Об утверждении Правил технической эксплуатации объектов теплоснабжения и теплопотребляющих установок

268. При включении тягодутьевой установки необходимо:

убедиться в отсутствии посторонних предметов, в том числе на прилегающих участках тракта и около тягодутьевой установки;

полностью закрыть направляющие аппараты;

закрыть все люки;

убедиться в готовности системы смазки;

включить систему охлаждения масла и маслостанцию.

269. Не допускается работа тягодутьевой установки с выбиванием газов через неплотности нагнетательных диффузоров и примыкающих газоходов. При обнаружении выбивания газов необходимо незамедлительно прекратить доступ людей в опасную зону, определить и устранить причины выбивания.

270. Не допускается эксплуатация вращающихся механизмов при снятых кожухах вращающихся частей.

271. Внутренний осмотр деаэраторов в целях выявления дефектов должен осуществляться не реже 1 раза в год через съемные люки и при чистке деаэрирующих элементов.

Атмосферные и вакуумные деаэраторы перед включением в работу после ремонта, связанного с восстановлением плотности деаэратора, а также по решению ответственного за исправное состояние и безопасную эксплуатацию с целью выявления дефектов подвергаются испытанию на прочность и плотность избыточным давлением 0,2 МПа (2,0 кгс/см2), но не реже, чем 1 раз в 8 лет.

При эксплуатации двух и более параллельно работающих деаэраторов задвижки на уравнительных линиях по паровому и водяному пространству баков-деаэраторов должны быть открыты.

Эксплуатация деаэраторов при отсутствии или неисправном состоянии гидрозатворов на баках деаэраторов и их колонках запрещается.

Эксплуатация деаэраторов при отключенных охладителях выпара запрещается.

272. На источниках тепловой энергии в период эксплуатации следует осуществлять контроль технологических параметров в соответствии с проектной документацией. Перечень контролируемых технологических параметров и показателей режимов работы, порядок оформления и периодичность занесения данных в суточные ведомости на бумажном носителе и (или) в электронные устройства хранения и отображения информации устанавливаются в инструкции по эксплуатации источника тепловой энергии.

273. В процессе эксплуатации источника тепловой энергии следует контролировать работоспособность предусмотренных проектной документацией устройств защиты от повышения и (или) снижения давления сетевой воды в обратных трубопроводах, от вскипания сетевой воды в подающих трубопроводах и оборудовании при аварийном снижении давления, проводить их периодическое опробование в соответствии с руководством (инструкцией) по эксплуатации организации-изготовителя и перед отопительным периодом.

274. На основе результатов эксплуатационных измерений должны определяться потери напора в водогрейных котлах, сетевых трубопроводах, сетевых подогревателях и другом оборудовании по тракту сетевой воды при ее расчетном расходе для последующего контроля в процессе эксплуатации.

Периодичность проведения эксплуатационных измерений для определения указанных показателей, а также порядок и периодичность их последующего контроля устанавливается в инструкции по эксплуатации источника тепловой энергии.

IX. Требования к эксплуатации водоподготовительных установок и ведению водно-химического режима

275. Применяемые в эксплуатирующей организации технологии водоподготовки и соблюдение водно-химического режима должны обеспечить качество теплоносителя, соответствующее требованиям, установленным настоящими Правилами, для предупреждения:

внутренней коррозии оборудования и трубопроводов тепловых сетей;

образования внутренних отложений на поверхностях нагрева и в трубопроводах;

образования и накопления шлама в оборудовании источников тепловой энергии, тепловых сетях и теплопотребляющих установках.

276. В эксплуатирующей организации должны разрабатываться и утверждаться инструкции по эксплуатации установок обработки воды и инструкции по ведению водно-химического режима, включающие режимные карты.

277. В эксплуатирующей организации должен осуществляться контроль водно-химического режима.

278. Периодичность и объем контроля водно-химического режима устанавливается исходя из качества исходной воды и состояния действующего оборудования.

279. В режимных картах по результатам испытаний и наладки оборудования по водоподготовке должны быть указаны:

технические характеристики и рабочие параметры оборудования водоподготовки;

значения показателей качества подпиточной и сетевой воды (теплоносителя);

значения показателей качества добавочной, питательной и котловой воды для паровых котлов исходя из требований технической документации организаций-изготовителей;

значения показателей качества составляющих питательной воды, в том числе конденсата подогревателей, вод дренажных баков, баков нижних точек, баков запаса конденсата;

значения показателей качества воды котлового контура для водогрейных котлов исходя из требований технической документации организаций-изготовителей;

перечень контролируемых химических веществ, включая реагенты, и их предельные допустимые концентрации в подпиточной, сетевой, питательной и котловой воде;

периодичность и объем контроля водно-химического режима;

величина продувки паровых котлов и ее продолжительность, принимаемые по технической документации организации-изготовителя;

периодичность продувки воды котлового контура;

перечень и схема точек отбора проб воды, пара и конденсата для ручного и автоматического химического контроля;

объемы и методы выполнения химического контроля.

280. На объектах теплоснабжения, имеющих оборудование водоподготовки, должны вестись журнал и (или) ведомость, определенные в перечне технической документации эксплуатирующей организации, в которые заносится информация по водоподготовке и водно-химическому режиму, результатам анализов воды, пара, конденсата, концентрации дозируемых реагентов и отклонению от утвержденной режимной карты.

281. Для оценки накипеобразующих свойств сетевой воды используется значение карбонатного индекса сетевой воды, равное произведению общей щелочности и кальциевой жесткости воды (мг-экв/дм3)2, выше которого протекает карбонатное накипеобразование с интенсивностью более 0,1 г/(м2·час) (далее - Икс). Значение Икс должно быть не выше нормативных значений Икс, приведенных в приложении № 1 к настоящим Правилам, и обеспечивать ограничение протекания карбонатного накипеобразования с интенсивностью не более 0,1 г/(м2·час).

Значение карбонатного индекса подпиточной воды (далее - Икп) для открытых систем теплоснабжения должно быть таким же, как нормативное значение Икс.

Значение Икп для закрытых систем теплоснабжения должно быть таким, чтобы обеспечить нормативное значение Икс включая подмес водопроводной воды в сетевую в теплопотребляющих установках.

282. При использовании для подготовки подпиточной воды стабилизационной обработки ингибиторами накипеобразования (антинакипинными) определение марки ингибитора и его оптимальной дозы производится на основании результатов режимно-наладочных испытаний.

Предельное значение Икс определяется в период режимно-наладочных испытаний и наладки исходя из возможного изменения параметров исходной воды и фиксируется в режимной карте.

283. Нарушение требований режимной карты, в том числе использование для подпитки тепловой сети воды, не прошедшей водоподготовку (далее - сырая вода), допускается при аварийных ситуациях. О каждом таком случае производится запись в оперативный журнал с указанием качества (химического состава) и количества использованной воды не соответствующей требованиям режимной карты, длительности ее подачи.

На линиях сырой воды, присоединенных к линиям умягченной, питательной, подпиточной, сетевой воды или конденсата должны быть установлены два запорных устройства и контрольное (дренажное) между ними. Запорные устройства должны находиться в закрытом положении и быть опломбированы, а контрольное (дренажное) должно быть открыто.

284. Качество подпиточной воды для систем теплоснабжения должно соответствовать нормам качества воды для подпитки систем теплоснабжения, содержащимся в приложении № 2 к настоящим Правилам. Качество сетевой воды должно соответствовать нормам качества сетевой воды, содержащимся в приложении № 3 к настоящим Правилам.

285. Исходная вода, используемая для подготовки подпиточной воды в открытых системах теплоснабжения должна подвергаться коагулированию для удаления органических примесей, если цветность пробы воды при ее кипячении в течение 20 минут превышает 20 градусов цветности (имеет слабо-желтоватый оттенок).

286. При силикатной обработке подпиточной воды должна контролироваться предельная концентрация кальция. Периодичность и порядок контроля должен быть определен режимной картой.

287. Содержание растворенного кислорода в подпиточной и сетевой воде должно контролироваться с помощью регистрирующих кислородомеров или путем отбора проб воды не реже 1 раза в смену:

из подпиточного трубопровода каждого узла подпитки системы теплоснабжения;

из подающего и обратного трубопроводов каждой магистрали источника тепловой энергии.

288. При химическом способе удаления кислорода из подпиточной воды в закрытых системах теплоснабжения необходимо дополнительно контролировать содержание растворенного кислорода в сетевой воде по величинам избытков реагентов путем отбора проб воды, объем и периодичность которых устанавливается режимной картой.

289. При химическом способе удаления кислорода из подпиточной воды в режимной карте должны устанавливаться предельные значения остаточного содержания кислорода в подпиточной и сетевой воде исходя из температуры обрабатываемой воды, точки ввода реагентов, свойств и характеристик реагентов, а также периодичность и объем контроля антикоррозионных характеристик ингибиторов путем коррозионных лабораторных испытаний, заключающихся в выдерживании индикаторов коррозии в реальной сетевой воде без добавления и с добавлением ингибиторов.

290. В эксплуатирующих организациях должен быть организован контроль внутренней коррозии оборудования объектов теплоснабжения, теплопотребляющих установок, трубопроводов тепловых сетей путем анализов подпиточной, котловой, сетевой воды и конденсата на содержание соединений железа, растворенного кислорода, свободной углекислоты и pH, а также по индикаторам внутренней коррозии. При обнаружении таких процессов должны проводиться определение типа коррозионных повреждений и физико-химического состава железоокисных отложений, анализ причин и определение мер по их устранению.

Периодичность контроля определяется в эксплуатационных инструкциях по ведению водно-химического режима.

291. Дозирование гидразина в подпиточную и сетевую воду не допускается.

292. В процессе эксплуатации поверхности оборудования, трубопроводов и арматуры, строительных конструкций водоподготовительных установок и установок очистки конденсата, изготовленных из некоррозионностойких материалов, соприкасающиеся с коррозионно-активной средой, должны защищаться антикоррозионными покрытиями.

293. При эксплуатации пробоотборных устройств должен быть обеспечен проектный расход отбора проб пара, воды и конденсата и охлаждение их до температуры не выше 40°C, а также отсутствие воздействия материала пробоотборника на качественный состав пробы. При отсутствии проектных данных расход отбора проб должен составлять не менее 25 литров в час.

294. Режимно-наладочные испытания и наладка водно-химических режимов, наладка водоподготовительных установок должны выполняться не реже 1 раза в 5 лет, а также по решению технического руководителя эксплуатирующей организации в случаях:

реконструкции (модернизации) котлов или водоподготовительного оборудования;

изменения основных параметров работы котлов (давления, температуры, производительности);

изменения вида топлива;

повреждения оборудования объектов теплоснабжения по причинам, связанным с их водно-химическим режимом;

изменения качества исходной воды;

изменения требований к качеству исходной и обработанной воды;

перехода на другой ингибитор накипеобразования (при использовании технологии стабилизационной обработки воды);

перехода на другие реагенты, используемые для организации коррекционных водно-химических режимов.

295. Режимно-наладочные испытания должны проводиться по программам, утверждаемым техническим руководителем эксплуатирующей организации (структурного подразделения).

Результаты режимно-наладочных испытаний и наладки водно-химических режимов, наладки водоподготовительных установок оформляются актом, утверждаемым техническим руководителем эксплуатирующей организации (структурного подразделения).

По результатам режимно-наладочных испытаний и наладки пересматриваются и переутверждаются инструкции по эксплуатации установок обработки воды и инструкции по ведению водно-химического режима.

296. В эксплуатирующих организациях должен быть организован контроль образования накипи, отложений и шлама в оборудовании объектов теплоснабжения, теплопотребляющих установок, трубопроводах тепловых сетей и трубопроводах горячего водоснабжения. При обнаружении таких процессов должны проводиться анализ причин, измерение физико-механических свойств, состава и толщины накипи, отложений и шлама.

Для прогнозирования интенсивности образования отложений периодически должны определяться кальциевая и общая жесткость, бикарбонатная и общая щелочность, а также содержание сульфатов и соединений железа в подпиточной, котловой, сетевой и горячей воде.

297. В эксплуатирующей организации должны проводиться контрольные вырезки образцов наиболее теплонапряженных труб поверхностей нагрева водотрубных котлов, отбор проб накипи, отложений и шлама из подогревателей, трубопроводов и другого оборудования, их периодичность и количество определяются в эксплуатационных инструкциях.

298. Теплоснабжающие и теплосетевые организации, эксплуатирующие тепловые сети, должны обеспечить постоянный контроль качества сетевой воды в обратных трубопроводах и выявлять подключенных потребителей тепловой энергии, ухудшающих качество сетевой воды.

299. Периодичность очистки паровых и водогрейных котлов должна определяться расчетом исходя из интенсивности отложений.

300. Ко дню остановки котла на очистку, загрязненность отложениями на наиболее теплонапряженных участках поверхностей нагрева котла не должна превышать значений, определенных требованиями проектной документации и (или) технической документации организации-изготовителя оборудования. При отсутствии такой информации периодичность очистки паровых и водогрейных котлов и водогрейного оборудования устанавливается такой, чтобы удельная загрязненность отложениями на наиболее теплонапряженных участках поверхностей нагрева котла к моменту его остановки на чистку не превышала:

для паровых котлов - 500 г/м2 при работе на газообразном и твердом топливе, 300 г/м2 при работе на жидком топливе;

для водогрейных котлов - 1000 г/м2.

301. При отсутствии необходимости в очистке котлов в межотопительный период должна осуществляться их промывка химически подготовленной водой. Промывка завершается, когда качество промывочной воды после котла соответствует параметрам, определенным в инструкции по ведению водно-химического режима.

302. Для сетевых подогревателей очистка проводится при изменении температурного напора выше предельных значений, установленных в проектной документации и (или) технической документации организации-изготовителя.

Способ проведения очистки оборудования, а также необходимость принятия мер, препятствующих коррозии и образованию отложений, определяется на основании результатов осмотров оборудования и лабораторных анализов физико-химического состава отложений.

X. Требования к эксплуатации баков-аккумуляторов

303. Эксплуатация емкостей горячей, подпиточной, сетевой воды, баков сбора конденсата, работающих при атмосферном давлении (далее - баки-аккумуляторы), должна осуществляться в соответствии с инструкцией по эксплуатации баков-аккумуляторов.

304. В случае двух и более работающих параллельно баков-аккумуляторов инструкция по эксплуатации баков-аккумуляторов должна предусматривать последовательность действий по включению незаполненного бака-аккумулятора в параллельную работу с действующим, исключающая перепуск горячей воды из действующих в незаполненный бак-аккумулятор, с целью предотвращения образования вакуума в действующих баках-аккумуляторах и их разрушения.

305. Организация, осуществляющая эксплуатацию баков-аккумуляторов, в соответствии с инструкцией по эксплуатации баков-аккумуляторов должна обеспечить наличие и исправность:

наружных металлических усиливающих конструкций, предотвращающих лавинообразное разрушение бака;

обваловки по всему периметру бакового хозяйства высотой не менее 0,5 м (объем чаши обвалования должен быть не менее объема наибольшего бака-аккумулятора);

отмостки по всему периметру бака-аккумулятора;

устройств безопасного отвода воды из обвалованной территории и чаши обвалования;

тепловой изоляции и покровного слоя;

дренажной линии;

устройства для предотвращения потери герметика при опорожнении или переливе воды из бака-аккумулятора и предупреждения попадания герметика в трубопроводы после бака-аккумулятора при снижении уровня воды в нем ниже допустимого;

антикоррозионной защиты внутренних поверхностей;

сигнализации достижения верхнего и нижнего предельного уровня;

автоматического регулятора уровня, либо блокировочного устройства, обеспечивающего полное прекращение подачи воды в бак-аккумулятор при достижении верхнего предельного уровня;

блокировочного устройства, отключающего насосы при достижении нижнего предельного уровня;

средств измерения уровня и температуры воды в баках-аккумуляторах, давления во всех подводящих и отводящих трубопроводах;

автоматического устройства включения резервных откачивающих насосов при отключении рабочих насосов.

306. Должно быть обеспечено отсутствие течей, подтеков и мокрых пятен на наружной поверхности тепловой изоляции, протечек через сальники запорной и регулировочной арматуры.

