Эксплуатационный журнал трубопроводов

>Ремонт оборудования котельных

Техническое освидетельствование котлов

Техническое освидетельствование котла выполняется с целью установления исправности котла и пригодности его к дальнейшей работе. Оно состоит из наружного, внутреннего осмотров и гидравлического испытания.

Техническому освидетельствованию должен подвергаться каждый котел до пуска в работу, периодически во время работы и в необходимых случаях – внеочередному освидетельствованию. Техническое освидетельствование выполняет специализированная организация.

Осмотры котла проводятся с целью проверки правильности установки и оборудования котла в соответствие с регистрационными документами и на отсутствие повреждений (первичное освидетельствование) или на пригодность его к дальнейшей работе (периодическое или внеочередное освидетельствования). При осмотрах обращается внимание на наличие трещин, надрывов, отдулин, выпучин, коррозийных повреждений, следов пропаривания и пропусков в сварных и вальцовочных соединениях, а также повреждений обмуровки, могущих вызвать опасность перегрева металла элементов котла.

Цель гидравлического испытания – проверить прочность элементов котла и плотность его соединений. Испытание проводится водой с температурой в пределах от 5 до 40 0С и пробным давлением, равным 1,25Р ( если рабочее давление Р > 0,5 МПа) или пробным давлением равным 1,5Р (если Р < 0,5 МПа). Под пробным давлением котел выдерживается до 10 мин, после чего давление снижается до рабочего значения и производится осмотр котла.

Давление воды контролируется рабочим и контрольным манометром, один из которых должен иметь класс точности не ниже 1,5. Котел считается выдержавшим испытание, если давление не падало, а осмотром не выявлены течи в соединениях, а также трещины, разрывы, выпучины и остаточные деформации в элементах поверхностей нагрева.

Специализированная организация проводит техническое освидетельствование в следующие сроки: осмотры – не реже одного раза в четыре года; гидравлическое испытание – не реже одного раза в восемь лет.

Владелец котла обязан самостоятельно проводить не реже, чем через 12 месяцев, наружный и внутренний осмотры после каждой чистки от накипи и ремонта поверхностей нагрева, а также перед предъявлением котла для технического освидетельствования. Гидравлическое испытание рабочим давлением владелец проводит после каждого вскрытия барабана, коллектора и ремонта котла, если характер и объем ремонта не вызывает необходимости внеочередного освидетельствования.

Внеочередное освидетельствование котлов проводится в случаях:

— при бездействии котла более 12 месяцев;

— если котел переставили на новое место;

— если ремонт выполнялся с применением сварки основных элементов, с выправлением выпучин или вмятин;

— если при ремонте одновременно заменено более 50 % всех экранных и кипятильных труб или 100 % дымогарных труб;

— по усмотрению инспектораРостехнадзора, инженера специализированной организации или Ответственного.

Если при освидетельствовании котла будут выявлены дефекты, снижающие прочность его элементов (утонение стенок и т.п.), возможность эксплуатации при пониженном давлении устанавливается расчетом на прочность и поверочным расчетом предохранительных клапанов на пропускную способность.

Виды осмотров и ремонтов котельного оборудования.

Работы по графику планово-предупредительного ремонта (ППР) подразделяются на: текущий ремонт, капитальный ремонт и межремонтное обслуживание.

Текущий ремонт выполняется между капитальными ремонтами с целью обеспечения нормальной эксплуатации оборудования с техническими показателями близкими к уровню, достигнутому при выполнении последнего капитального ремонта. Технический ремонт выполняется путем чисток котла от наружных и внутренних загрязнений, уплотнения соединений, замены или восстановления быстроизнашивающихся элементов (обмуровки, тепловой изоляции, колосников, арматуры и др.), проверок оборудования и его узлов, наладки оборудования и т.п.

Это основной вид профилактического ремонта, обеспечивающего долговечность и безотказность работы оборудования. В котельных текущий ремонт обычно выполняется летом, в межотопительный период. Текущий ремонт выполняется силами ремонтного персонала предприятия.

Цель капитального ремонта состоит в том, чтобы довести параметры оборудования до паспортных данных с обеспечением его работоспособности в пределах нормативного межремонтного периода, т. е. до очередного текущего ремонта. При капитальных ремонтах оборудование полностью разбирается, чистится, изношенные детали и узлы заменяются или ремонтируются, производится регулировка и наладка оборудования и др.

При капремонте выполняются мероприятия, направленные на увеличение надежности и экономичности оборудования, в том числе и модернизация оборудования. Капремонт выполняется специализированной ремонтной организацией.

Межремонтное обслуживание включает наблюдение за состоянием оборудования, выполнение действующих инструкций по обслуживанию и технике безопасности, устранение мелких неисправностей, регулирование и наладку оборудования и др.

С целью предупреждения внезапных отказов и выхода оборудования из строя в котельных выполняются планово-предупредительные осмотры. В зависимости от назначения и особенностей эксплуатации котельной установки ППО разделяются на ежедневные, еженедельные (или ежемесячные) и полугодовые.

