцовкой с уплотнительной подваркой) относительная щелочность котловой воды допускается до 50 %, для котлов со сварными барабанами и приварными трубами относительная щелочность котловой воды не нормируется.
Для паровых котлов с давлением свыше 4 до 10 МПа включительно относительная щелочность котловой воды не должна превышать 50 %, для котлов с давлением свыше 10 до 14 МПа включительно не должна превышать 30 %.
7. Показатели качества питательной воды паровых электрических котлов не должны превышать следующих значений:
1 В случае обоснования проектной организацией допускается повышение или снижение величины общей жесткости при условии соблюдения периода между чистками котла от накипи, а также нормативных требований к качеству пара или получаемого из него конденсата.
8. Показатели качества подпиточной и сетевой воды водогрейных электрических котлов не должны превышать следующих значений:
Данные нормы качества подпиточной и сетевой воды водогрейных электрических котлов распространяются на котлы, работающие по отопительно-вентиляционному или какому-либо другому гибкому графику отпуска тепла. В случае установки водогрейных электрических котлов на производствах с жестким графиком отпуска тепла, особенно при постоянной работе котлов на предельных параметрах, качество подпиточной и сетевой воды принимается проектной организацией.