При подготовке к отопительному периоду должна быть осуществлена проверка соответствия баков-аккумуляторов, их оборудования, систем управления и защиты перечисленным требованиям с их ревизией, устранением выявленных дефектов и восстановлением проектных характеристик.

307. Должен осуществляться контроль:

состояния переливной трубы на отметке предельно допустимого уровня заполнения бака-аккумулятора, пропускная способность которой должна быть не менее пропускной способности всех труб, подводящих воду к баку-аккумулятору, наличия возможности свободного излива жидкости из нее, отсутствия обледенения и (или) засора;

состояния вестовой трубы, сечение которой должно обеспечивать свободное поступление в бак-аккумулятор воздуха, исключающее образование вакуума при откачке воды из бака-аккумулятора и свободный выпуск паровоздушной смеси, предотвращающей повышение давления выше атмосферного при заполнении бака-аккумулятора, отсутствия ее обледенения и (или) засора.

308. В процессе эксплуатации баков-аккумуляторов (за исключением баков сбора конденсата) должна обеспечиваться защита воды в них от аэрации применением плавающей герметизирующей жидкости (герметика) или устройством паровой подушки.

309. На баки-аккумуляторы должны вестись и храниться паспорта в соответствии с пунктом 29 настоящих Правил.

310. В эксплуатирующей организации должен вестись журнал, определенный в перечне технической документации эксплуатирующей организации, в который вносится информация о проведенном техническом обслуживании и ремонтах, замене оборудования, нивелировании основания, проверке устройств молниезащиты и защиты от статического электричества, средств защиты баков-аккумуляторов от коррозии и воды в них от аэрации.

311. Баки-аккумуляторы после ремонта и (или) в период подготовки к отопительному периоду с целью выявления дефектов подлежат гидравлическому испытанию на плотность и прочность, которое проводится заполнением водой до максимально допустимого уровня - отметки переливной трубы.

Заполнение бака-аккумулятора для гидравлического испытания на плотность и прочность производится водой температурой не выше 45°C при температуре наружного воздуха не ниже 5°C. Скорость заполнения должна соответствовать пропускной способности вестовой трубы. Допуск к осмотру бака-аккумулятора разрешается не ранее, чем через 10 минут после заполнения.

312. Контроль уровня заполнения бака-аккумулятора после ремонта, связанного с устранением течи, производится по приборам, устанавливаемым вне зоны его обваловки, при этом на дистанционном уровнемере должна быть нанесена отметка, соответствующая верхнему предельному уровню воды в баке-аккумуляторе.

Бак-аккумулятор считается выдержавшим испытания на плотность и прочность, если по истечении 24 часов на его поверхности или по краям днища не появилась течь, и уровень воды в баке не снижался.

313. После проведения испытания бака-аккумулятора на прочность и плотность и спуска воды должна проводиться проверка качества основания и равномерности осадки нивелированием не менее чем в 8 точках по периметру основания.

Результаты гидравлических испытаний на прочность и плотность, проверки качества основания и равномерности осадки оформляются актом, утверждаемым техническим руководителем эксплуатирующей организации (структурного подразделения).

314. Баки-аккумуляторы после полного опорожнения должны заполняться водой с температурой не выше 45°C.

315. При каждом осмотре баков-аккумуляторов должны осуществляться следующие мероприятия:

опробование работоспособности сигнализации баков-аккумуляторов;

контроль исправности указателя уровня и регулятора уровня;

контроль отсутствия засора или замерзания переливной и вестовой труб.

316. По результатам выполненного опробования и контроля делаются соответствующие записи в оперативном журнале и принимаются меры по устранению выявленных дефектов.

317. Не реже 1 раза в квартал должна проводиться проверка исправности схем питания электродвигателей насосов, откачивающих воду с баков-аккумуляторов, электрифицированной запорной и регулирующей арматуры, блокировок и устройств АВР насосов.

318. Ежегодно при подготовке к отопительному периоду должен проводиться осмотр конструкций и основания баков-аккумуляторов, компенсирующих устройств трубопроводов, вестовых и переливных труб с целью контроля технического состояния, необходимости ремонта и пригодности к дальнейшей эксплуатации. Результаты осмотра вносятся в журнал, определенный в перечне технической документации эксплуатирующей организации.

319. Не реже 1 раза в 3 года бак-аккумулятор подлежит техническому диагностированию, при котором должны выполняться измерения фактических толщин металлических листов стенок бака, дефектоскопия металла и сварных соединений, проверка качества металла и сварных соединений, механические свойства и химический состав которых должны соответствовать проектной документации и технической документации организации-изготовителя.

320. Пригодность бака-аккумулятора к дальнейшей эксплуатации определяется следующим образом:

предельно допустимый коррозионный износ кровли и днища для наиболее изношенных частей не должен превышать 50% проектной толщины, для несущих конструкций покрытия (прогонов, балок, связей) и окраек днища - 30%; для нижней половины стенок бака - 20% независимо от площади износа;

при коррозионном износе стенок от 15 до 20% проектной толщины дальнейшая эксплуатация бака аккумулятора допускается только по письменному распоряжению технического руководителя эксплуатирующей организации (структурного подразделения) при подтверждении расчетом прочности бака-аккумулятора и проведении ежегодного измерительного контроля стенок;

при коррозионном износе стенок верхней половины бака-аккумулятора, равном 20 - 30% их проектной толщины, дальнейшая эксплуатация разрешается на срок не более 1 года при условии снижения допустимого верхнего уровня на 1 м ниже коррозионного изношенного участка с переносом переливной трубы и настройкой системы автоматики на новый уровень заполнения бака-аккумулятора;

высота локальных деформаций поверхности днища нового бака-аккумулятора не должна превышать 150 мм при площади их не более 2 м2, для баков-аккумуляторов, находящихся в эксплуатации более 15 лет, допустимая высота локальных деформаций поверхности днища - 200 мм при площади 3 м2, а при большей высоте локальных деформаций поверхности днища дефектное место подлежит исправлению.

XI. Требования к эксплуатации тепловых сетей

321. Эксплуатация тепловых сетей должна осуществляться в соответствии с инструкцией по эксплуатации тепловых сетей, инструкциями по эксплуатации отдельных видов оборудования и систем.

Собственники и пользователи зданий и земельных участков, управляющие организации и обслуживающие организации многоквартирных жилых домов должны обеспечить беспрепятственный доступ к тепловым сетям, расположенным в пределах этих зданий и земельных участков, оперативного персонала организаций, эксплуатирующих указанные сети, для проверки состояния сетей, их обслуживания и ремонта. При поиске повреждений сетей и для их устранения доступ должен осуществляться незамедлительно.

322. В эксплуатирующей организации, кроме документации, указанной в пункте 32 настоящих Правил, должна храниться следующая документация:

план-схема тепловых сетей;

профили тепловых сетей по каждой магистрали;

паспорта теплопроводов тепловой сети, содержащие, помимо сведений, указанных в пункте 29 настоящих Правил, по каждому участку сведения о трубопроводах, теплоизоляционной конструкции, типах прокладки, строительной конструкции, наличии дренажей, тепловых камерах и павильонах, а также типе, количестве и характеристиках запорной, регулирующей, предохранительной арматуры, ее диаметрах, типах приводов;

паспорта насосных станций, центральных тепловых пунктов, баков-аккумуляторов, входящих в состав тепловой сети, содержащие сведения, указанные в пункте 29 настоящих Правил.

323. Эксплуатирующая организация должна обеспечить актуальность сведений, содержащихся в перечисленной документации. Все изменения должны вноситься за подписью (электронной подписью) ответственного за исправное состояние и безопасную эксплуатацию с указанием его должности и даты внесения изменения.

324. Всем подключенным зданиям, трубопроводам, подземным камерам и надземным павильонам, насосным станциям, центральным тепловым пунктам, узлам ответвлений, арматуре, смотровым и дренажным колодцам, неподвижным опорам, компенсаторам должна присваиваться технологическая нумерация, которая должна использоваться в планах, схемах и пьезометрических графиках.

Арматура, установленная на подающем трубопроводе (паропроводе), должна обозначаться нечетным номером, а соответствующая ей арматура на обратном трубопроводе (конденсатопроводе) - следующим за ним четным номером.

325. Технологические схемы тепловых сетей должны разрабатываться в масштабе с привязкой к ориентирам на местности и подключенным зданиям, включать следующие объекты и информацию о них:

участки тепловых сетей с камерами, узлами, запорной арматурой, неподвижными опорами, компенсаторами, воздушниками, спускниками, конденсатоотводчиками;

трассировку, диаметры и протяженность теплопроводов;

насосные станции, центральные тепловые пункты, районные баки-аккумуляторы;

подключенные к тепловым сетям тепловые пункты и (или) узлы ввода зданий, сооружений потребителей тепловой энергии, назначение зданий;

источники тепловой энергии.

326. В эксплуатирующей организации должны вестись план-схемы тепловых сетей. План-схема тепловых сетей, кроме информации, указанной в технологических схемах тепловых сетей, дополнительно должна содержать:

тип прокладки каждого участка;

расположение попутных дренажей и водовыпусков;

виды и параметры теплоносителей;

годы ввода в эксплуатацию и замены трубопроводов;

расположение мест повреждений трубопроводов (с датами и причинами повреждения);

расположение мест (зон) постоянных и периодических подтоплений каналов и камер;

расположение смежных и пересекающих подземных коммуникаций (газопроводы, водопроводы, водостоки, канализация, электрические кабели), рельсовых путей электрифицированного транспорта и тяговых подстанций в зоне от теплопроводов, иных возможных источников опасного влияния блуждающих токов;

расположение зон с высокой коррозионной агрессивностью грунта.

327. На плане-схеме, оперативных и технологических схемах тепловых сетей газоопасные камеры и проходные каналы должны иметь отличительное обозначение желтым цветом.

328. Газоопасные камеры и проходные каналы должны иметь опознавательные знаки, желтую окраску люков и запирающие устройства, предотвращающие свободный доступ.

Периодически в сроки, установленные техническим руководителем эксплуатирующей организации (структурного подразделения), и перед каждым спуском необходимо проверять камеры на загазованность.

329. Периодическое техническое освидетельствование оборудования (трубопроводов и сосудов) тепловых сетей, работающего под избыточным давлением, должно проводиться не реже 1 раза в год в межотопительный период.

330. Внеочередное техническое освидетельствование должно проводиться в следующих случаях:

сосуды не включались в работу более 12 месяцев, а трубопроводы - более 24 месяцев;

оборудование было демонтировано и установлено на новом месте;

произведен ремонт оборудования с применением сварки, наплавки.

331. В случае если проектной документацией тепловых сетей предусмотрено наличие системы оперативного дистанционного контроля увлажнения изоляции трубопроводов (далее - система ОДК), периодичность проведения их технического освидетельствования может быть увеличена до 5 лет при условии поддержания системы ОДК в исправном состоянии.

332. Гидравлические испытания на прочность и плотность трубопроводов должны проводиться при положительной температуре окружающего воздуха.

333. Минимальное значение величины пробного давления должно быть не менее 1,25 рабочего давления, но не менее 0,2 МПа (2 кгс/см2), если иное не указано в проектной документации и технической документации организации-изготовителя.

Значение рабочего давления устанавливается согласно проектной документации.

Максимальное значение пробного давления для трубопроводов устанавливается исходя из геодезических отметок и максимальных нагрузок, которые могут принять неподвижные опоры трубопроводов согласно проектной документации.

Значение пробного давления устанавливается техническим руководителем эксплуатирующей организации (структурного подразделения) между максимальным и минимальным значениями пробного давления исходя из физического состояния оборудования, длительности его эксплуатации, информации о частоте и характере повреждений трубопроводов в предшествующие периоды, результатов технического диагностирования. Значение пробного давления должно обеспечивать наибольшую выявляемость дефектов трубопровода или его элементов в межотопительный период.

Сосуды, являющиеся неотъемлемой частью трубопровода (не имеющие запорных органов - неотключаемые по среде), испытывают тем же давлением, что и трубопроводы.

Время выдержки пробным давлением должно быть не менее 10 мин. После снижения давления до значения рабочего давления или давления в обратном трубопроводе работающей сети должен производиться наружный осмотр трубопровода в доступных местах.

Требования к организации проведения испытаний, безопасному выполнению и контролю работ, схема измерений должны быть установлены в программе испытаний, утверждаемой техническим руководителем эксплуатирующей организации (структурного подразделения), в соответствии с порядком проведения гидравлических испытаний на прочность и плотность трубопроводов тепловой сети, содержащимся в приложении № 4 к настоящим Правилам.

Результаты гидравлических испытаний на прочность и плотность считаются удовлетворительными, если во время их проведения не произошло падения давления и не обнаружены признаки разрыва, течи или слезок в сварных швах, в основном металле, корпусах и сальниках арматуры, фланцевых соединениях и других элементах трубопроводов и оборудования, должны отсутствовать признаки сдвига или деформации трубопроводов и неподвижных опор.

334. После ремонта трубопроводов тепловых сетей с применением в условиях отрицательных температур окружающего воздуха допускается выполнять гидравлическое испытание на прочность и плотность пробным давлением равным рабочему давлению и наружный осмотр с последующим проведением технического освидетельствования в ближайший межотопительный период.

335. Трубопроводы тепловых сетей, вводимые в эксплуатацию, а также после ремонта с заменой участков трубопроводов, до пуска (включения) их в работу должны подвергаться очистке:

паропроводы - продувке со сбросом пара в атмосферу;

трубопроводы водяных тепловых сетей в системах теплоснабжения и конденсатопроводы - промывке.

336. Допускается проведение промывки гидропневматическим способом.

337. Для промывки трубопроводов и оборудования в закрытых системах теплоснабжения допускается использовать воду из питьевого или технического водопровода, после промывки вода из трубопроводов должна быть удалена.

О проведении промывки (продувки) трубопроводов и оборудования тепловых сетей должны быть составлены акты, утверждаемые техническим руководителем эксплуатирующей организации (структурного подразделения).

338. Работы по пуску тепловых сетей (включая заполнение трубопроводов, включение циркуляции, продувку, прогрев паропроводов) выполняются в соответствии с инструкцией по эксплуатации тепловых сетей.

339. При пуске водяной тепловой сети должен вестись контроль за наполнением и прогревом трубопроводов, состоянием запорной арматуры, компенсаторов, дренажных устройств. Последовательность и скорость прогрева элементов тепловой сети должны исключать возможность их недопустимых тепловых деформаций.

340. Заполнение трубопроводов при пуске водяной тепловой сети должно производиться водой с температурой не выше 70°C, соответствующей требованиям к качеству подпиточной или сетевой воды, приведенным в пункте 284 настоящих Правил, давлением, не превышающим статическое давление заполняемой части тепловой сети более чем на 0,2 МПа (2 кгс/см2) и с расходом воды не выше значений максимального часового расхода воды при заполнении трубопроводов тепловой сети, указанных в приложении № 5 к настоящим Правилам.

Заполнение тепловых сетей, на которых имеются подкачивающие или смесительные насосные станции, следует производить через обводные трубопроводы.

Установленные на трубопроводах регулирующие клапаны на период заполнения должны быть вручную открыты и отключены от измерительно-управляющих устройств.

Неработающая и не подлежащая консервации тепловая сеть должна заполняться химически подготовленной водой и находиться под избыточным давлением не ниже 0,05 МПа (0,5 кгс/см2) в верхних точках трубопроводов.

341. При пуске водяной тепловой сети установление циркуляционного режима в магистральных трубопроводах должно производиться через концевые перемычки при открытых секционирующих задвижках, отключенных ответвлениях и теплопотребляющих установках.

После установления циркуляционного режима в трубопроводах, на которых имеются регуляторы давления, следует произвести их настройку для обеспечения заданных давлений в тепловой сети.

Установление циркуляционного режима в ответвлениях от магистрали должно производиться через концевые перемычки на этих ответвлениях поочередным и медленным открытием головных задвижек ответвлений сначала на обратном, а затем на подающем трубопроводах.