Ежедневный осмотр сводится в основном к наружному осмотру котлов и вспомогательного оборудования, устранению мелких дефектов и неисправностей, проверке наличия запасов топлива, воды, исправности противопожарных средств и освещения, поддержание чистоты в котельной и др.

При еженедельном (ежемесячном осмотре) проверяют состояние и исправность отдельных узлов котлов и вспомогательного оборудования: топки, кипятильных труб, экономайзера, подшипников насосов и тягодутьевых устройств, обмуровки и тепловой изоляции, соединений трубопроводов, арматуры, КИП и др.

Выявленные во время осмотров дефекты фиксируются в сменном журнале и устраняются немедленно, либо во время очередного ремонта, либо в любое другое время удобное для проведения ремонта.

Сроки проведения ППО и ППР:

— ежедневный осмотр проводится при приеме смены в течение, примерно, 20-30 мин;

— ежемесячный осмотр проводится в течение 2-3 суток;

— полугодовые осмотры проводятся в течение 7-8 суток;

— текущий ремонт котлов типа ДКВР, ДЕ, ПТВМ, МЗК и др. проводится один раз в год;

— капитальный ремонт этих же котлов проводится один раз в 3,5 — 4 года.

Более подробно сроки проведения капремонта котлов в зависимости от способа сжигания топлива, мощности котла, а также сроки капремонта сборочных единиц котлов даны в ГОСТ 24005–80 «Котлы паровые стационарные с естественной циркуляцией. Общие технические требования».

Для другого оборудования ремонты проводятся в другие сроки. Например, для насосов текущий ремонт рекомендуется проводить один раз в 6 месяцев, а капитальный ремонт один раз в 6 лет.

Подготовка оборудования к ремонту.

Подготовка оборудования к ремонту выполняется согласно требованиям РД-69-94 «Типовые технические условия на ремонт паровых и водогрейных котлов промышленной энергетики».

Объем ремонтных работ определяется владельцем котла по результатам технического освидетельствования и диагностирования. До начала работ ремонтная организация разрабатывает технологическую документацию на ремонт, включая подготовку места ремонта под сварку или наплавку. Ответственность за полноту и качество выполненных работ несет организация или лицо, проводившие ремонт.

Ремонт котла выполняется специализированной организацией, имеющей лицензию Госгортехнадзора на проведение данного вида работ. К выполнению работ допускаются аттестованные сварщики, аттестованные специалисты неразрушающего контроля и слесари с разрядом не ниже четвертого, имеющие практические навыки по ремонту котлов.

До начала ремонта на каждый котел составляется следующая документация:

— акт о техническом состоянии котла до ремонта;

— проект организации работ и технологические указания по проведению сварочных работ;

— спецификация на оборудование, запасные элементы, инструмент, оснастку, такелажные приспособления.

Подробное описание ремонтных работ должно быть зафиксировано в ремонтном журнале. В частности, в журнал записываются сведения об объеме выполненных работ по чистке и замене элементов котла, а также сведения о способах и размерах выборки недопустимых дефектов (коррозионных поражений, трещин и т.п.), примененных материалах и электродах, технологии сварки и сведения о сварщиках, о методах и результатах контроля.

Организация, выполнившая ремонт, оформляет и представляет заказчику в сброшюрованном виде следующую техническую документацию:

— ремонтные формуляры;

— акты на заварку контрольных сварных соединений или на вырезку производственных сварных стыков;

— протоколы механических испытаний и металлографических исследований образцов из контрольных сварных соединений;

— сертификаты на сварочные материалы, трубы, лист, штуцеры, фланцы, фасонные детали, арматуру, крепежные изделия;

— протокол прогонки шара через трубы;

— копии удостоверения сварщиков.

При ремонте барабанов котлов с применением сварки дополнительно оформляется следующая техническая документация:

— акты осмотра котла до и после ремонта;

— ремонтный формуляр барабана (в нем приводится развертка барабана, на которой наносятся расположение и номера трубных отверстий и штуцеров; расположение и номера швов барабана, обнаруженных дефектов и выборок и др. Кроме того, дается таблица о сварке)

— ремонтный формуляр трубных отверстий и штуцеров;

— технология на выполнение ремонта;

— акт на замену штуцеров;

— заключения по результатам ультразвукового, магнитопорошкового контроля и просвечивания на отсутствие дефектов после ремонта;

— заключения по результатам контроля наплавленных участков, выполненного ультразвуковым методом после гидравлического испытания;

— акт проверки технологических свойств электродов.

Допуск людей для производства ремонта внутри котла должен производиться только по письменному разрешению, называемому нарядом – допуском.

Основные технологические процессы ремонта котлов.

Ремонту котлов предшествует очистка их от наружных и внутренних загрязнений.

Наружная чистка котлов от загрязнений заключается в удалении с поверхностей нагрева, стен топки и газоходов скопившихся отложений золы, сажи, шлака, остатков несгоревшего топлива, а также ржавчины и окалины. Для очистки используются резаки, стальные метла, щетки, банники, скребки и др. инструмент, а также обдувка сжатым воздухом. В некоторых случаях применяется обмывка труб струей воды с обязательной последующей обсушкой.

Внутренняя очистка котла направлена на удаление с внутренних поверхностей барабанов, труб, коллекторов, труб отложений накипи, шлама и солей. Первоначально часть отложений удаляется струей горячей воды, которая их частично растворяет и вымывает. Оставшиеся отложения удаляются механическим или химическими способами.

Механическая чистка производится с помощью специального инструмента, такого как металлические щетки, ерши, банники, шарошечные головки (шарошки) и др.

Для очистки кипятильных труб широко применяют шарошки, которые приводятся в действие с помощью электродвигателя с гибким шлангом. Шарошка имеет форму шестерни, которая своими зубьями удаляет накипь. Обычно используется от пяти до пятнадцати шарошек (шестерен), расположенных симметрично по кругу в головке чистящего прибора и соединенных с осью головки.

При вращении оси шарошки под действием центробежных сил прижимаются к поверхности накипи и счищают ее. После применения шарошек каждая труба очищается пыжом из пакли или ветоши и продувается сжатым воздухом. Чтобы удостовериться в проходимости трубы, через нее пропускают калиброванный стальной шарик на тросе.

Для облегчения механической чистки перед ее выполнением производится частичное растворение, а в основном размягчение накипи щелочением котла. При щелочении в котловую воду вводят едкий натр NаОН, кальцинированную соду Na2 СО3 или тринатрийфосфат Nа3 РО4. В зависимости от состава накипи и ее толщины реагенты вводятся, ориентировочно, в следующем количестве: сода – 10-20 кг, едкий натр и тринатрийфосфат – по 3-6 кг на 1 м3 водяного объема котла.

При щелочении вода в котле прогревается паром от других котлов или слабым огневым прогревом без подъема давления или с подъемом давления пара. Продолжительность щелочения составляет 30-60 ч. После щелочения раствор сливается из котла, а котел тщательно промывается горячей водой. После этого сразу приступают к механической чистке. Обычно щелочение выполняется в строгом соответствии с требованиями инструкции по щелочению котла, которая разработана заводом – изготовителем котла. Щелочение применяется также и для чистки котла от ржавчины и масел после его монтажа.

Кислотные промывки котлов позволяют полностью растворить накипь вывести ее из котла. Раствор кислоты способен проникнуть в те загрязненные поверхности нагрева, которые обычно недоступны для механической чистки.

Чаще всего для растворения накипи используется соляная кислота , соли которой имеют высокую растворимость в воде. Промывку ведут 4-7 % раствором кислоты, подогретым до 50-65 0С. Котел заполняется раствором полностью. С помощью промывочного бака и насоса организуется циркуляция раствора через котел продолжительностью 6-18 ч. Для предотвращения коррозии металла в раствор кислоты вводятся ингибиторы коррозии, например, марки ПБ – 5, уротропин и др. По окончании промывки для нейтрализации остатков кислоты проводится щелочение котла.

Вместо соляной кислоты химическая чистка котла может производиться менее агрессивными органическими кислотами и комплексонами.

Из органических кислот (лимонная, муравьиная, адипиновая) наиболее широко используется лимонная кислота. Концентрация кислоты в растворе должна быть в пределах 1-3 % (рН не более 4,5), скорость циркуляции раствора в котле от 0,5 до 1,8 м/с, а температура раствора 95-105 0С. Продолжительность химической чистки составляет 3-4 ч. Отработавший раствор вытесняется из котла горячей водой.

Из комплексонов наиболее широко применяется трилон – Б, который является натриевой солью этилендиаминтетрауксусной кислоты (ЭДТА). При концентрации раствора 0,5-1 % и скорости циркуляции 0,5-1 м/с продолжительность чистки составляет 4-8 ч. Температура раствора 100 0С.

Возможность применения реагентов для химической чистки устанавливает завод – изготовитель котла.

Ремонт поверхностей нагрева котлов.

Небольшие коррозионные и механические повреждения барабанов, коллекторов, корпусов котлов, жаровых труб и штуцеров устраняются наплавкой или заваривание, а значительные дефектные участки вырезаются и заменяются новыми.

Язвины в барабанах глубиной до 2-3 мм после разделки заполняются раствором цемента с растолченным стеклом. Повреждения длиннее 3см и с глубиной более 2–3 мм заплавляются металлом с помощью электродуговой сварки. Однако наплавление возможно только в том случае, если после разделки повреждения толщина стенки в месте выборке более 3 мм.

Трещины глубиной до 1/3 толщины стенки барабана ремонтируются как поверхностные, а более глубокие – как сквозные. Границы трещин определяются магнитной или цветной дефектоскопией и фиксируются кернением. Для предупреждения развития трещин в длину на расстоянии 10-30 мм от намеченных границ производят сверления диаметром не менее 4-5 мм.

Трещины глубиной более1/3 толщины стенки разделываются насквозь. Кромки трещины разделывают зубилом в виде канавки чашеобразной формы, после чего отверстия и канавки заплавляют электросваркой. Наплавка должна выходить за пределы участка разделки на 5-8 мм с каждой стороны с усилением (увеличение толщины) не менее 2 мм. Усиление удаляется зашлифовкой заподлицо с основным металлом.