342. Установление циркуляционного режима в ответвлениях к теплопотребляющим установкам потребителей тепловой энергии должно производиться по согласованию и при участии потребителей тепловой энергии:

к системам отопления, оборудованным элеваторами, - через подмешивающую линию элеватора (при этом системы отопления после элеватора и ответвления к системам вентиляции и горячего водоснабжения должны быть отключены задвижками);

к системам отопления, присоединенным без элеваторов или с подмешивающими насосами, - через эти системы (с включением указанных насосов в работу).

343. Пуск насосов в подкачивающих (перекачивающих) насосных станциях на обратных трубопроводах тепловых сетей следует осуществлять до включения теплопотребляющих установок, а в подкачивающих (перекачивающих) насосных станциях на подающих трубопроводах - в процессе включения теплопотребляющих установок по мере набора тепловой нагрузки.

В подкачивающих (перекачивающих) насосных станциях на обратных трубопроводах, в которых проектом не предусмотрены линии рециркуляции (или) частотное регулирование насосов, допускается осуществлять пуск насосов в процессе включения теплопотребляющих установок по мере набора тепловой нагрузки. При этом должны соблюдаться меры, обеспечивающие поддержание давления в теплопотребляющих установках и тепловой сети в пределах допустимых значений, обоснованные гидравлическими расчетами и указываемые в программе пуска.

После пуска подкачивающих (перекачивающих) и смесительных насосных станций следует произвести настройку регуляторов давления, устройств АВР, устройств защиты от недопустимого изменения давления сетевой воды и гидравлических ударов, устройств рассечки на гидравлически изолированные зоны, регуляторов и насосов подпитки гидравлически изолированных зон, других средств и систем автоматического регулирования и защиты в соответствии с картой уставок, утвержденной техническим руководителем эксплуатирующей организации (структурного подразделения).

344. Пуск водяных тепловых сетей при отрицательных температурах наружного воздуха должен осуществляться в соответствии с приложением № 6 к настоящим Правилам.

345. Пуск паровой тепловой сети должен осуществляться в соответствии с порядком пуска паровых тепловых сетей, содержащимся в приложении № 7 к настоящим Правилам. В инструкции по эксплуатации тепловых сетей в части пуска паровой сети должна быть указана скорость прогрева паропровода в зависимости от протяженности, профиля сети, параметров пара, последовательности проведения отдельных операций в зависимости от местных условий, а также порядок взаимодействия с персоналом смежных паровых тепловых сетей, включая паровые тепловые сети потребителей тепловой энергии.

346. Регулирование давления пара запорной арматурой не допускается, за исключением периода пуска паропровода, а также при осуществлении оперативных переключений.

347. В процессе эксплуатации тепловых сетей должен осуществляться контроль их технического состояния, включая следующие методы:

обходы и осмотры;

техническое диагностирования;

выборочный наружный осмотр трубопроводов отдельных участков подземных трубопроводов тепловой сети (за исключением неметаллических), проложенных в непроходных каналах и бесканальной прокладкой, путем вскрытия грунта и снятия изоляции (далее - шурфовка);

выявление участков с повышенными тепловыми потерями вследствие увлажнения изоляции;

контроль увлажнения изоляции трубопроводов с применением систем ОДК;

выявление причин и источников подтопления;

выявление причин и источников опасного влияния блуждающих токов;

проведение испытаний на максимальную температуру теплоносителя, гидравлических испытаний на прочность и плотность;

другие методы технического диагностирования, определенные в технической политике эксплуатирующей организации.

348. Дефекты трубопроводов и оборудования тепловых сетей, влекущие возникновение аварийной ситуацией, опасности для жизни и здоровья людей, должны устраняться незамедлительно. Сведения о выявленных дефектах и повреждениях заносятся в журнал, определенный в перечне технической документации эксплуатирующей организации, или базу данных тепловой сети с указанием типа дефекта, причин его появления, расположения дефекта на окружности трубопровода и на территории.

349. При эксплуатации тепловых сетей должны осуществляться их обходы и осмотры. Частота обходов и осмотров устанавливается в эксплуатационных инструкциях в зависимости от технического состояния тепловых сетей, но не реже 1 раза в месяц. При обходах и осмотрах необходимо осуществлять:

контроль технического состояния тепловых сетей, в том числе дистанционными методами контроля увлажнения тепловой изоляции, контроля изменения температуры и (или) фактических тепловых потерь по трассе тепловой сети, методами технического диагностирования трубопроводов;

выявление утечек и несанкционированного отбора теплоносителя;

контроль состояния тепловой изоляции, гидроизоляционных и антикоррозионных покрытий трубопроводов;

удаление скапливающейся в каналах и камерах воды, выявлять причины подтопления;

контроль соблюдения требований к охранным зонам тепловых сетей;

проверку работу дренажных систем;

контроль скорости коррозии;

контроль соответствия параметров подаваемого и возвращаемого теплоносителя установленным режимам.

350. Результаты обходов и осмотров заносятся в журнал, определенный в перечне технической документации эксплуатирующей организации.

351. В целях контроля тепловых и гидравлических режимов тепловых сетей при обходах и осмотрах должно проверяться соответствие режимных параметров (температуры, давления) и расходов теплоносителя в контрольных точках тепловой сети со снятием показаний средств измерений и их сопоставления с заданными значениями. Допускается осуществлять контроль тепловых и гидравлических режимов с помощью АСУ ТП и АС ДУ.

352. Трубопроводы водяных тепловых сетей, находящиеся в эксплуатации, должны подвергаться испытаниям на максимальную температуру теплоносителя для выявления дефектов трубопроводов (включая компенсирующие устройства и опоры), проверкам компенсирующей способности тепловых сетей в условиях температурных деформаций.

Значение максимальной температуры теплоносителя, при которой проводится испытание, устанавливается в программе испытаний исходя из температурного графика, схемы сетей, ограничений по повышению температуры сетевой воды в обратном трубопроводе и возможности кавитации на всасе сетевых насосов.

Испытания трубопроводов тепловых сетей на максимальную температуру теплоносителя должны проводиться не реже 1 раза в 5 лет в соответствии с порядком проведения испытаний трубопроводов тепловых сетей на максимальную температуру теплоносителя, содержащимся в приложении № 8 к настоящим Правилам.

353. Работа тепловой сети при максимальной температуре теплоносителя по погодным факторам в течение отопительного периода может совмещаться с испытаниями тепловых сетей на максимальную температуру теплоносителя при условии разработки и исполнения технической и рабочей программ испытаний в соответствии с пунктами 360 - 362 настоящих Правил и соблюдения положений пунктов 14 - 16, 19, 28 - 30 порядка проведения испытаний трубопроводов тепловых сетей на максимальную температуру теплоносителя, содержащегося в приложении № 8 к настоящим Правилам.

Допускается проведение испытания трубопроводов тепловых сетей на максимальную температуру теплоносителя в конце отопительного периода и в межотопительный период.

Участки тепловых сетей подлежат испытаниям на максимальную температуру теплоносителя при проведении испытаний во всей системе теплоснабжения.

354. Если в системе теплоснабжения тепловые сети эксплуатируются двумя и более организациями, техническая и рабочая программы испытаний на максимальную температуру теплоносителя разрабатываются единой теплоснабжающей организацией данной системы теплоснабжения, если иное не установлено в соглашении об управлении системой теплоснабжения.

355. В системах теплоснабжения с общей протяженностью водяных тепловых сетей более 10 км в однотрубном исчислении и (или) паропроводов паровых тепловых сетей протяженностью более 3 км испытаниям по определению тепловых потерь через тепловую изоляцию должны подвергаться теплопроводы водяных и паропроводы паровых тепловых сетей не реже 1 раза в 5 лет в соответствии с порядком проведения испытаний теплопроводов водяной тепловой сети по определению тепловых потерь через тепловую изоляцию, содержащимся в приложении № 9 к настоящим Правилам, и порядком проведения испытаний паровой тепловой сети по определению тепловых потерь через тепловую изоляцию, содержащимся в приложении № 10 к настоящим Правилам.

Допускается осуществлять определение фактических тепловых потерь через тепловую изоляцию методами автоматической калибровки электронных математических моделей тепловых и гидравлических режимов под фактическое состояние и режимы системы теплоснабжения, а также при организации постоянного контроля величины и распределения тепловых потерь по участкам тепловых сетей методами приборного измерения тепловых потерь в АСУ ТП и (или) АС ДУ при погрешности измерения тепловых потерь не более 8%.

356. В системах теплоснабжения с общей протяженностью водяных тепловых сетей более 10 км в однотрубном исчислении испытания по определению гидравлических потерь трубопроводов водяных тепловых сетей должны проводиться не реже 1 раза в 5 лет в соответствии с порядком проведения испытания трубопроводов водяных тепловых сетей по определению гидравлических потерь, содержащимся в приложении № 11 к настоящим Правилам.

357. Допускается осуществлять определение гидравлических потерь трубопроводов тепловых сетей на транзитных участках тепловых сетей (без ответвлений) без отключения потребителей тепловой энергии с применением штатных и переносных средств измерений расхода и давления сетевой воды в начале и конце таких участков подающих и обратных трубопроводов с относительными погрешностями измерений не более:

расход сетевой воды - 1,5%;

давление начале и конце транзитного участка - 0,2% при измеренной разности давлений в начале и конце транзитного участка тепловой сети не менее 0,10 - 0,15 МПа (1,0 - 1,5 кгс/см2).

358. Дополнительно допускается осуществлять определение гидравлических потерь при использовании в эксплуатирующей организацией автоматически калибруемых под фактическое состояние электронных математических моделей тепловых и гидравлических режимов системы теплоснабжения, адекватно отражающих фактические режимы их работы, а также при наличии функций измерения гидравлических потерь в применяемых АСУ ТП и (или) АС ДУ.

359. Испытания трубопроводов тепловых сетей на максимальную температуру теплоносителя, испытания по определению тепловых потерь в водяных и паровых тепловых сетях, испытания по определению гидравлических потерь в водяных тепловых сетях должны проводиться по техническим и рабочим программам, утвержденным техническим руководителем эксплуатирующей организации (структурного подразделения) и согласованным техническим руководителем организации (структурного подразделения), эксплуатирующей источник тепловой энергии.

Результаты каждого испытания оформляются актами, утверждаемыми техническим руководителем эксплуатирующей организации (структурного подразделения).

360. Техническая программа проведения каждого вида испытаний, указанных в пункте 359 настоящих Правил, должна содержать:

наименование объекта, цель испытаний и их объем;

перечень подготовительных работ и сроки их проведения;

условия проведения испытаний;

этапы проведения испытаний, их последовательность и ожидаемую продолжительность каждого этапа и испытаний в целом;

режимы работы оборудования источника тепловой энергии, испытываемых участков и связанных с ними других, не задействованных в испытаниях, участков тепловых сетей на каждом этапе, параметры (температура, давление) и расходы сетевой, подпиточной воды или пара и возвращаемого конденсата, их допустимые отклонения и предельные значения параметров и расходов;

схему установки источника тепловой энергии и тепловой сети в период испытаний;

перечень подразделений организаций и должностных лиц, ответственных за подготовку и проведение испытаний;

перечень должностных лиц организаций, эксплуатирующих тепловую сеть и источник тепловой энергии, согласовывающих техническую программу.

361. К технической программе проведения каждого вида испытаний должны прилагаться исходные данные и результаты расчета режима испытаний.

362. Рабочая программа проведения каждого вида испытаний, указанных в пункте 359 настоящих Правил, должна содержать:

исходное состояние оборудования;

перечень работ и технологических операций, выполняемых непосредственно перед испытаниями (подготовка оборудования, сборка схемы на источнике тепловой энергии и в тепловой сети, проверка средств измерений, подготовка системы связи и сигнализации, и другие работы в соответствии с местными условиями, определенные технической программой испытаний);

требования по ведению измерений и действиям при отклонениях от режима и неисправностях средств измерений;

перечень мероприятий по подготовке наблюдателей, включая проведение инструктажа по охране труда при испытаниях, проведение инструктажа по выполнению измерений и действиям при отклонениях от режима и неисправностях средств измерений;

график проведения испытаний (время начала, окончания каждого этапа и испытаний в целом);

указания о возможной корректировке режимов и графика испытаний (перерыв, повторение режимов, прекращение испытаний и других требований, определяемых местными условиями) по промежуточным результатам испытаний;

указания о режиме работы оборудования источника тепловой энергии и тепловой сети после завершения испытаний;

перечень подразделений организаций и должностных лиц, ответственных за подготовку и проведение испытаний;

перечень организаций и лиц, согласовывающих рабочую программу испытаний;

необходимые схемы, чертежи, графики.

363. При проведении всех видов испытаний тепловых сетей (на прочность и плотность, на максимальную температуру теплоносителя, по определению тепловых потерь, по определению гидравлических потерь) осуществление таких испытаний на смежных с ними участках тепловых сетей не допускается.

364. В процессе эксплуатации тепловых сетей не реже чем 1 раз в 2 года должны проводиться электрические измерения по выявлению опасного влияния блуждающих токов на металлические трубопроводы подземной прокладки, включающие измерения удельного электрического сопротивления грунта (далее - УЭС грунта) и потенциалов блуждающих токов в соответствии с требованиями приложения A - E межгосударственного стандарта ГОСТ 9.602-2016 "Единая система защиты от коррозии и старения. Сооружения подземные. Общие требования к защите от коррозии", утвержденного приказом Росстандарта от 07.10.2016 № 1321-ст и введенного в действие с 01.06.2017 (М.: Стандартинформ, 2016) (далее - ГОСТ 9.602-2016). Объем измерений определяется инструкцией по эксплуатации тепловых сетей.

Внеплановые измерения производятся при получении сведений о каждом изменении режима работы систем электроснабжения электрифицированного транспорта, в том числе расположения тяговых подстанций, отсасывающих пунктов, развития сети подземных сооружений и источников блуждающих токов, о вводе в эксплуатацию средств электрохимической защиты на смежных сетях и сооружениях в зонах размещения тепловых сетей, а также при устранении повреждений тепловых сетей, связанных с наружной коррозией.

Результаты электрических измерений оформляются актом, утверждаемым техническим руководителем эксплуатирующей организации (структурного подразделения).

365. Для участков тепловых сетей с опасным влиянием блуждающих токов следует осуществлять меры по устранению их опасного влияния в соответствии с требованиями разделов 4 - 9 ГОСТ 9.602-2016, включая:

осушение и очистку каналов и камер, предотвращение их затопления;

устройство заземлений, перемычек, электроизолирующих фланцев;

установку экранов между трубопроводами и смежными электрическими кабелями;

предотвращение опасного воздействия станций катодной защиты смежных коммуникаций;

ограничение воздействия источников блуждающих токов;

восстановление антикоррозионных покрытий трубопроводов и покровного слоя тепловой изоляции;

устройство установок электрохимической защиты трубопроводов (катодная и протекторная защита, дренажи).

366. Установки электрохимической защиты должны постоянно находиться в исправном состоянии. Продолжительность перерывов в работе установок электрохимической защиты на тепловых сетях не должна превышать 7 суток (суммарно) в течение года.

Электроизолирующие фланцевые соединения осматриваются с проверкой их электроизолирующих свойств не реже 1 раза в год.

Эффективность действия дренажных, катодных и протекторных установок проверяется не реже 2 раз в год, а также при каждом изменении режима работы электрохимической защиты и при изменениях, связанных с развитием сети подземных сооружений и источников блуждающих токов.

Сопротивление растеканию тока с анодного заземлителя катодной станции измеряется не реже 1 раза в год и во всех случаях, когда режим работы катодной станции меняется на 30% и более от ранее установленного.

367. Для контроля состояния подземных трубопроводов тепловой сети (за исключением неметаллических), проложенных в непроходных каналах, и при бесканальной прокладке, должны ежегодно производиться шурфовки. На 2 километра трассы тепловой сети должно быть предусмотрено не менее одного шурфа.

План шурфовок, включающий количество и места их проведения, составляется ежегодно ответственным за исправное состояние и безопасную эксплуатацию тепловых сетей и утверждается техническим руководителем эксплуатирующей организации (структурного подразделения).

По решению ответственного за исправное состояние и безопасную эксплуатацию тепловой сети допускается замена шурфовки техническим диагностированием трубопровода с применением методов и средств неразрушающего контроля, определенных в технической политике эксплуатирующей организации.

На новых участках тепловых сетей допускается начинать проведение шурфовок с третьего года эксплуатации.

На участках тепловых сетей с предизолированными трубопроводами в пенополиуретановой изоляции, пенополимерминеральной изоляции, а также тепловых сетях из полимерных и хризотилцементных трубопроводов, шурфовки проводятся в соответствии с инструкцией по эксплуатации тепловых сетей.

368. Выбор мест проведения шурфовки определяется наличием следующих факторов и условий:

коррозионное повреждение трубопроводов;

пересечение с водостоком, канализацией, водопроводом дорогами, водными объектами;

прокладка трубопроводов в металлических футлярах (гильзах);

возможное опасное влияние блуждающих токов;

периодическое затопление верховыми водами.

369. Размеры шурфа выбираются, исходя из условий обеспечения осмотра вскрываемого трубопровода со всех сторон.

Объем наружного осмотра определяется ответственным за исправное состояние и безопасную эксплуатацию тепловой сети в соответствии с инструкцией по эксплуатации тепловой сети и включает в себя осмотр изоляции, трубопровода под изоляцией и строительных конструкций.

При наличии заметных следов коррозии необходимо зачистить поверхность трубы и произвести замер толщины стенки трубопровода и определить уменьшение толщины стенки в процентах от ее первоначальной толщины. При выявлении местного уменьшения толщины стенки от 10% до 20% проектного (первоначального) значения эти участки подвергают повторному контролю в ближайший межотопительный период.

По результатам осмотра составляется акт.

370. Для участка трубопровода, на котором выявлено утонение стенки трубопровода более 20% от проектной (первоначальной) толщины стенки, проводится техническое диагностирование с выполнением прочностных расчетов, на основании которых эксплуатирующей организацией принимается решение о дальнейшей эксплуатации участка трубопровода либо производится его ремонт или замена.

При проведении шурфовки одновременно с осмотром трубопроводов проводятся осмотр и оценка состояния строительных и изоляционных конструкций, отбор проб теплоизоляции и грунта для анализа, измерение электрических потенциалов для сетей теплоснабжения и горячего водоснабжения.

Закрывать шурфы без восстановления изоляции и строительной конструкции запрещается.

371. Норма среднегодовой часовой утечки сетевой воды из водяных тепловых сетей должна быть не более 0,25% среднегодового объема воды в тепловой сети и присоединенных к ней теплопотребляющих установок независимо от схемы их присоединения. Нормы часовой утечки сетевой воды на отопительный и межотопительный периоды устанавливается в пределах, обеспечивающих соблюдение среднегодовой нормы.

372. При контроле соблюдения норм утечки не должно учитываться потребление сетевой воды на:

наполнение тепловой сети и теплопотребляющих установок при их плановом ремонте и подключении новых участков тепловой сети, трубопроводов и оборудования потребителей тепловой энергии;

промывку, дезинфекцию и повторную промывку (для открытых систем теплоснабжения) трубопроводов и оборудования тепловых сетей и теплопотребляющих установок;

проведение гидравлических испытаний трубопроводов и оборудования тепловых сетей, теплопотребляющих установок на прочность и плотность.

373. В эксплуатирующих организациях должны составляться не реже 1 раза в 5 лет пересматриваться и утверждаться техническим руководителем эксплуатирующей организации (структурного подразделения) энергетические характеристики водяных тепловых сетей с суммарной присоединенной договорной тепловой нагрузкой 50 Гкал/ч (58 МВт) и более по следующим показателям:

потери сетевой воды;

тепловые потери;

удельный среднечасовой расход сетевой воды на единицу расчетной присоединенной тепловой нагрузки потребителей тепловой энергии;

разность температур сетевой воды в подающих и обратных трубопроводах (или температура сетевой воды в обратных трубопроводах);

удельный расход электроэнергии на передачу тепловой энергии.

374. Разработка энергетических характеристик водяных тепловых сетей должна выполняться исходя из результатов испытаний водяных тепловых сетей по определению тепловых потерь и по определению гидравлических потерь, выполненных в соответствии с приложениями № 9 и № 11 к настоящим Правилам.

Теплоснабжающие (теплосетевые) организации с периодичностью, установленной в инструкции по эксплуатации тепловой сети каждой системы теплоснабжения, но не реже 1 раза в год, должны производить сопоставление утвержденных энергетических характеристик с их фактическими значениями за прошедший отопительный период во всем диапазоне температур наружного воздуха и определять меры по устранению отклонений.

375. В процессе эксплуатации тепловых сетей следует контролировать работоспособность предусмотренных проектной документацией устройств защиты от повышения и (или) снижения давления сетевой воды, вскипания сетевой воды в подающих трубопроводах и оборудовании при аварийном снижении давления, устройств рассечки тепловой сети на гидравлически изолированные зоны, в том числе проводить их опробование с периодичностью, установленной в проектной документации и технической документации организаций-изготовителей, а также перед отопительным периодом.

Опробование устройств и средств защиты, входящих согласно проектной документации в комплексные системы защиты от гидравлических ударов, недопустимых давлений и вскипания сетевой воды в оборудовании источников тепловой энергии, в тепловых сетях и теплопотребляющих установках, должно проводиться по программам, утверждаемым техническим руководителем эксплуатирующей организации (структурного подразделения), согласованным с организациями, эксплуатирующими трубопроводы и оборудование, с установленными элементами комплексной системы защиты.

376. Для оперативного выявления неисправностей системы ОДК эксплуатирующая организация должна осуществлять контроль ее состояния, периодичность и способы которого устанавливаются инструкцией по эксплуатации тепловых сетей. При срабатывании системы ОДК должны быть выявлены причины ее срабатывания и приняты меры по устранению причин.

377. Необходимо осуществлять контроль планировки грунта над трассами тепловых сетей и обеспечивать отвод поверхностных вод, а также предотвращать воздействие кустарников и деревьев на изоляционные конструкции трубопроводы.

378. В план подготовки к работе в отопительный период теплоснабжающих и теплосетевых организаций в части тепловых сетей должны включаться следующие мероприятия:

техническое диагностирование, испытания трубопроводов и оборудования тепловых сетей с выявлением дефектов;

ремонт трубопроводов, оборудования, сооружений тепловых сетей с устранением дефектов или заменой;

разработка или корректировка гидравлических и тепловых режимов работы тепловых сетей, установка сопел элеваторов и дроссельных диафрагм, настройка регулирующих устройств в тепловых пунктах и на узлах ввода потребителей тепловой энергии;

контроль устранения выданных потребителям тепловой энергии замечаний по наладке и регулировке тепловых и гидравлических режимов;

проведение комплексных опробований насосных станций, центральных тепловых пунктов, узлов регулирования параметров теплоносителя, районных баков-аккумуляторов, других объектов и оборудования тепловых сетей, включая средства автоматического регулирования, технологических защит и блокировок;

приведение в исправное состояние гидроизоляционных покрытий торцевых элементов изоляции трубопроводов и фасонных изделий в местах сопряжения участков теплопроводов с разным типом изоляции;

проведение измерений УЭС грунта и потенциалов блуждающих токов, определение мест их опасного влияния и реализация мероприятий по электрохимической защите трубопроводов тепловых сетей.

XII. Требования к эксплуатации насосных станций тепловых сетей

379. Требования настоящей главы распространяются на:

подкачивающие (перекачивающие) насосные станции;

станции с насосами подпитки в составе узлов рассечки тепловой сети на гидравлически изолированные зоны (насосы подпитки "верхних зон");

смесительные насосные станции (насосные станции смешения);

насосные станции зарядки и разрядки районных баков-аккумуляторов;

конденсатные насосные станции;

дренажные насосные станции.

380. Эксплуатация насосной станций должна осуществляться в соответствии с инструкцией по эксплуатации насосной станции.

381. При эксплуатации насосных станций эксплуатирующая организация должна обеспечить наличие, комплектность и исправность предусмотренных проектной документацией средств автоматического поддержания заданных параметров теплоносителя при нормальном и аварийных режимах, в том числе защиту от:

повышения давления сверх допустимого;

опорожнения тепловых сетей и теплопотребляющих установок потребителей тепловой энергии;

превышения температуры воды после насосных станций смешения.

382. Необходимость наличия постоянного персонала на насосной станции и (или) периодичность их обслуживания определяются в эксплуатационной инструкции насосной станции.

В оперативном журнале неавтоматизированной насосной станции должны отмечаться все переключения, пуск и останов насосов, сдача-прием смены и оперативные распоряжения диспетчера. Показания контрольно-измерительных приборов должны заноситься в суточную ведомость.

Оперативный персонал эксплуатирующей организации при каждом посещении автоматизированных и неавтоматизированных насосных станций должен произвести осмотр и сделать запись в оперативном журнале о времени посещения, состоянии оборудования, режиме его работы, показаниях приборов с указанием должности и фамилии.

383. При осмотрах оборудования автоматизированных насосных станций должны проверяться:

технологические параметры воды;

нагрузка электрооборудования;

вибрация насосных агрегатов;

температура и наличие смазки подшипников насосов и электродвигателей, работа системы их охлаждения (при наличии);

отсутствие протечки воды через уплотнения насосов;

состояние сальников арматуры;

состояние средств измерений, автоматики, телемеханики и защиты.

384. Автоматизированные насосные станции должны проверяться персоналом незамедлительно при получении сигнала о неисправностях оборудования или о нарушении заданных значений контролируемых параметров, а также следующих неисправностях:

обесточивании (потере электропитания);

отключении основного и включении от АВР резервного насосного агрегата;

нагреве подшипников или электродвигателя сверх допустимых пределов;

затоплении помещения насосной станции;

срабатывании защитных или блокировочных систем;

аварийном отключении;

срабатывании системы пожарной сигнализации;

в случаях, предусмотренных проектной документацией, технической документацией организации-изготовителя, инструкцией по эксплуатации насосной станции.

385. В дренажных насосных станциях при каждом обходе и осмотре следует контролировать воздействие регулятора уровня на устройство автоматического включения насосов.

386. При возникновении опасности выхода параметров насосной станции за допустимые значения, угрожающие безопасности эксплуатации насосной станции или системе теплоснабжения в целом, и (или) несрабатывании средств защиты и сигнализации оперативный персонал обязан:

сообщить диспетчеру о возникшей угрозе;

принять меры к выявлению и устранению причин, приведших к угрозе безопасной эксплуатации;

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

387. Отдельные насосные агрегаты или насосная станция в целом должны быть незамедлительно остановлены в случае опасности для жизни людей.

388. Перед началом отопительного периода оборудование насосных станций должно быть опробовано для определения готовности к работе в отопительный период.

389. При опробовании оборудования насосных станций следует контролировать работоспособность средств и систем авторегулирования, технологических защит, блокировок, обеспечивающих:

1) на подкачивающих (перекачивающих) насосных станциях:

заданное давление воды в подающем или обратном трубопроводах водяных тепловых сетей с поддержанием в подающем трубопроводе постоянного давления после насоса и в обратном - до насоса (регулятор подпора);

рассечку тепловой сети на гидравлически независимые зоны, если в статическом режиме либо в рабочем режиме (при отключенной насосной станции) давление в тепловой сети превышает допустимое;

заданное давление воды во всасывающих коллекторах подкачивающих (перекачивающих) насосов на обратном трубопроводе при их отключении с использованием быстродействующих сбросных устройств;

компенсацию изменения давления от отключенных сетевых насосов насосных групп, которая может быть осуществлена отключением других насосных групп источников тепловой энергии или подкачивающих (перекачивающих) насосных станций, последовательно включенных в системе теплоснабжения (динамическая защита);

отключение всех работающих подкачивающих (перекачивающих) насосов насосной станции при полном закрытии клапана рассечки;

последовательное отключение всех подкачивающих (перекачивающих) насосов при снижении давления в напорном или всасывающем коллекторе насосной станции до давления вскипания и блокировка на включение АВР подкачивающих (перекачивающих) насосов;

автоматическое включение резервного источника питания при падении напряжения в основном источнике, автоматическое включение секционного выключателя при исчезновении напряжения на одной из секций источника питания, включение источника бесперебойного питания при потере электроснабжения;

2) на насосных станциях смешения:

постоянство заданного коэффициента смешения;

защиту тепловых сетей после смесительных насосов от повышения температуры воды против заданной при остановке насосов;

3) на насосных станциях подпитки верхних зон при делении (рассечке) тепловой сети на изолированные зоны:

автоматическое включение насоса подпитки при закрытии клапана рассечки на подающем трубопроводе и (или) снижении давления в подающем трубопроводе менее значения уставки;

автоматическое отключение насоса подпитки при открытии клапана рассечки на подающем трубопроводе и (или) повышении давления в подающем трубопроводе менее значения уставки;

заданное статическое давление в верхней зоне при работе регулятора подпитки при снижении давления в подающем трубопроводе после клапана рассечки менее значения уставки.

390. На всех подкачивающих (перекачивающих) насосных станциях следует проверять работоспособность предусмотренных проектом автоматики включения резервного источника питания при падении напряжения в основном источнике, автоматическое включение секционного выключателя при исчезновении напряжения на одной из секций источника питания, включение источника бесперебойного питания при потере электроснабжения.

Результаты опробования оборудования каждой насосной станции оформляются актом, утверждаемым техническим руководителем эксплуатирующей организации (структурного подразделения).

XIII. Требования к эксплуатации тепловых пунктов

391. Требования настоящей главы относится к следующим тепловым пунктам:

центральным, являющимся составной частью тепловой сети и состоящим из комплекса устройств, размещенных в обособленном помещении и предназначенных для преобразования вида и (или) параметров теплоносителя, в целях теплоснабжения двух и более зданий, строений, сооружений, централизованного приготовления горячей воды (далее - ЦТП);

индивидуальным, состоящим из комплекса устройств, предназначенных для присоединения теплопотребляющих установок к тепловой сети, преобразования вида и (или) параметров теплоносителя для целей нецентрализованного приготовления горячей воды, отопления и вентиляции одного здания, строения, сооружения, или нескольких зданий, объединенных едиными фундаментом и сетями инженерно-технического обеспечения и подключенных к тепловым сетям как единый объект капитального строительства (далее - ИТП).

392. Эксплуатация теплового пункта должна осуществляться в соответствии с инструкцией по эксплуатации теплового пункта.

393. При эксплуатации теплового пункта эксплуатирующая организация должна обеспечить наличие, комплектность и исправность предусмотренных проектной документацией, в том числе оборудования, посредством которого осуществляются:

преобразование вида теплоносителя или его параметров;

распределение по системам потребления тепловой энергии (через распределительные сети - в ЦТП, или непосредственно в системы - в ИТП);

заполнение и подпитка систем потребления тепловой энергии, защита подключенных систем отопления от опорожнения;

сбор, охлаждение, возврат конденсата и контроль его качества;

аккумулирование тепловой энергии;

подготовка воды для систем горячего водоснабжения;

учет тепловой энергии и тепловых нагрузок, расходов теплоносителя;

защита местных систем от аварийного повышения параметров (температуры и давления) теплоносителя;

АВР насоса при отключении рабочего.

394. До 01.09.2027 отсутствующая (утерянная) проектная документация на тепловой пункт должна быть восстановлена.

На период до восстановления проектной документации эксплуатирующая организация должна произвести проверочные расчеты соответствия оборудования теплового пункта подключенным нагрузкам, подтвердить возможность обеспечения имеющимися оборудованием, устройствами и системами температурного графика систем отопления подключенных зданий, температуры горячей воды, расходов сетевой воды, а также разработать паспорт и временные технологические схемы теплового пункта, обеспечивающие возможность его безопасной эксплуатации.

395. Эксплуатирующая организация должна обеспечить исправность (работоспособность) средств измерений, средств и автоматических систем регулирования, управления, предусмотренных проектной документацией, выполняющих функции:

учета тепловой энергии и теплоносителя;

контроля параметров, расходов обратной сетевой воды, конденсата, возвращаемых из теплопотребляющих установок в тепловую сеть;

регулирования и контроля температуры горячей воды;

ограничения перепада давления сетевой воды на вводах тепловой сети в тепловые пункты;

регулирования статического давления в системах отопления при их независимом присоединении;

регулирования расхода тепловой энергии и теплоносителя в системе отопления;

ограничения максимального расхода сетевой воды через тепловой пункт.