Более глубокие разъедания на значительной поверхности устраняются вырезкой дефектных участков и вваркой заплат, заменой обечаек, штуцеров или других элементов. Отверстия под заплату должна быть больше зоны поврежденного участка на 20-50 мм в обе стороны и выполняться газовой или пламенной сваркой. Форма вырезки для заплаты должна быть овальной или прямоугольной с плавным скруглением углов радиусом не менее 100мм. Нужную кривизну заплате придают вальцовкой.

Дефектные участки труб или сами трубы удаляются газовой, пламенной и механической резкой. Вальцованные трубы разрешается удалять из барабана выбиванием, сберегая при этом гнезда от повреждений.

Покоробленные экранные и кипятильные трубы подвергают подгибке или рихтовке, если их погнутость или смещение выходит за пределы допускаемых отклонений

Неплотности в сварных соединениях труб устраняются разделкой дефектных участков до здорового металла с последующей заваркой. Форма выборки в поперечном сечении должна иметь чашеобразную форму с углом скоса кромок 12-15 0, а ширина разделки шва должна быть на 1-1,5 мм больше ширины шва. Перед исправлением стыков с трещинами по концам трещины выполняются сверления диаметром 2-3 мм, а дефектный металл удаляется.

Дефектные вальцовочные соединения устраняются заменой дефектного конца трубы на новый или всей трубы с последующей развальцовкой. Подготовленные к вальцовке концы труб должны быть зачищены до металлического блеска на длину 50-80 мм.

При аварийных ремонтах дефектные трубы удаляются, а вместо их в местах крепления устанавливаются заглушки. При разрыве чугунных труб экономайзера их заменяют новыми или выключают, переставляя калачи. Возможна установки внутри чугунной трубы стальной трубы с разбортовкой ее концов и зажимом их калачами.

9.2. Диагностика технического состояния промышленных трубопроводов и арматуры

Промышленные трубопроводы подразделяют по их назначению: технологические, пара и горячей йоды, воздухо- и газопроводы, промысловые, магистральные газонефтепродуктопроводы и другие. В соответствии с назначением, режимом и условиями работы, вида транспортируемого продукта, к трубопроводам предъявляются специфические требования.

К технологическим трубопроводам относят трубопроводы для транспортирования газообразных, парообразных и жидких сред в диапазоне остаточного давления от 0,001 МПа (0,01 кгс/см2) до условного давления 320 МПа (3200 кгс/см2) и рабочих температур от минус 196° до плюс 700°С на химических, нефтехимических, нефтеперерабатывающих, газоперерабатывающих, химико-фармацевтических, целлюлозно-бумажных, микробиолотческих, коксохимических, нефте- и газодобывающих предприятиях. Требования к этим трубопроводам установлены Правилами устройства и безопасной эксплуатации технологических трубо-

проводов (ПБ 03-108-96). Они в общем случае включают в себя:

• требования к конструкции, изготовлению и материалам трубопроводов;

• требования к устройству, монтажу, размещению, опорам, подвеске, дренажу, продувке;

• требования к трубопроводной арматуре;

• требования к компенсации температурных деформаций, снижению вибрации, тепловой изоляции, обогреву, защите от коррозии;

• требования к качеству сварных соединений;

• требования к прочности и герметичности.

Ответ на вопрос: удовлетворяет или нет текущее состояние трубопровода указанным требованиям и какой они имеют оста­точный ресурс — составляет цель технического диагностирования. Диагностирование технического состояния технологических трубопроводов проводят в следующих случаях:

• в соответствии с нормативами периодических ревизий, установленными ПБ 03-108-96;

• если они выработали установленный проектом расчетный срок службы или ресурс;

• если они не имели установленного расчетного ресурса и находились в эксплуатации более 20 лет;

• если они выработали разрешенный к дальнейшей эксплуа­тации ресурс остаточной работоспособности сверх установленного;

• если временно находились в условиях нарушения режима эксплуатации;

• если по мнению владельца требуется оценка технического состояния.

Основным методом контроля за надежной и безопасной эксплуатацией технологических трубопроводов является периодическая ревизия, результаты которой служат основанием для оценки состояния трубопровода и возможности его дальнейшей эксплуатации.

Периодичность ревизии зависит от транспортируемой среды и категории трубопровода и регламентирована ПБ 03-108-96.

Ревизия приурочивается к планово-предупредительному ремонту отдельных агрегатов, установок, цехов, к который относится трубопровод. Перечень основных работ при ревизии включает в себя:

• наружный осмотр,

• измерение толщины стенок трубопровода,

• ревизию воротников фланцев,

• внутренний осмотр трубопровода по участкам,

• радиографический контроль или ультразвуковой контроль сварных швов,

• проверку механических свойств металла,

• измерение деформации трубопровода,

• ревизию резьбовых соединений,

• проверку опор, крепежных деталей,

• испытания на прочность, плотность, герметичность. Объем работ, выбор участков контроля решается службами технического надзора совместно с механиком производства. При неудовлетворительных результатах выборочной ревизии число участков контроля увеличивают. Если вторично получены неудовлетворительные результаты, производится генеральная выборочная ревизия трубопровода. При отрицательных результатах генеральной выборочной ревизии проводится полная ревизия с полной разборкой трубопровода.