396. Необходимость дежурства персонала на тепловом пункте и его продолжительность устанавливаются организационно-распорядительным документом эксплуатирующей организации (структурного подразделения) в зависимости от состава оборудования и уровня автоматизации теплового пункта, режимов эксплуатации и характеристик теплопотребляющих установок.

397. Давление теплоносителя в обратном трубопроводе теплового пункта должно быть не менее чем на 0,05 МПа (0,5 кгс/см2) больше статического давления систем отопления, присоединенных к тепловой сети по зависимой схеме.

398. Отключение тепловых пунктов по сетевой воде следует производить поочередным закрытием запорной арматуры, начиная с подающего трубопровода, а включение - открытием, начиная с обратного.

399. Включение тепловых пунктов по пару следует начинать с открытия пусковых дренажей, прогрева трубопровода паром, подключения оборудования теплового пункта и теплопотребляющих установок.

400. В ЦТП или диспетчерских (при автоматизации контроля за работой теплового пункта) должна иметься следующая документация:

оперативный журнал;

ведомость параметров и режимов работы теплового пункта;

схема оборудования теплового пункта и тепловых сетей после теплового пункта с подключенными зданиями;

журнал, определенный в перечне технической документации эксплуатирующей организации, в который заносится информация о дефектах и неисправностях оборудования;

температурный график;

маршрут обхода тепловых пунктов, закрепленных за оперативным или оперативно-ремонтным персоналом;

должностная инструкция оператора теплового пункта;

порядок действий персонала при возникновении аварийных ситуаций;

инструкция по эксплуатации теплового пункта.

401. В ИТП или диспетчерских (при автоматизации контроля за работой теплового пункта) должна иметься следующая документация:

схема оборудования теплового пункта;

оперативный журнал;

журнал, определенный в перечне технической документации эксплуатирующей организации, в который заносится информация о дефектах и неисправностях оборудования;

инструкция по эксплуатации теплового пункта.

402. В период с 01.09.2025 до 01.09.2030 в эксплуатирующих организациях, обеспечивающих эксплуатацию тепловых пунктов, должен быть обеспечен переход к ведению схем теплового пункта, оперативных журналов, параметров и режимов работы теплового пункта, журналов, в которые заносится информация о дефектах и неисправностях оборудования, в электронном виде с использованием технических средств, позволяющих отображать и хранить информацию в электронном виде, со структурированием и архивированием информации для ее автоматизированного анализа и использования в АСУ ТП и АС ДУ систем теплоснабжения, обеспечением доступа к этой информации теплоснабжающих и теплосетевых организаций в целях контроля качества теплоснабжения (тепловой энергии) и теплоносителя.

При укомплектовании эксплуатационного персонала переносными электронными средствами работы с информацией данные в названную документацию должны вноситься с использованием электронной подписи либо аналога подписи, полученного с использованием специального устройства (стилуса).

При обеспечении передачи данных в АСУ ТП и АС ДУ непосредственно с измерительных приборов и приборов учета тепловой энергии, находящихся в тепловых пунктах, перенос этой информации в электронные журналы и ведомости должен осуществляться автоматически.

В целях анализа работы теплового пункта и его оборудования в части определения наработки оборудования, длительности и частоты ремонтов в схемах теплового пункта на технических средствах, позволяющих осуществлять хранением и отображение информации в электронном виде, должно отражаться фактическое состояние оборудования в части изменения положений запорной арматуры (открыто, закрыто) и состояния оборудования (в работе, резерве, ремонте, неисправно).

403. В ведомость параметров и режимов работы теплового пункта вносятся значения давления и температуры сетевой воды, пара и возвращаемого конденсата, теплоносителя на системы отопления и вентиляции, горячей воды на системы горячего водоснабжения, на вводе системы холодного водоснабжении, а также расход энергетических ресурсов по показаниям приборов учета электроэнергии, тепловой энергии, горячей воды, холодной воды и расход сетевой воды на подпитку системы отопления при независимой схеме присоединения, другие параметры и режимы работы теплового пункта в соответствии с инструкцией по эксплуатации теплового пункта.

404. В период подготовки к отопительному периоду в тепловых пунктах должны быть выполнены следующие работы:

ревизия (проверка) оборудования, указанного в плане подготовки к работе в отопительный период, с выявлением дефектов, необходимым ремонтом или заменой;

гидравлические испытания на плотность и прочность оборудования, работающего под давлением;

проверка настроечных характеристик и уставок систем регулирования и (или) регуляторов температуры и давления теплоносителя на системы отопления и воды на системы горячего водоснабжения, ограничения расхода сетевой воды через тепловой пункт;

проверка работоспособности приборов и узлов учета тепловой энергии, отсутствие непроектных изменений, соответствия пределов измерений расходомеров приборов учета измеряемым расходам;

вскрытие и очистка фильтров (грязевиков);

очистка проточной части расходомеров и прямых участков узлов учета;

очистка гильз термометров от грязи, заливка нового масла;

замена сальниковых уплотнений и смазки насосных агрегатов;

проверка маркировки оборудования;

проверка выполнения мероприятий по наладке и регулировке гидравлического режима, в том числе по замене сопл элеваторов, ограничительных диафрагм (шайб), изменению настроек регуляторов и других мероприятий.

405. Проверка выполнения мероприятий по наладке и регулировке гидравлического режима должна проводиться в присутствии представителя ЕТО данной системы теплоснабжения.

XIV. Требования к эксплуатации теплообменных аппаратов

406. Эксплуатация теплообменных аппаратов (включая водоподогреватели) должна осуществляться в соответствии с инструкциями по эксплуатации объектов теплоснабжения (комплексов оборудования) или теплопотребляющих установок, в состав которых входят теплообменные аппараты, или отдельными инструкциями по эксплуатации теплообменных аппаратов.

407. При обходах и осмотрах теплообменных аппаратов должны контролироваться:

температура, давление и расход теплоносителя по греющей и нагреваемой средам;

фактическая производительность;

гидравлическое сопротивление по греющей и нагреваемой воде;

гидравлическая плотность, отсутствие перетоков между греющей и нагреваемой средами (за исключением теплообменных аппаратов смесительного типа).

408. При эксплуатации теплообменных аппаратов, греющей средой в которых является пар, дополнительно должны контролироваться:

уровень конденсата и работа устройств автоматического поддержания уровня и сброса;

отвод неконденсирующихся газов из парового пространства;

температурный напор;

гидравлическая плотность по качеству конденсата греющего пара.

409. Теплообменные аппараты, работающие под избыточным давлением, должны подвергаться техническому освидетельствованию в соответствии с требованиями пунктов 235 - 242, 245 - 247 настоящих Правил.

Гидравлические испытания на прочность и плотность теплообменных аппаратов, установленных в тепловых пунктах, должны проводиться ежегодно в межотопительный период.

Гидравлические испытания на прочность и плотность секционных скоростных водоподогревателей проводятся пробным давлением со стороны межтрубного пространства при снятых с двух сторон калачах.

410. Для выявления перетоков сетевой воды в водопроводную или водопроводной в сетевую, плотность водоподогревателей горячей воды в тепловых пунктах должна периодически, не реже 1 раза в квартал, проверяться под давлением, равным давлению в водопроводе или тепловой сети.

Если давление на водопроводном вводе теплового пункта больше, чем в обратном трубопроводе тепловой сети, проверять плотность теплообменных аппаратов в эксплуатационных условиях допускается химическим анализом сетевой воды в обратном трубопроводе после водоподогревателя.

411. При выявлении неплотности водоподогревателей они должны быть выведены в ремонт.

412. При подготовке к отопительному периоду теплообменные аппараты подлежат промывке, а при увеличении гидравлического сопротивления более установленного значения - также очистке способами, установленными в технической документации организации-изготовителя.

413. На основе результатов режимно-наладочных испытаний и (или) эксплуатационных измерений для каждого водоподогревателя и группы водоподогревателей должны определяться и вноситься в паспорта объекта теплоснабжения или теплопотребляющей установки, в состав которых входят водоподогреватели:

расчетная тепловая производительность и соответствующие ей параметры греющей среды и нагреваемой воды;

температурный напор и максимальная температура подогрева воды;

расчетные расходы греющей среды (пара, воды) и нагреваемой воды, соответствующие им потери напора воды.

414. Периодичность проведения режимно-наладочных испытаний и (или) эксплуатационных измерений для определения указанных показателей, а также порядок и периодичность их последующего контроля устанавливается в инструкции по эксплуатации объекта теплоснабжения и (или) теплопотребляющей установки.

XV. Требования к эксплуатации трубопроводов и арматуры

415. Эксплуатация трубопроводов, запорной и регулирующей арматуры (включая предохранительные клапаны) должна осуществляться в соответствии с инструкциями по эксплуатации объектов теплоснабжения (комплексов оборудования) или теплопотребляющих установок, в состав которых входят конкретные трубопроводы и арматура и в соответствии с требованиями настоящих Правил.

416. Запорная и регулирующая арматура должны использоваться в соответствии с их функциональным назначением. Использование запорной арматуры в качестве регулирующей не допускается, за исключением пуска паровой тепловой сети.

417. Предохранительные устройства (клапаны) для защиты оборудования должны быть рассчитаны в соответствии с требованиями раздела 5 межгосударственного стандарта ГОСТ 12.2.085-2017 "Арматура трубопроводная, клапаны предохранительные. Выбор и расчет пропускной способности", утвержденного приказом Росстандарта от 21.03.2018 № 142-ст и введенного в действие 01.11.2018 (М.: Стандартинформ, 2018), и настроены так, чтобы давление в защищенном элементе не превышало значение избыточного рабочего давления более чем на 10%, а при рабочем давлении до 0,5 МПа (5 кгс/см2) - не более чем на 0,05 МПа (0,5 кгс/см2). Эксплуатация котлов, трубопроводов, сосудов с недействующими, неисправными, неотрегулированными или неопломбированными предохранительными устройствами (клапанами), предусмотренными проектной документацией и технической документацией организаций-изготовителей, не допускается.

Проверка исправности действия предохранительных устройств (клапанов) кратковременным подрывом должна производиться оперативным персоналом не реже 1 раза в смену на оборудовании с рабочим давлением до 1,4 МПа (14 кгс/см2) включительно и не реже 1 раза в сутки на оборудовании с рабочим давлением выше 1,4 МПа (14 кгс/см2).

В процессе эксплуатации должны проводиться проверка плотности (герметичности), регулировка давления срабатывания предохранительных клапанов не реже 1 раза в 12 месяцев, а также после проведения ревизии и ремонта, если иное не установлено в технической документации организацией - изготовителем клапана.

418. Результаты проверки плотности (герметичности), настройки и регулировки предохранительного клапана оформляются актом и (или) записью в журнал, определенный в перечне технической документации эксплуатирующей организации.

Для автоматизированных котельных, насосных станций, тепловых пунктов, теплопотребляющих установок, работающих без постоянного обслуживающего персонала с общим круглосуточным диспетчерским пунктом, допускается проверка исправности действия предохранительных устройств (клапанов) по графику, утвержденному техническим руководителем эксплуатирующей организации (структурного подразделения). Результаты проверки должны заноситься в оперативный журнал.

419. Эксплуатация трубопроводов, запорной и регулирующей арматуры (включая предохранительные клапаны) должна осуществляться в соответствии с инструкциями по эксплуатации объектов теплоснабжения (комплексов оборудования) или теплопотребляющих установок, в состав которых входят конкретные трубопроводы и арматура и при соблюдении требований настоящих Правил.

420. Запорная и регулирующая арматура должны использоваться в соответствии с их функциональным назначением. Использование запорной арматуры в качестве регулирующей не допускается, за исключением пуска паровой тепловой сети в соответствии с пунктом 346 настоящих Правил.

Предохранительные устройства (клапаны) для защиты оборудования должны быть рассчитаны в соответствии с требованиями раздела 5 межгосударственного стандарта ГОСТ 12.2.085-2017 "Арматура трубопроводная, клапаны предохранительные. Выбор и расчет пропускной способности", утвержденного приказом Росстандарта от 21.03.2018 № 142-ст и введенного в действие 01.11.2018 (М.: Стандартинформ, 2018), и настроены так, чтобы давление в защищенном элементе не превышало значение избыточного рабочего давления более чем на 10%, а при рабочем давлении до 0,5 МПа (5 кгс/см2) - не более чем на 0,05 МПа (0,5 кгс/см2). Эксплуатация котлов, трубопроводов, сосудов с недействующими, неисправными, неотрегулированными или неопломбированными предохранительными устройствами (клапанами), предусмотренными проектной документацией и технической документацией организаций-изготовителей, не допускается;

даты проведения очередной проверки плотности (герметичности) и настройки давления срабатывания.

421. В процессе эксплуатации при осмотре трубопроводов и арматуры, а также при подготовке к отопительному периоду должны контролироваться:

возможность свободного теплового перемещения трубопроводов, наличие и исправность подвижных и неподвижных опор, подвесок или пружинных креплений, соответствие их проектной документации;

возникновение дополнительных напряжений элементов трубопроводов и в арматуре от ограничений теплового расширения и внешних воздействий;

отсутствие повышенной вибрации трубопроводов;

плотность предохранительных устройств, арматуры и фланцевых соединений;

легкость хода подвижных частей арматуры;

герметичность сальниковых уплотнений арматуры;

соответствие показаний указателей положения регулирующей арматуры на щитах управления ее фактическому положению;

отсутствие размещения арматуры, дренажных устройств, фланцевых и резьбовых соединений в местах прокладки трубопроводов над воротами, дверными и оконными проемами;

исправность тепловой изоляции;

исправность антикоррозийной защиты;

исправность гидроизоляции поверх защитных покрытий тепловой изоляции трубопроводов, включая трубопроводы с рабочей средой, имеющей температуру ниже окружающего воздуха, расположенные на открытом воздухе, вблизи масляных баков, маслопроводов, топливопроводов.

422. Плановый ремонт трубопроводов, арматуры и предохранительных устройств выполняется одновременно с ремонтом оборудования объектов теплоснабжения и теплопотребляющих установок.

423. Периодическое техническое освидетельствование трубопроводов, не являющихся трубопроводами тепловых сетей, осуществляется путем проведения:

осмотра трубопровода перед началом и после окончания планового ремонта, но не реже 1 раза в год;

осмотра и гидравлического испытания на прочность и плотность в соответствии со сроками проведения, установленными в проектной документации и (или) технической документации организации-изготовителя.

424. Внеочередное техническое освидетельствование трубопроводов, не являющихся трубопроводами тепловых сетей, должно выполняться в случаях, если:

трубопроводы не эксплуатировались, в том числе находились в консервации, более 24 месяцев;

произведен ремонт трубопроводов с применением сварки, наплавки, термической обработки элементов, работающих под давлением.

425. Наружный осмотр и гидравлические испытания трубопровода после ремонта с применением сварки проводится до наложения тепловой изоляции на участки, подвергшиеся ремонту.

Наружный осмотр трубопроводов проводится при проведении технического освидетельствования в процессе эксплуатации после ремонта (наладки) элементов опорно-подвесной системы трубопровода и перед каждым пуском его в работу из холодного состояния в порядке, установленном инструкцией по эксплуатации.

При наличии технической возможности наружный осмотр проводится в два этапа в холодном и горячем состоянии с целью проверки отсутствия защемлений трубопровода, препятствующих перемещению при тепловом расширении.

426. Минимальное значение пробного давления при гидравлическом испытании на прочность и плотность трубопроводов, работающих под избыточным давлением принимается:

при рабочем давлении не более 0,5 МПа (5 кгс/см2) - 1,5 рабочего давления, но не менее 0,2 МПа (2 кгс/см2);

при рабочем давлении более 0,5 МПа (5 кгс/см2) - 1,25 рабочего давления, но не менее рабочего давления плюс 0,3 МПа (3 кгс/см2).

427. В случае снижения рабочего давления по отношению к указанному в технической документации организации-изготовителя пробное давление при гидравлическом испытании определяют, исходя из разрешенного давления, установленного по результатам технического освидетельствования.

Максимально допустимое значение пробного давления устанавливается в соответствии с указаниями проектной документации и технической документации организации-изготовителя или расчетами на прочность.