Комплекс работ по оценке технического состояние, установлению остаточного ресурса включает в себя:

• изучение технической, эксплуатационной и ремонтной документации, режимов и условий эксплуатации,

• осмотр и натурное обследование;

• оценку фактического состояния металла, сварных швов;

• оценку фактического напряженно-деформационного сос­тояния;

• оценку работоспособности элементов трубопровода;

• расчет остаточного ресурса;

• анализ, оформление результатов обследования и составления заключения.

Типовая техническая документация на технологический трубопровод включает в себя:

1. Перечень технологических трубопроводов предприятия.

2. Паспорт трубопровода с приложениями схемы, актов ревизии и отбраковки элементов, удостоверения о качестве ремонтов, журнала сварочных работ, документации по контролю металла трубопроводов, работающих в водородосодержащих средах.

3. Акт периодического наружного осмотра трубопровода.

4. Акт испытания трубопровода на прочность и плотность.

5. Акты на ревизию, ремонт и испытание арматуры.

6. Эксплуатационный журнал трубопроводов.

7. Журнал установки — снятия заглушек.

8. Журнал термической обработки сварных соединений.

9. Заключение о качестве сварных стыков.

Наружный осмотр включает в себя проверку состояния:

• изоляции и покрытий,

• сварных швов,

• фланцевых и муфтовых соединений, крепежа и устройств для установки КИП,

• опор,

• компенсирующих устройств,

• дренажных устройств,

• арматуры и ее уплотнений,

• реперов для замера остаточной деформации,

• сварных тройниковых соединений, гибов и отводов,

• оценку вибрации трубопровода.

На основании анализа технической документации и визуального осмотра трубопровода составляется план натурных обследований: назначаются места замера толщины стенки и твердости, места металлографического анализа, стиллографии, дефектоскопии, а также контрольной вырезки металла; устанавливаются места вскрытия изоляции.

До начала натурного обследования трубопровод должен быть остановлен, охлажден, освобожден от продукта, пропарен, отделен от всех действующих аппаратов и трубопроводов заглушками.

На основании натурных обследований устанавливаются истинные свойства материала и сварных швов трубопровода, наличие коррозии и дефектов, истинная толщина стенок.

Металлографические исследования обязательно проводят в следующих случаях:

• если по условиям эксплуатации и выполнения ремонтных работ возможно изменение структуры основного металла или металла сварного шва;

• если механические показатели металла ниже или выше нормативных;

• если трубопровод побывал в огне в результате пожара или аварии;

• по требованиям НД;

• по усмотрению специалистов, проводящих обследование. Все трубопроводы и их участки, подвергшиеся в процессе диагностирования разборке, резке, сварке, ремонту, подлежат испытанию на прочность и герметичность. Испытания на прочность и плотность трубопровода по существу не отличаются от аналогичных испытаний сосудов, работающих под давлением (см. раздел 8). Испытания гидравлические и на герметичность трубопроводов должны соответствовать РД 38.13-004-86.

Оценка фактического напряженно-деформационного состояния трубопровода и отдельных его элементов проводится с учетом вибрации и динамических нагрузок, изменения толщины стенок, изменении геометрии трубопровода в результате просадки фундаментов опор, деформации опор, потери устойчивости и других факторов.

Ревизия арматуры.

В соответствии с ПБ 03-108-96 при ревизии арматуры выполняются следующие работы:

• внешний осмотр,

• разборка и осмотр состояния отдельных деталей,

• осмотр внутренней поверхности и при необходимости контроль неразрушающими методами,

• притирка уплотнительных поверхностей,

• сборка, опробывание и опрессовка на прочность и плотность. В случае несоответствия арматуры нормативно-технической документации или если в течение остаточного ресурса возможно достижение неудовлетворительного состояния, она отбрако­вывается. Ремонт, замена уплотнительных материалов, восстановле­ние посадочных мест, регулирование и другие работы выполняются в соответствии с требованиями НД.

Особые требования к специальным трубопроводам:

• при работе под статическим давлением, пульсирующим давлением, под вакуумом, под давлением, мало отличающимся от атмосферного,

• по наличию или отсутствию теплоизоляции, гидроизоляции,

• по виду внешней среды: в воздушной атмосфере, в грунте, в агрессивной среде, в морской воде, в речной воде и т.п.,

• по климатическим условиям,

• по виду технологической транспортируемой среды,

• по способу крепления,

• по эксплуатационной температуре.

В связи с этими особенностями к трубопроводу предъявляются дополнительные требования и применяют дополнительные методы диагностирования, отраженные в НД на данный вид трубопровода. Так, при работе трубопровода выше 400°С для углеродистых и выше 450°С для легированных сталей измеряют деформацию ползучести на момент определения остаточного ресурса.

Осмотр, дефектоскопия и толщинометрия подземных трубопро­водов производятся после вскрытия грунта на отдельных участках трубопровода по усмотрению обследователя или из расчета один участок на 200-300 м длины трубопровода. В отдельных случаях оговаривается длина между участками вскрытия. Исследование износа и коррозии различных трубопроводов (в том числе подземных) возможно с помощью датчиков и контроллеров с наведенной радиацией.

Подземные трубопроводы должны быть защищены от почвенной коррозии и коррозии блуждающими токами в соответствии с НД.

Магистральные трубопроводы обследуют с помощью специальных диагностических снарядов, пропускаемых внутри действующего трубопровода. С помощью такого снаряда производят одновременно дефектоскопию металла и сварных швов, толщинометрию, геометрию, изоляцию трубопровода.

Недоступные обследованию человеком трубопроводы (например, в атомной промышленности) обследуют с помощью роботов.

Качество изоляции открытых трубопроводов, а также трубопроводов в процессе изготовления обследуют с помощью приборов, измеряющих электрическое сопротивление изоляции.

Негерметичность магистральных трубопроводов, а также труднодоступных участков трубопроводов обследуют с помощью тепловизоров, позволяющих фиксировать участки разрыва трубопроводов по снижению температуры этих участков вследствие истечения жидкости или газа.

Трубопроводы, работающие в режиме пульсирующих нагрузок (что особенно актуально на нагнетательных участках компрессоров), в обязательном порядке обследуют на вибрацию и характер и величину динамических нагрузок. Исследования проводят с помощью тензометрических методов и виброизмерительных приборов.

С помощью геодезических методов обследуют деформации трубопроводов и опорных устройств, осадку фундаментов и несущих конструкций.

Нормы отбраковки трубопроводов и арматуры зависят от назна­чения трубопровода и регламентированы соответствующей НД.

Дополнительные обследования трубопроводов различного назначения отражены в специальных методических указаниях и нормативной литературе, список которой приведен в конце раздела.

Ремонтный журнал трубопроводов пара и горячей воды

Развернуть ▼
Ремонтный журнал трубопроводов пара и горячей воды ведется в соответствии с требованиями Типовой инструкции по технической эксплуатации тепловых сетей систем коммунального теплоснабжения (МДК 4-02.2001), утвержденной приказом Госстроя России от 13 декабря 2000 г. № 285.
Согласно Правил промышленной безопасности опасных производственных объектов, на которых используется оборудование, работающее под избыточным давлением организации, эксплуатирующие трубопроводы должны вести ремонтный журнал, в который за подписью лица, ответственного за исправное состояние и безопасную эксплуатацию трубопроводов о делается записи о выполнениии ремонтных работ.
На лицевой стороне обложки журнала указываются название журнала, даты начала и окончания ведения журнала.
Журнал должен быть пронумерован, прошнурован и скреплен печатью.
На последней странице делается запись о количестве прошнурованных листов и ставится подпись ответственного за исправное состояние и безопасную эксплуатацию трубопроводов пара и горячей воды организации.
Журнал должен постоянно находиться на рабочем месте ответственного за исправное состояние и безопасную эксплуатацию трубопроводов пара и горячей воды организации.
Ответственность за правильность и достоверность записей несет персонал, сделавший запись в журнале.
В журнал заносятся сведения о выполненных ремонтных работах, не вызывающих необходимости внеочередного технического освидетельствования с соответствующими записями по окончании ремонтных и наладочных работ.
При записях в журнале рекомендуется соблюдать следующие правила:
— записи ведутся в хронологическом порядке только чернилами или пастой синего, фиолетового или черного цвета и должны быть четкими, ясными, без помарок и подчисток;
— в случае ошибки неправильная запись берется в скобки и зачеркивается нежирной чертой (так, чтобы ее можно было прочитать), а рядом делается правильная запись;
— при обнаружении пропущенной записи она выполняется на свободном месте и ставится время, когда произошло фиксируемое событие.
Перед записью следует отметить «Пропущенная запись»;
— запрещается делать записи на полях и между строк;
— пропущенные незаполненные строки прочеркиваются «зигзагом»;
— разрешается пользоваться допускаемыми сокращениями слов.
При необходимости на каждый вид ремонта заводят отдельный журнал.
Раздел «1. Текущее обслуживание» содержит графы:
1. № п/п
2. Дата
3. Наименование оборудования
4. Номер оборудования
5. Описание задания на ремонт
6. Плановое время на ремонт
7. Инструкция по охране труда
8. Ф.И.О. кому выдано
9. Подпись
10. Дата выполнения
11. Отчет о выполнении
Графы раздела «2. Планово-предупредительные работы» и «3. Капитальный ремонт» аналогичны графам раздела 1.
Кроме данной формы ремонтного журнала трубопроводов пара и горячей воды применяется общепромышленная форма ремонтного журнала , при ремонте котлов ремонтный журнал котла, а при капитальном ремонте на стройках ведется общий журнал работ (РД-11-05-2007, Приказ 7 от 12.01. 2007 г.).
Еще сомневаетесь, где купить и заказать качественные журналы и бланки по Вашему образцу? Только у нас!
Мы доставляем заказы не только по Москве и области, но и по всей России.
Воспользовавшись калькулятором журнала, Вы настроите нужное количество страниц, обложку, логотип и т.д.