Время выдержки под пробным давлением трубопроводов должно быть не менее 10 минут, если нет иных указаний в технической документации организации-изготовителя.

После выдержки под пробным давлением давление должно быть снижено до рабочего давления, при котором проводят визуальный контроль наружной поверхности трубопроводов и всех его разъемных и неразъемных соединений.

428. Трубопроводы следует считать выдержавшими гидравлическое испытание на прочность и плотность, если не будет обнаружено:

видимых остаточных деформаций;

трещин или признаков разрыва;

течи, потения в сварных, развальцованных соединениях и в основном металле;

течи в разъемных соединениях;

падения давления по манометру;

недопустимого смещения трубопроводов от проектного положения.

429. В разъемных соединениях трубопроводов допускается появление отдельных капель, которые не увеличиваются в размерах при выдержке времени.

XVI. Требования к эксплуатации теплопотребляющих установок

430. Эксплуатирующие организации при эксплуатации теплопотребляющих установок должны обеспечить:

режимы потребления тепловой энергии в соответствии с договором теплоснабжения11, качество возвращаемой сетевой воды или конденсата;

______________________________

11 Абзац третий пункта 21 Правил организации теплоснабжения в Российской Федерации, утвержденных постановлением Правительства Российской Федерации от 08.08.2012 № 808. В соответствии с пунктом 3 постановления Правительства Российской Федерации от 08.08.2012 № 808 данный акт действует до 01.09.2027.

беспрепятственный доступ к теплопотребляющим установкам представителей теплоснабжающей (теплосетевой) организации для контроля режимов теплопотребления, качества возвращаемой сетевой воды или конденсата;

наличие и работоспособность автоматических регуляторов температуры воды, подаваемой в системы горячего водоснабжения;

подготовку к работе в отопительный период;

контроль и устранение утечек, несанкционированного отбора теплоносителя;

гидроизоляцию вводов в здания трубопроводов тепловых сетей и горячей воды;

предотвращение подтопления и запаривания оборудования теплопотребляющих установок.

431. Эксплуатация теплопотребляющих установок должна осуществляться в соответствии с инструкцией по эксплуатации теплопотребляющих установок.

432. Отключение теплопотребляющих установок следует производить поочередным закрытием запорной арматуры, начиная с подающего трубопровода, а включение - открытием, начиная с обратного.

433. Включение (пуск) паровых теплопотребляющих установок осуществляется в соответствии с пунктом 17 приложения № 7 к настоящим Правилам.

434. Для защиты от внутренней коррозии теплопотребляющие установки должны быть постоянно заполнены химически подготовленной водой или конденсатом либо другой жидкостью, предусмотренной к применению проектной документацией в конкретной теплопотребляющей установке.

435. Трубопроводы и оборудование теплопотребляющих установок, работающие под избыточным давлением, должны подвергаться гидравлическим испытаниям на прочность и плотность.

Минимальное значение величины пробного давления при испытании принимается не менее 1,25 рабочего давления, но не менее 0,2 МПа (2 кгс/см2).

Максимальное значение величины пробного давления для трубопроводов и оборудования устанавливается исходя из допустимого давления, на которое рассчитаны используемые трубопроводы и оборудование. Значение величины пробного давления устанавливается техническим руководителем эксплуатирующей организации (структурного подразделения) в интервале между минимальным и максимальным значениями.

Для водяных систем отопления зданий величина пробного давления принимается 0,6 МПа (6 кгс/см2) при использовании чугунных радиаторов отопления и 1,0 МПа (10 кгс/см2) - в иных случаях.

436. Гидравлическое испытание на прочность и плотность должно проводиться в следующем порядке:

теплопотребляющая установка заполняется водой (или другой жидкостью, предусмотренной к применению проектной документацией в конкретной теплопотребляющей установке) с температурой не выше 40°C, полностью удаляется воздух через воздухоспускные устройства в верхних точках;

давление доводится до рабочего и поддерживается в течение времени, необходимого для осмотра всех сварных и фланцевых соединений, арматуры, оборудования, но не менее 10 мин.;

если в течение 10 мин. не выявляются какие-либо дефекты, давление доводится до пробного (для пластмассовых труб время подъема давления до пробного должно быть не менее 30 мин.).

437. Гидравлические испытания на прочность и плотность систем отопления и вентиляции проводятся раздельно.

438. Оборудование и системы считаются выдержавшими испытания, если во время их проведения:

не обнаружены капиллярная проницаемость (образование конденсата) сварных швов или течи из нагревательных приборов, трубопроводов, арматуры и прочего оборудования;

в течение 5 мин. падение давления от пробного не превысило 0,02 МПа (0,2 кгс/см2);

при испытаниях на прочность и плотность систем панельного отопления падение давления от пробного в течение 15 мин. не превысило 0,01 МПа (0,1 кгс/см2);

439. Результаты гидравлических испытаний на прочность и плотность оформляются актом, утверждаемым техническим руководителем эксплуатирующей организации (структурного подразделения).

Если результаты испытаний на прочность и плотность не отвечают указанным условиям, необходимо выявить и устранить утечки и дефекты, после чего провести повторные испытания.

440. Теплоснабжающие и теплосетевые организации должны обеспечить поддержание параметров и характеристик теплоносителя, поставляемого потребителям тепловой энергии в точке поставки, в следующих пределах:

отклонение средневзвешенной за сутки значения температуры теплоносителя в подающем трубопроводе - не более чем 3% от температурного графика, приведенного в договоре теплоснабжения12;

______________________________

12 Пункты 24 и 124(2) Правил организации теплоснабжения в Российской Федерации, утвержденных постановлением Правительства Российской Федерации от 08.08.2012 № 808. В соответствии с пунктом 3 постановления Правительства Российской Федерации от 08.08.2012 № 808 данный акт действует до 01.09.2027.

разность давлений в подающем и обратном трубопроводах - не ниже значений, указанных в договоре теплоснабжения13;

______________________________

13 Пункты 24 и 124(2) Правил организации теплоснабжения в Российской Федерации, утвержденных постановлением Правительства Российской Федерации от 08.08.2012 № 808. В соответствии с пунктом 3 постановления Правительства Российской Федерации от 08.08.2012 № 808 данный акт действует до 01.09.2027.

отклонение давления в обратном трубопроводе - не более чем на 0,05 МПа (0,5 кгс/см2) от значения, установленного в договоре теплоснабжения14;

______________________________

14 Пункты 24 и 124(2) Правил организации теплоснабжения в Российской Федерации, утвержденных постановлением Правительства Российской Федерации от 08.08.2012 № 808. В соответствии с пунктом 3 постановления Правительства Российской Федерации от 08.08.2012 № 808 данный акт действует до 01.09.2027.

качество теплоносителя (воды) - в соответствии с требованиями главы IX настоящих Правил;

качество теплоносителя (пара) в соответствии с условиями договора теплоснабжения15.

______________________________

15 Пункты 24 и 124(2) Правил организации теплоснабжения в Российской Федерации, утвержденных постановлением Правительства Российской Федерации от 08.08.2012 № 808. В соответствии с пунктом 3 постановления Правительства Российской Федерации от 08.08.2012 № 808 данный акт действует до 01.09.2027.

441. Эксплуатирующие организации должны обеспечить поддержание параметров и характеристик возвращаемого из теплопотребляющих установок в тепловую сеть теплоносителя (конденсата) в следующих пределах:

средневзвешенная за сутки температура возвращаемого теплоносителя - не выше температуры по температурному графику, указанному в договоре теплоснабжения16;

______________________________

16 Пункт 26 Правил организации теплоснабжения в Российской Федерации, утвержденных постановлением Правительства Российской Федерации от 08.08.2012 № 808. В соответствии с пунктом 3 постановления Правительства Российской Федерации от 08.08.2012 № 808 данный акт действует до 01.09.2027.

максимальный среднечасовой расход теплоносителя в подающем трубопроводе при максимальной расчетной нагрузке теплопотребляющих установок (суммарно по всем видам потребления) - не выше значений, приведенных в договоре теплоснабжения17;

______________________________

17 Пункт 26 Правил организации теплоснабжения в Российской Федерации, утвержденных постановлением Правительства Российской Федерации от 08.08.2012 № 808. В соответствии с пунктом 3 постановления Правительства Российской Федерации от 08.08.2012 № 808 данный акт действует до 01.09.2027.

объем тепловых потерь тепловой энергии (теплоносителя) в тепловых сетях потребителя от границы балансовой принадлежности до точки учета - не выше значений, приведенных в договоре теплоснабжения18;

______________________________

18 Пункт 21 Правил организации теплоснабжения в Российской Федерации, утвержденных постановлением Правительства Российской Федерации от 08.08.2012 № 808. В соответствии с пунктом 3 постановления Правительства Российской Федерации от 08.08.2012 № 808 данный акт действует до 01.09.2027.

нормативная утечка теплоносителя в теплопотребляющих установках потребителей тепловой энергии - не выше значений, приведенных в договоре теплоснабжения;

среднечасовой расход возвращаемого конденсата в паровых системах - не ниже минимального значения, установленного в договоре теплоснабжения19;

______________________________

19 Пункт 26 Правил организации теплоснабжения в Российской Федерации, утвержденных постановлением Правительства Российской Федерации от 08.08.2012 № 808. В соответствии с пунктом 3 постановления Правительства Российской Федерации от 08.08.2012 № 808 данный акт действует до 01.09.2027.

качество возвращаемого теплоносителя (воды) - в соответствии с требованиями к сетевой воде пункта 284 настоящих Правил;

качество возвращаемого конденсата - в соответствии с условиями договора теплоснабжения.

442. Норма среднегодовой часовой утечки теплоносителя при эксплуатации систем отопления и вентиляции не должна превышать (без учета технологических потерь теплоносителя) 0,25% среднегодового объема воды в этих системах.

443. При определении нормативной утечки теплоносителя сетевая вода теплопотребляющих установок не должно учитываться количество воды на:

наполнение при их плановом ремонте;

их промывку;

проведение гидравлических испытаний трубопроводов и оборудования на прочность и плотность.

444. Технологические потери (затраты) теплоносителя на заполнение систем теплопотребления при вводе в эксплуатацию после ремонта, а также на проведение испытаний на прочность и плотность, режимно-наладочных работ, промывок фиксируются двусторонними актами потребителя и теплоснабжающей (теплосетевой) организации, если иное не указано в договоре теплоснабжения.

445. Контроль за состоянием теплопотребляющих установок, режимов их работы, показателей качества тепловой энергии (теплоснабжения), показателей режимов теплопотребления допускается проводить дистанционными методами, в том числе с применением автоматизированных систем обработки данных.

446. В случае прекращения циркуляции теплоносителя в системах отопления, вентиляции, горячего водоснабжения при отрицательных температурах наружного воздуха для предотвращения их размораживания из указанных систем должен быть осуществлен слив теплоносителя (горячей воды) в соответствии с инструкцией по эксплуатации теплопотребляющей установки.

447. В процессе эксплуатации систем отопления, вентиляции и горячего водоснабжения эксплуатирующая организация должна выполнять наладку и регулировку этих систем для обеспечения температур воздуха в отапливаемых помещениях и температур горячей воды в системах горячего водоснабжения в точках водоразбора.

В период подготовки к отопительному периоду должны быть выполнены требования пункта 378 настоящих Правил в части установки сопл элеваторов, дроссельных диафрагм и (или) регулирующих устройств на тепловых пунктах и узлах ввода потребителей тепловой энергии.

448. При подготовке теплопотребляющих установок к отопительному периоду должно быть обеспечено наличие и исправность следующих устройств и оборудования:

запорной арматуры;

устройств для удаления воздуха из систем отопления в водяных системах и из конденсатопроводов в паровых системах;

тепловой изоляции;

устройств автоматического регулирования температуры горячей воды;

обратных клапанов на циркуляционных трубопроводах систем горячего водоснабжения перед присоединением их к обратным трубопроводам тепловых сетей в открытых системах теплоснабжения или к водоподогревателям в закрытых системах теплоснабжения;

других устройств, средств автоматического регулирования и технологических защит, предусмотренных проектной документацией.

449. При наличии процессов образования накипи, отложений и шлама должна быть проведена очистка проточной части расходомеров и прямых участков трубопроводов в узлах учета тепловой энергии, теплоносителя.

450. При ежегодной подготовке к отопительному периоду должна проводиться промывка теплопотребляющих установок. При проведении гидропневматической промывки расход водовоздушной смеси должен быть в диапазоне 3 - 5-кратного расчетного расход теплоносителя (горячей воды). При проведении промывки водой ее расход должен быть в диапазоне 3 - 5 раз расчетного расхода теплоносителя (горячей воды), при этом должно быть достигнуто полное осветление воды.

Результаты промывки оформляются актом промывки теплопотребляющей установки, утверждаемым техническим руководителем эксплуатирующей организации (структурного подразделения).

451. Представитель теплоснабжающей и (или) теплосетевой организации имеет право присутствовать при проведении промывки теплопотребляющих установок. Организация, эксплуатирующая теплопотребляющие установки, обязана не позднее чем за 5 рабочих дней уведомить теплоснабжающую и (или) теплосетевую организации о дате проведения промывки теплопотребляющей установки и обеспечить доступ представителей теплоснабжающей и (или) теплосетевой организаций к теплопотребляющим установкам на весь период проведения промывки. Копия акта промывки теплопотребляющей установки должна быть передана в теплоснабжающую (теплосетевую) организацию в течение 5 рабочих дней после проведения промывки.

452. Перед пуском (включением в работу) после гидравлических испытаний на прочность и плотность или промывки теплопотребляющие установки должны быть полностью опорожнены от водопроводной воды, и заполнены сетевой водой (или другой жидкостью, предусмотренной к применению проектной документацией в конкретной теплопотребляющей установке).

Пуск (включение в работу) в теплопотребляющих установок потребителей тепловой энергии в период эксплуатации должен производиться эксплуатирующей организацией по согласованию с теплоснабжающей организацией.

Приложение № 1 к Правилам технической эксплуатации объектов теплоснабжения и теплопотребляющих установок, утвержденным приказом Минэнерго России от 14 мая 2025 г. № 511

НОРМАТИВНЫЕ ЗНАЧЕНИЯ карбонатного индекса при нагреве сетевой воды в сетевых подогревателях и в водогрейных котлах в зависимости от pH воды

1. Значения карбонатного индекса при нагреве сетевой воды в сетевых подогревателях в зависимости от pH воды:

Температура нагрева сетевой воды, °CКарбонатный индекс Икс (мг-экв/дм3) при значениях pH

не выше 8,58,51 - 8,88,81 - 9,29,21 - 10,0

70 - 1004,02,62,01,6

101 - 1203,02,11,61,4

121 - 1402,51,91,41,2

141 - 1502,01,51,20,9

151 - 2001,00,80,60,4

2. Значения карбонатного индекса при нагреве сетевой воды в водогрейных котлах в зависимости от pH воды:

Температура нагрева сетевой воды, °CКарбонатный индекс Икс (мг-экв/дм3) при значениях pH

не выше 8,58,51 - 8,88,81 - 9,29,21 - 10,0

70 - 1003,22,31,81,5

101 - 1202,01,51,21,0

121 - 1401,51,21,00,7

141 - 1501,21,00,80,5

151 - 2000,80,70,50,3

Приложение № 2 к Правилам технической эксплуатации объектов теплоснабжения и теплопотребляющих установок, утвержденным приказом Минэнерго России от 14 мая 2025 г. № 511

НОРМЫ качества воды для подпитки систем теплоснабжения

1. Качество воды для подпитки систем теплоснабжения должно удовлетворять следующим нормам:

содержание свободной угольной кислоты: 0;

значение pH для систем теплоснабжения:

открытых: 8,3 - 9,0;

закрытых: 8,3 - 10,5;

при pH сетевой воды выше 10,0 величина Икс не должна превышать 0,1 (мг-экв/дм3);

содержание растворенного кислорода, мкг/дм3: не более 50;

количество взвешенных веществ, мг/дм3: не более 5;

содержание нефтепродуктов, мг/дм3: не более 1.

2. Нижний предел значения pH может корректироваться по решению технического руководителя эксплуатирующей организации (подразделения) в зависимости от интенсивности коррозионных явлений в оборудовании и трубопроводах систем теплоснабжения после согласования предлагаемых изменений с ЕТО и теплосетевыми организациями в данной системе теплоснабжения.