Журнал учета обхода и осмотра тепловых сетей

Развернуть ▼
Контроль за состоянием оборудования тепловых сетей и режимов их работы должен проводиться путем регулярных, по графику, обходов тепловых сетей, насосных станций и тепловых пунктов. Частота обходов и объемы работ, выполняемых при обходах, устанавливается в зависимости от состояния оборудования, времени года, типов прокладки, состояния грунта, сейсмичности района и других факторов.
Результаты обхода должны фиксироваться в рапорте слесаря-обходчика и заноситься в журнал учета обхода и осмотра тепловых сетей.
Здания предприятий, жилые дома, детские сады, школы и многие другие теплопотребляющие установки подключены к системам теплоснабжения. Подача тепла и горячей воды производится теплоносителем (пар, вода, антифриз) по трубопроводам тепловой сети.
Тепловая сеть предназначена для передачи тепловой энергии (горячей воды или (и) пара) от источников тепловой энергии: котельных, тепловых станций до потребителей.
Тепловая сеть — совокупность устройств (включая центральные тепловые пункты, насосные станции), предназначенных для передачи тепловой энергии, теплоносителя от источников тепловой энергии до теплопотребляющих установок. Она представляет собой линейное сооружение, включающее в себя строительные конструкции, подающий и обратный трубопроводы, опорно-подвесную систему, компенсаторы, арматуру.
Надежность обеспечения потребителей тепловой энергией теплоносителем зависит как от источника тепловой энергии, так и от устройств передачи тепловой энергии, осуществляемой тепловыми сетями. Надежность тепловых сетей оценивают путем проведения технического диагностирования. Целью технического диагностирования тепловых сетей является обследование и оценка фактического состояния элементов (трубопроводов, арматуры, компенсаторов, дренажных устройств, воздушников, тепловой изоляции, опорных конструкций). При этом выявляются наиболее изношенные или поврежденные элементы, подлежащие ремонту или замене.
Журнал учета обхода и осмотра тепловых сетей имеет графы:
1. № п/п
2. Дата
3. Ф.И.О. обходчика
4. Замечания, обнаруженные при обходе
5. Отметка об устранении
6. Подпись устранившего замечания
7. Подпись обходчика
См. также: Журнал обхода тепловых сетей
Еще сомневаетесь, где купить и заказать качественные журналы и бланки по Вашему образцу? Только у нас!
Мы доставляем заказы не только по Москве и области, но и по всей России.
Воспользовавшись калькулятором журнала, Вы настроите нужное количество страниц, обложку, логотип и т.д.

принимать меры к предупреждению, локализации и ликвидации аварий и инцидентов в работе тепловой сети;

осуществлять контроль за коррозией.

6.2.26. Для контроля состояния оборудования тепловых сетей и тепловой изоляции, режимов их работы регулярно по графику проводится обход теплопроводов и тепловых пунктов. График обхода предусматривает осуществление контроля состояния оборудования как слесарями-обходчиками, так и мастером.

Частота обходов устанавливается в зависимости от типа оборудования и его состояния, но не реже 1 раза в неделю в течение отопительного сезона и 1 раза в месяц в межотопительный период. Тепловые камеры необходимо осматривать не реже 1 раза в месяц; камеры с дренажными насосами – не реже 2 раз в неделю. Проверка работоспособности дренажных насосов и автоматики их включения обязательна при каждом обходе.

Результаты осмотра заносятся в журнал дефектов тепловых сетей.

Дефекты, угрожающие аварией и инцидентом, устраняются немедленно. Сведения о дефектах, которые не представляют опасности с точки зрения надежности эксплуатации тепловой сети, но которые нельзя устранить без отключения трубопроводов, заносятся в журнал обхода и осмотра тепловых сетей, а для ликвидации этих дефектов при ближайшем отключении трубопроводов или при ремонте – в журнал текущих ремонтов. Контроль может осуществляться дистанционными методами.

6.2.27. При обходе тепловой сети и осмотре подземных камер персонал обеспечивается набором необходимых инструментов, приспособлений, осветительных приборов, газоанализатором взрывозащищенного типа.

6.2.28. Для контроля гидравлического и температурного режимов тепловых сетей и теплопотребляющих установок необходимо при плановых обходах проверять давление и температуру в узловых точках сети по манометрам и термометрам.

6.2.29. При эксплуатации тепловых сетей утечка теплоносителя не должна превышать норму, которая составляет 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 (далее ГВС), присоединенных через водоподогреватель.

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

6.2.30. Для контроля за плотностью оборудования источников теплоты, тепловых сетей и систем теплопотребления допускается в установленном порядке использование окрашивающих индикаторов утечки, допущенных к применению в системах теплоснабжения.