3. При значениях pH выше 9,5 необходимо глубокое умягчение подпиточной воды.

Приложение № 3 к Правилам технической эксплуатации объектов теплоснабжения и теплопотребляющих установок, утвержденным приказом Минэнерго России от 14 мая 2025 г. № 511

НОРМЫ качества сетевой воды

1. Качество сетевой воды должно удовлетворять следующим нормам:

содержание свободной угольной кислоты: 0;

значение pH для систем теплоснабжения:

открытых: 8,3 - 9,0;

закрытых: 8,3 - 10,5;

при pH сетевой воды выше 10,0 величина Икс не должна превышать 0,1 (мг-экв/дм3);

содержание соединений железа, мг/дм3, для систем теплоснабжения:

открытых: не более 0,3;

закрытых: не более 0,5;

содержание растворенного кислорода, мкг/дм3: не более 20;

количество взвешенных веществ, мг/дм3: не более 5;

содержание нефтепродуктов, мг/дм3, для систем теплоснабжения:

открытых: не более 0,1;

закрытых: не более 1.

2. Нижний предел значения pH может корректироваться по решению технического руководителя эксплуатирующей организации (подразделения) в зависимости от интенсивности коррозионных явлений в оборудовании и трубопроводах систем теплоснабжения после согласования предлагаемых изменений с ЕТО и теплосетевыми организациями в данной системе теплоснабжения.

3. При значениях pH выше 9,5 необходимо глубокое умягчение подпиточной воды.

Приложение № 4 к Правилам технической эксплуатации объектов теплоснабжения и теплопотребляющих установок, утвержденным приказом Минэнерго России от 14 мая 2025 г. № 511

ПОРЯДОК проведения гидравлических испытаний на прочность и плотность трубопроводов тепловых сетей

1. Порядок проведения гидравлического испытания на прочность и плотность трубопроводов тепловой сети (далее - гидравлическое испытание) определяется программой гидравлических испытаний на прочность и плотность, утверждаемой техническим руководителем эксплуатирующей организации (подразделения).

2. Гидравлические испытания проводятся стационарными или передвижными насосами.

3. При проведении гидравлических испытаний должна быть организована связь между бригадами, проводящими испытания, диспетчерскими службами организаций, тепловые сети которых подвергаются гидравлическим испытаниям.

4. Все потребители тепловой энергии, теплопотребляющие установки которых подключены к тепловым сетям, подвергаемым гидравлическому испытанию, должны быть уведомлены об утверждении графика текущего ремонта и сроках его проведения не позднее чем через 10 рабочих дней после дня его утверждения, о начале проведения испытаний - не позднее чем за 3 рабочих дня до дня их начала.

5. Продолжительность гидравлического испытания (время выдержки) при пробном давлении должна устанавливаться техническим руководителем эксплуатирующей организации (подразделения) исходя из местных геодезических условий, и должна составлять не мене 10 минут.

6. Гидравлические испытания подающего и обратного трубопроводов проводятся раздельно, если их совместное гидравлическое испытание при выбранном пробном давлении не допустимо в соответствии с прочностными расчетами максимально допустимых нагрузок на опоры или в соответствии с проектной документацией.

7. На время проведения гидравлических испытаний вместо измерительных и иных устройств, нагружение которых пробным давлением не допускается, устанавливаются переходные катушки, материал и прочность которых соответствуют характеристикам трубопровода.

8. При гидравлическом испытании головных участков магистральных трубопроводов, расположенных на территории источника тепловой энергии, или при расхолаживании тепловых сетей с использованием сетевых насосов источника тепловой энергии программа гидравлических испытаний должна быть согласована с техническим руководителем организации (подразделения), эксплуатирующей источник тепловой энергии.

9. В сроки, установленные программой гидравлических испытаний, подготавливается схема расхолаживания тепловой сети.

10. Для понижения температуры сетевой воды в подающем трубопроводе:

запорной арматурой и заглушками выделяется участок тепловых сетей, на котором проводится гидравлическое испытания;

открываются необходимые перемычки между подающим и обратным трубопроводами;

устанавливается циркуляция сетевыми насосами источника тепловой энергии без подогрева воды (могут быть задействованы насосы подкачивающей насосной станции);

в случае применения метода вытеснения горячей сетевой воды из подающего трубопровода расхолаживаемого участка в работающие участки тепловой сети в соответствующих камерах открываются задвижки на подающем трубопроводе;

организуется контроль за ходом расхолаживания в точках, предусмотренных программой гидравлических испытаний, с передачей диспетчеру значений контролируемых параметров каждый час, а в случае отклонения значений от предусмотренных программой - незамедлительно;

продолжается расхолаживание до понижения температуры сетевой воды до 40°C и ниже во всех точках контроля;

закрываются задвижки на подающих трубопроводах на границе с работающими сетями, останавливаются сетевые насосы, закрываются головные задвижки на источнике тепловой энергии и (или) подкачивающей насосной станции;

в испытываемых трубопроводах тепловых сетей устанавливается давление, равное давлению в обратном трубопроводе работающих сетей, но не менее 0,05 МПа (0,5 кгс/см2) в верхней точке участка.

В программе гидравлических испытаний указываются необходимые при проведении расхолаживания параметры сетевой воды на коллекторе источника тепловой энергии и (или) подкачивающей насосной станции, а также допустимые их отклонения; при этом должно быть отмечено, что в случае отклонения заданных параметров от допустимых, расхолаживание должно быть прекращено до выяснения и устранения причин, вызвавших отклонения.

11. Перед началом гидравлических испытаний:

проверяется, чтобы все перемычки и связи с работающими участками тепловой сети были закрыты;

удаляется воздух из трубопроводов через воздушники в верхних точках испытываемого участка;

собирается схема включения опрессовочного насоса.

После включения опрессовочного насоса давление на испытываемом участке трубопровода повышается со скоростью и до значения, указанных в программе гидравлических испытаний, и выдерживается в течение заданного времени. Затем давление в трубопроводе понижается до рабочего давления или давления в обратном трубопроводе работающей тепловой сети, после чего проводится осмотр испытываемого трубопровода, фиксируются все обнаруженные дефекты, и опрессовочный насос выключается.

12. Если в ходе гидравлических испытаний на прочность и плотность наблюдается резкое понижение давления на напорной стороне опрессовочного насоса или возрастание значения подпитки на источнике тепловой энергии, опрессовочный насос должен быть незамедлительно остановлен. Гидравлические испытания могут быть продолжены после выявления места и ликвидации повреждения или отключения поврежденного участка.

Перед каждым последующим повышением давления из верхней точки испытываемого трубопровода должен быть удален воздух.

13. В акте, составляемом по окончании гидравлических испытаний, должны быть указаны:

участки тепловых сетей, подвергшиеся гидравлическим испытаниям;

значения давлений в подающем и обратном трубопроводах при гидравлических испытаниях;

время и значение каждого повышения давления до и после ликвидации выявленных повреждений;

место и диаметр трубопровода, где были обнаружены повреждения;

объем выполненных ремонтных работ.

Приложение № 5 к Правилам технической эксплуатации объектов теплоснабжения и теплопотребляющих установок, утвержденным приказом Минэнерго России от 14 мая 2025 г. № 511

ЗНАЧЕНИЯ максимального часового расхода воды заполнении трубопроводов тепловой сети

Диаметр условного прохода трубопровода, мм1001502503003504005005506007008009001000110012001400

Максимальный часовой расход воды, м3/ч10152535506585100150200250300350400500665

Приложение № 6 к Правилам технической эксплуатации объектов теплоснабжения и теплопотребляющих установок, утвержденным приказом Минэнерго России от 14 мая 2025 г. № 511

ОСОБЕННОСТИ пуска водяных тепловых сетей при отрицательных температурах наружного воздуха

1. Для пуска тепловых сетей при отрицательных температурах наружного воздуха при нарушениях в работе, определенных в инструкции по эксплуатации тепловых сетей, капитального ремонта или при пуске вновь построенных магистралей следует в подающем и обратном трубопроводах заполняемой тепловой сети при диаметре труб 300 мм и более устроить дополнительные спускные устройства на расстоянии не более 400 м одно от другого, сброс дренируемой воды следует вывести за пределы камер.

2. Заполнение трубопроводов должно производиться водой температурой 50 - 60°C по отдельным, разделенным секционирующими задвижками участкам одновременно по подающему и обратному трубопроводам. В случае ограниченной подачи подпиточной воды следует сначала заполнять обратный трубопровод, а затем через перемычку перед секционирующими задвижками в конце участка - подающий трубопровод.

3. Если водоподогревательная установка источника тепловой энергии не находится в работе, воду на заполнение тепловой сети следует подавать через байпас головной задвижки в обратный трубопровод и через специально устраиваемую перемычку после головных задвижек в подающий трубопровод, при этом головная задвижка (и байпас) на подающем трубопроводе должна быть плотно закрыта.

4. Заполнение трубопроводов водой и установление циркуляционного режима в тепловой сети при неработающей водоподогревательной установке источника тепловой энергии должно производиться в следующем порядке:

1) перед началом заполнения трубопроводов следует открыть все спускные устройства и воздушники, а также задвижки на перемычке между подающим и обратным трубопроводами перед секционирующими задвижками; воздушники должны быть закрыты после прекращения выхода через них воздуха, а спускные устройства - после того, как температура дренируемой воды превысит 30°C;

2) после заполнения трубопроводов головного секционированного участка и закрытия всех воздушников и дренажных устройств включить сетевой насос и медленным открытием задвижки на нагнетательном патрубке насоса (при открытой задвижке на стороне всасывания насоса) создать циркуляцию на этом участке через перемычку перед секционирующими задвижками; сразу же после создания циркуляции повысить температуру подаваемого теплоносителя для компенсации тепловых потерь в наполняемых участках трубопроводов;

3) заполнение последующих секционированных участков и установление в них циркуляционного режима следует производить с соблюдением требований для головного участка путем открытия байпасов у секционирующих задвижек между действующим участком и заполняемыми; заполнение производить при открытой задвижке на перемычке между подающим и обратным трубопроводами перед следующими секционирующими задвижками, при этом подпиточное устройство должно все время восполнять убыль воды из головного участка;

4) после заполнения магистральных трубопроводов и создания в них циркуляции следует производить заполнение распределительных сетей с соблюдением указанных выше требований; ответвления, имеющие большую протяженность, следует заполнять по отдельным секционированным участкам; заполнение каждого последующего участка производится после создания циркуляции в предыдущем;

5) заполнение ответвлений к потребителям тепловой энергии следует производить после заполнения всех магистральных и распределительных сетей, при этом циркуляция создается через подмешивающие линии элеваторов при отключенных системах отопления (по согласованию и при участии потребителей тепловой энергии), системы отопления, присоединенные к тепловым сетям непосредственно (без смешения), и системы отопления с насосным подмешиванием следует заполнять совместно с тепловым пунктом, при этом циркуляция создается через систему отопления (по согласованию и при участии потребителей тепловой энергии);

6) после заполнения всей тепловой сети и создания в ней циркуляции все задвижки на перемычках между подающим и обратным трубопроводами у секционирующих задвижек должны быть полностью закрыты.

5. Для заполнения трубопроводов тепловой сети при работающей водоподогревательной установке необходимо устроить перемычку между подающим и обратным трубопроводами после головных задвижек, отключающих пускаемую магистраль от общих коллекторов, на перемычке необходимо установить две задвижки и между ними установить контрольный штуцер с вентилем.

6. Заполнение трубопроводов водой и установление циркуляционного режима в тепловой сети при работающей водоподогревательной установке следует производить в следующем порядке:

1) перед началом заполнения трубопроводов следует открыть все спускные устройства и воздушники, а также задвижки на перемычке между подающим и обратным трубопроводами перед секционирующими задвижками; воздушники должны быть закрыты после прекращения выхода через них воздуха, а спускные устройства - после того, как температура дренируемой воды превысит 30°C;

2) заполнение последующих секционированных участков и установление в них циркуляционного режима следует производить с соблюдением требований для головного участка путем открытия байпасов у секционирующих задвижек между действующим участком и заполняемыми; заполнение производить при открытой задвижке на перемычке между подающим и обратным трубопроводами перед следующими секционирующими задвижками, при этом подпиточное устройство должно все время восполнять убыль воды из головного участка;

3) после заполнения магистральных трубопроводов и создания в них циркуляции следует производить заполнение распределительных сетей с соблюдением указанных выше требований; ответвления, имеющие большую протяженность, следует заполнять по отдельным секционированным участкам; заполнение каждого последующего участка производится после создания циркуляции в предыдущем;

4) через байпас головной задвижки следует подать воду в обратный трубопровод и через перемычку после головных задвижек - в подающий трубопровод, при этом головная задвижка с байпасом на подающем трубопроводе должна быть полностью закрыта;

5) после окончания заполнения трубопроводов секционированного участка следует закрыть задвижки на перемычке за головными задвижками, через которую заполнялся подающий трубопровод;

6) циркуляционный режим в секционированном участке следует устанавливать постепенным открытием байпаса у головной задвижки на подающем трубопроводе;

7) после заполнения всей тепловой сети и создания в ней циркуляции все задвижки на перемычках между подающим и обратным трубопроводами у секционирующих задвижек должны быть полностью закрыты.

7. При возникновении неполадок во время заполнения трубопроводов тепловой сети и необходимости опорожнения трубопроводов необходимо открыть все спускные устройства и воздушники, чтобы не осталось воды ни в одной низкорасположенной точке.

Приложение № 7 к Правилам технической эксплуатации объектов теплоснабжения и теплопотребляющих установок, утвержденным приказом Минэнерго России от 14 мая 2025 г. № 511

ПОРЯДОК пуска паровых тепловых сетей

1. Пуск паровой тепловой сети должен производиться в соответствии с инструкцией по пуску паровой тепловой сетей, утверждаемой техническим руководителем эксплуатирующей организации (подразделения), и состоять из следующих этапов:

прогрев и продувка паропроводов;

заполнение и промывка конденсатопроводов;

подключение теплопотребляющих установок к паровой тепловой сети.

2. Пуск паровой тепловой сети должен осуществляться пусковой бригадой, образуемой накануне прогрева паропровода. Численность персонала бригады определяется из условия дежурства двух слесарей у каждого дренажного устройства прогреваемого паропровода. При расположении паропровода в просматриваемых местах допускается дежурство двух слесарей на каждые два или три дренажных устройства, при этом расстояние между крайними дренажными устройствами, обслуживаемыми двумя слесарями, не должно превышать 100 метров. Пусковая бригада должна быть обеспечена автотранспортом. Между руководителем и членами пусковой бригады должна быть обеспечена мобильная связь.

3. Последовательность прогрева и продувки магистральных паропроводов и ответвлений от него указывается в инструкции по пуску паровой тепловой сети исходя из их протяженности и диаметров. При пуске разветвленного паропровода большой протяженности первоначально следует прогреть основную магистраль.

4. Перед прогревом паропровода должно производиться полное дренирование скопившегося в нем конденсата. За открытыми дренажными устройствами должен быть установлен постоянный контроль. Особому контролю должны подлежать нижние точки изломов паропровода. Периодичность проверки отсутствия засора в дренажном устройстве должна быть определена в программе испытаний.

5. При раздельном прогреве магистрального паропровода и ответвлений от него до начала прогрева магистрального паропровода следует плотно закрыть головную задвижку на выходе из источника тепловой энергии, а также задвижки на всех ответвлениях от магистрали и тепловых пунктах потребителей тепловой энергии.

При одновременном прогреве магистрального паропровода и ответвлений от него задвижки на всех прогреваемых ответвлениях необходимо полностью открыть.

Перед прогревом паропровода должны быть полностью открыты дренажные устройства прогреваемого участка, которые одновременно используются и для выпуска воздуха.

Конденсатоотводчики на прогреваемом паропроводе следует отключить, а дренаж паропровода в местах установки конденсатоотводчиков переключить на прямую продувку в атмосферу.

6. Прогрев магистрального паропровода следует производить через байпас головной задвижки, открытие которого следует осуществлять плавно и медленно под наблюдением руководителя пусковой бригады. При отсутствии байпаса на головной задвижке подача пара в паропровод производится посредством небольшого открытия головной задвижки.