6.2.31. На каждом узле подпитки тепловых сетей определяется расход подпиточной воды, соответствующий нормативной утечке, и обеспечивается приборный учет фактического расхода подпиточной воды.

При утечке теплоносителя, превышающей установленные нормы, должны быть приняты меры к обнаружению места утечек и их устранению.

6.2.32. Помимо испытаний на прочность и плотность в организациях, эксплуатирующих тепловые сети, проводятся их испытания на максимальную температуру теплоносителя, на определение тепловых и гидравлических потерь 1 раз в 5 лет.

Все испытания тепловых сетей выполняются раздельно и в соответствии с действующими методическими указаниями.

6.2.33. На каждый вновь вводимый в работу участок теплосети (независимо от параметров теплоносителя и диаметра трубопроводов) составляется паспорт установленной формы (прил. 5). В паспорте ведется учет продолжительности эксплуатации трубопроводов и конструкций теплосети, делаются записи о результатах всех видов испытаний (кроме ежегодных на прочность и герметичность по окончании отопительного сезона), заносятся сведения о ремонтах, реконструкциях и технических освидетельствованиях.

6.2.34. Для контроля за состоянием подземных теплопроводов, теплоизоляционных и строительных конструкций следует периодически производить шурфовки на тепловой сети.

Плановые шурфовки проводятся по ежегодно составляемому плану, утвержденному ответственным лицом за исправное состояние и безопасную эксплуатацию тепловых энергоустановок и (или) тепловых сетей (техническим руководителем) организации.

Количество ежегодно проводимых шурфовок устанавливается в зависимости от протяженности сети, способов прокладок и теплоизоляционных конструкций, количества ранее выявленных коррозионных повреждений труб, результатов испытаний на наличие потенциала блуждающих токов.

На 1 км трассы предусматривается не менее одного шурфа.

На новых участках сети шурфовки начинаются с третьего года эксплуатации.

6.2.35. Шурфовки в первую очередь проводятся:

вблизи мест, где зафиксированы коррозионные повреждения трубопроводов;

в местах пересечений с водостоками, канализацией, водопроводом;

на участках, расположенных вблизи открытых водостоков (кюветов), проходящих под газонами или вблизи бортовых камней тротуаров;

в местах с неблагоприятными гидрогеологическими условиями;

на участках с предполагаемым неудовлетворительным состоянием теплоизоляционных конструкций (о чем свидетельствуют, например, талые места вдоль трассы теплопровода в зимнее время);

на участках бесканальной прокладки, а также канальной прокладки с теплоизоляцией без воздушного зазора.

6.2.36. Размеры шурфа выбирают, исходя из удобства осмотра вскрываемого трубопровода со всех сторон. В бесканальных прокладках предусматриваются размеры шурфа по низу не менее 1,5×1,5 м; в канальных прокладках минимальные размеры обеспечивают снятие плит перекрытия на длину не менее 1,5 м.

6.2.37. При шурфовом контроле производится осмотр изоляции, трубопровода под изоляцией и строительных конструкций. При наличии заметных следов коррозии необходимо зачистить поверхность трубы и произвести замер толщины стенки трубопровода с помощью ультразвукового толщиномера или дефектоскопа.

При результатах измерений, вызывающих сомнения, и при выявлении утонения стенки на 10 % и более необходимо произвести контрольные засверловки и определить фактическую толщину стенки.

При выявлении местного утонения стенки на 10 % проектного (первоначального) значения эти участки подвергают повторному контролю в ремонтную кампанию следующего года.

Участки с утонением стенки трубопровода на 20 % и более подлежат замене.

По результатам осмотра составляется акт.

6.2.38. Работы по защите тепловых сетей от электрохимической коррозии проводятся специализированными организациями (подразделениями).

Эксплуатация средств защиты от коррозии и коррозионные измерения выполняются в соответствии с действующими нормативно-техническими документами.

6.2.39. Для определения коррозионной агрессивности грунтов и опасного воздействия блуждающих токов проводятся систематические осмотры трубопроводов подземных тепловых сетей и электрические измерения на потенциал блуждающих токов.

6.2.40. Электрические измерения на трассах вновь сооружаемых и реконструируемых тепловых сетей производятся организациями, разработавшими проект тепловых сетей, или специализированными организациями, разрабатывающими технические решения по защите тепловых сетей от наружной коррозии.

Измерения удельного электрического сопротивления грунтов производятся по мере необходимости для выявления участков трассы тепловых сетей бесканальной прокладки в грунтах с высокой коррозионной агрессивностью.

Коррозионные измерения для определения опасного действия блуждающих токов на стальные трубопроводы подземных тепловых сетей должны проводиться в зонах влияния блуждающих токов 1 раз в 6 месяцев, а также после каждого значительного изменения режима работы систем электроснабжения электрифицированного транспорта (изменение графика работы электротранспорта, изменения расположения тяговых подстанций, отсасывающих пунктов и т. д.) и условий, связанных с развитием сети подземных сооружений и источников блуждающих токов, введения средств электрохимической защиты на смежных сооружениях.