Степень и скорость открытия устанавливается руководителем пусковой бригады, изменить ее можно только после его распоряжения или при возникновении гидравлических ударов. При возникновении гидравлических ударов подача пара должна быть незамедлительно сокращена, а при частых и сильных ударах - полностью прекращена впредь до полного удаления из прогреваемого участка паропровода скопившегося в нем конденсата.

7. Скорость прогрева паропровода следует регулировать по признакам появления легких гидравлических ударов (щелчков). При проведении прогрева необходимо регулировать его скорость, не допуская при этом сползания трубопровода с подвижных опор.

8. При прогреве паропровода на участках, доступных для осмотра, следует осуществлять контроль за положением подогреваемого паропровода относительно опор.

9. При засорении дренажного устройства и невозможности устранения засора путем его продувки необходимо прекратить прогрев, сбросить полностью давление, с возобновлением прогрева после прочистки дренажного устройства. Без наличия избыточного давления в прогреваемом трубопроводе удаление конденсата через дренажные устройства недопустимо.

10. По мере прогрева паропровода и появления выхода из дренажных устройств сухого пара без примеси конденсата все дренажные устройства (постоянные дренажи в нижних точках и пусковые дренажи по ходу паропровода) должны быть закрыты. Прогрев паропровода считается законченным после появления сухого пара в нижней точке паропровода и последнем по ходу пара пусковом дренаже. После закрытия дренажных устройств следует ввести в работу конденсатоотводчики.

11. После окончания прогрева магистрального паропровода и ликвидации обнаруженных дефектов следует поочередно прогреть ответвления к потребителям тепловой энергии. Порядок прогрева ответвлений аналогичен порядку прогрева основной магистрали.

12. Ликвидацию дефектов при возможности соблюдения условий безопасности следует производить без охлаждения паропровода, но при обязательном понижении в нем давления до атмосферного. Если ликвидация дефектов без охлаждения паропровода по условиям безопасности невозможна, необходимо полностью прекратить подачу пара в паропровод и открыть все дренажные устройства. После ликвидации дефектов паропровод вновь подвергается прогреву в изложенном выше порядке.

13. В прогретом паропроводе давление следует повышать до рабочего давления пара путем полного открытия запорной арматуры на магистрали и (или) ответвлениях.

После повышения давления все паропроводы подлежат осмотру, выявленные на них места парения и дефекты - устранению. После пуска паропровода необходимо проверить затяжку болтов фланцевых соединений.

14. Перед присоединением потребителей паровых тепловых сетей паропроводы, включаемые в эксплуатацию впервые после монтажа, следует продуть для удаления песка, окалины и посторонних предметов.

Продувка производится через специально установленные в концевой части паропровода (и его ответвлений) задвижки путем полного открытия их на выхлоп пара в атмосферу. Для снижения уровня шума могут применяться шумоглушители.

При продувке паропровода следует принять меры для защиты людей от ожогов и других повреждений, а также для беспрепятственного доступа к задвижке, через которую производится продувка.

15. Заполнять конденсатопроводы для промывки допускается водой из технического водопровода, из циркуляционных водоводов охлаждения конденсаторов, из водяных тепловых сетей или подпиточной линии, а также непригодным для использования конденсатом, возвращаемым из теплопотребляющих установок.

Продувка кондесатопроводов паром не допускается.

Промывку конденсатопроводов следует производить гидропневматическим способом до полного осветления дренируемой воды. Температура воды, используемой для промывки, не должна превышать 40°C.

После промывки конденсатопроводы следует полностью освободить от промывочной воды и заполнить конденсатом или умягченной деаэрированной водой.

16. После заполнения конденсатопровода конденсатом или химически подготовленной водой следует произвести этой водой контрольную промывку, во время которой химическими анализами проверяется качество исходной и сбрасываемой воды. Контрольную промывку следует выполнять до тех пор, пока качество сбрасываемой воды будет удовлетворять качеству исходной воды.

17. Теплопотребляющие установки до подключения их к паровой тепловой сети в период пуска должны быть промыты гидропневматическим способом, и вода из них - спущена, после чего теплопотребляющие установки следует продуть паром в соответствии с требованиями пункта 14 настоящего приложения.

Подключение теплопотребляющих установок к паровой тепловой сети следует производить плавным открытием вводной задвижки при открытой продувочной арматуре в соответствии с инструкцией по эксплуатации теплопотребляющей установки в соответствии с главой XVI Правил технической эксплуатации объектов теплоснабжения и теплопотребляющих установок, утвержденных настоящим приказом.

По мере прогрева паропроводов и оборудования теплопотребляющих установок и появления сухого пара продувочная арматура должна быть закрыта, а вводные задвижки на теплопотребляющие установки открыты полностью (для установления полного рабочего давления), после чего должны быть включены постоянные дренажи через конденсатоотводчики.

Приложение № 8 к Правилам технической эксплуатации объектов теплоснабжения и теплопотребляющих установок, утвержденным приказом Минэнерго России от 14 мая 2025 г. № 511

ПОРЯДОК проведения испытаний трубопроводов тепловых сетей на максимальную температуру теплоносителя

1. Испытанию трубопроводов тепловых сетей на максимальную температуру теплоносителя (далее - испытание на максимальную температуру) должны подвергаться все трубопроводы тепловых сетей от источника тепловой энергии до тепловых пунктов, к которым подключены теплопотребляющие установки.

Испытание на максимальную температуру тепловых сетей, имеющих ненадежные участки, в межотопительный период следует проводить после текущего или капитального ремонта и предварительного гидравлического испытания этих участков на прочность и плотность.

2. При испытании на максимальную температуру температура воды в обратном трубопроводе тепловой сети не должна превышать 90°C во избежание нарушения нормальной работы сетевых насосов, условий работы компенсирующих устройств, целостности изоляционных конструкций.

Для понижения температуры воды, поступающей в обратный трубопровод, температурные испытания должны проводиться с включенными системами горячего водоснабжения, присоединенными по закрытой схеме и оборудованными автоматическими регуляторами температуры воды, а в случае проведения испытаний перед окончанием отопительного периода - с включенными системами отопления, присоединенными через смесительные устройства - элеваторы (зависимая схема присоединения) и водоподогреватели (независимая схема присоединения), а также при необходимости, определяемой технической программой испытаний, - с включенными системами отопления, имеющими насосное смешение.

3. В целях безопасности на время испытания на максимальную температуру, в случае проведения их перед окончанием отопительного периода и в межотопительный период, от тепловых сетей должны быть отключены:

отопительные системы детских и лечебных учреждений;

неавтоматизированные системы горячего водоснабжения, присоединенные по закрытой схеме;

системы горячего водоснабжения, присоединенные по открытой схеме;

системы отопления, присоединенные через элеваторы с меньшими по сравнению с расчетными коэффициентами подмешивания, при которых возможно поступление в отопительную систему воды с температурой свыше 100°C;

калориферные установки;

отопительные системы с непосредственной схемой присоединения, а потребители, для которых не допускаются перерывы в подаче тепловой энергии (больницы, детские дошкольные учреждения с круглосуточным пребыванием детей и другие аналогичные социальные объекты), переведены на теплоснабжение от резервных источников тепловой энергии.

4. Все потребители тепловой энергии, теплопотребляющие установки которых подключены к тепловым сетям, подвергаемым испытаниям на максимальную температуру, должны быть уведомлены об утверждении графика текущего ремонта и сроках его проведения не позднее чем через 10 рабочих дней после дня его утверждения, о начале проведения испытаний - не позднее чем за 3 рабочих дня до дня их начала.

5. При испытании на максимальную температуру температура воды в подающем трубопроводе тепловой сети на выводе от источника тепловой энергии повышается до установленного максимального значения. Понижение температуры воды, поступающей в обратный трубопровод, достигается за счет охлаждения в оставшихся включенными системах отопления и горячего водоснабжения.

6. Испытание на максимальную температуру проводится методом температурной волны, что позволяет сократить продолжительность испытания и вынужденного перегрева потребителей тепловой энергии. Продолжительность поддержания максимальной температуры воды по причине возможного размыва граничных зон температурной волны по мере удаления от источника тепловой энергии должна составлять не менее 2 часов.

7. Давление воды в тепловой сети при ее испытании на максимальную температуру не должно превышать значений, допускаемых при эксплуатационном режиме.

Если тепловая сеть испытывается на максимальную температуру по частям, необходимо предусматривать соответствующее понижение давления в подающем трубопроводе на выводе от источника тепловой энергии, определяемое на основании предварительно выполняемого оценочного гидравлического расчета для наиболее неблагоприятных точек сети.

8. При испытании на максимальную температуру во всех точках испытуемой тепловой сети в подающем трубопроводе должно поддерживаться давление, обеспечивающее невскипание воды при максимальной температуре. На период испытания должны быть заданы:

максимальная температура сетевой воды в подающем трубопроводе на источнике тепловой энергии;

максимально допустимая температура сетевой воды в обратном трубопроводе;

давление в обратном коллекторе сетевой воды на источнике тепловой энергии;

давление в подающем коллекторе сетевой воды на источнике тепловой энергии;

ожидаемый расход сетевой воды;

ожидаемый максимальный отпуск тепловой энергии (с указанием, в какие часы суток он ожидается);

ожидаемый минимальный отпуск тепловой энергии при прохождении пика температуры обратной воды на конечной стадии испытания (с указанием, в какие часы суток он ожидается);

максимально допустимая подпитка тепловой сети.

9. Отклонения от заданного режима испытания на максимальную температуру не должны превышать:

по температуре сетевой воды в подающем коллекторе на источнике тепловой энергии (относительно максимального значения) - 2%;

по давлению в обратном коллекторе сетевой воды на источнике тепловой энергии - 20 кПа ( 0,2 кгс/см2);

по давлению в подающем коллекторе сетевой воды на источнике тепловой энергии - 5%.

Температура воды на вводах тепловой сети в теплопотребляющие установки потребителей тепловой энергии не задается.

10. При подготовке к испытанию на максимальную температуру должны учитываться значительные изменения объемов сетевой воды при повышении и понижении температуры воды в процессе испытания за счет изменения плотности.

11. Поддержание при испытании на максимальную температуру заданного значения давления в обратном коллекторе сетевой воды на источнике тепловой энергии должно осуществляться путем регулирования величины подпитки или дренажа.

12. Скорость повышения и понижения температуры воды в подающем трубопроводе должна выбираться такой, чтобы в течение всего периода испытаний на максимальную температуру соблюдалось заданное давление в обратном коллекторе сетевой воды источника тепловой энергии. Поддержание этого давления должно проводиться путем регулирования величины подпитки, а после полного прекращения подпитки в связи с увеличением объема сетевой воды при нагреве - путем дренирования воды из обратного коллектора. При этом изменение температуры при ее регулировании должно производиться равномерно со скоростью не превышающей значения, установленного пунктом 126 Правил технической эксплуатации объектов теплоснабжения и теплопотребляющих установок, утвержденных настоящим приказом.

13. При испытании на максимальную температуру температура воды в теплопотребляющих установках, присоединенных к испытуемой тепловой сети, не должна превышать:

в системах отопления - 95°C;

в системах горячего водоснабжения - 75°C.

14. Для понижения температуры воздуха внутри помещений в период испытания на максимальную температуру потребителям тепловой энергии следует рекомендовать усиленное проветривание помещений.

15. При испытании на максимальную температуру измеряются следующие значения:

1) на источнике тепловой энергии:

температура воды в подающем и обратном коллекторах сетевой воды;

давление в подающем и обратном коллекторах сетевой воды;

расход сетевой воды в подающем трубопроводе;

расход подпиточной воды;

2) на тепловых пунктах потребителей тепловой энергии, на которых оборудованы пункты наблюдения:

температура воды в подающем и обратном трубопроводах тепловой сети;

температура воды в подающем и обратном трубопроводах системы отопления;

температура воды в системе горячего водоснабжения;

давление в подающем и обратном трубопроводах тепловой сети;

3) в тепловой сети: максимальное перемещение стаканов сальниковых компенсаторов на подающем трубопроводе (измеряется выборочно в предусмотренных программой местах).

16. Пункты наблюдения должны организовываться на тепловых пунктах потребителей тепловой энергии, присоединенных на концевых участках тепловой сети, а также на нескольких тепловых пунктах потребителей тепловой энергии по длине тепловой сети на различном удалении от источника тепловой энергии, на которых производится запись показаний средств измерений.

17. Проверка компенсирующей способности участков тепловой сети выполняется с помощью фиксаторов максимального перемещения (далее - ФМП) выборочно на сальниковых компенсаторах в тех местах, где при эксплуатации наблюдались недостаточные (по оценке эксплуатационного персонала) значения перемещения стаканов сальниковых компенсаторов, а также в местах, где производилась перекладка теплопроводов, замена сальниковых компенсаторов и неподвижных опор, наблюдалась просадка теплопроводов.

18. Отключение теплопотребляющих установок потребителей тепловой энергии, предусмотренное программой испытаний на максимальную температуру, должно производиться первыми со стороны тепловой сети задвижками, установленными на подающих и обратных трубопроводах в тепловых пунктах. В случае неплотности этих задвижек должно быть произведено дополнительное отключение задвижками, расположенными в тепловых камерах на ответвлениях к тепловым пунктам.

19. На время испытания на максимальную температуру в наиболее опасных местах на трассе тепловой сети (на участках бесканальной прокладки, на участках, где возможны размывы грунта при повреждениях, в местах скопления людей) должны быть расставлены дежурные для своевременного обнаружения мест парения, появления на поверхности горячей воды и других аналогичных проявлений возможных дефектов, что позволяет оперативно выявить места возможных повреждений тепловой сети и принять меры по обеспечению безопасности. На тепловых пунктах потребителей тепловой энергии, находящихся во время испытания в работе, должно быть организовано дежурство обслуживающего персонала потребителей тепловой энергии. В системах отопления с насосным подмешиванием во время испытания должна быть обеспечена бесперебойная работа насосов.

20. Персонал, участвующий в испытании на максимальную температуру, должен быть ознакомлен с рабочей программой испытания на максимальную температуру, с возлагаемыми на него обязанностями и требованиями правил техники безопасности. Персонал на тепловых пунктах потребителей тепловой энергии, на трассе тепловой сети и источнике тепловой энергии должен быть обеспечен средствами связи для оперативного сообщения руководителю испытания о значениях измеряемых параметров и возникающих неполадках. Для объезда трассы тепловой сети на время испытания персоналу, участвующему в испытаниях на максимальную температуру, должен предоставляться автотранспорт.

При проведении испытания на максимальную температуру (подготовительные работы, собственно испытание) должны соблюдаться следующие требования безопасности:

1) персоналу эксплуатирующей организации запрещается находиться в тепловых камерах и туннелях;

2) персоналу эксплуатирующей организации и подрядных организаций запрещается производить работы на испытуемой тепловой сети и присоединенных к ней теплопотребляющих установках и тепловых сетях потребителей тепловой энергии;

3) для своевременного выявления мест повреждения и обеспечения безопасности для окружающих на время испытания на трассе тепловой сети должны быть расставлены дежурные. Места расположения дежурных определяются руководителем испытания исходя из местных условий;

4) должен быть обеспечен постоянный контроль участков тепловой сети вблизи мест движения пешеходов и транспорта, участков, где трубопроводы тепловой сети проложены бесканально, участков, где ранее наблюдались коррозионные разрушения трубопроводов.

21. Потребители тепловой энергии должны быть оповещены о намечаемом испытании на максимальную температуру и его продолжительности не позднее чем за 72 часа до момента начала испытания.

22. Началу испытания на максимальную температуру должен предшествовать прогрев тепловой сети при температуре воды в подающем трубопроводе на 15 - 20°C менее максимальной температуры теплоносителя, но не более 100°C. Продолжительность прогрева определяется в программе испытаний определяется исходя из местных условий.

23. Перед началом испытания на максимальную температуру производится расстановка персонала в пунктах наблюдения и по трассе тепловой сети.

24. Заданная максимальная температура теплоносителя поддерживается постоянной в течение времени (не менее 2 часов), установленного рабочей программой испытаний на максимальную температуру, а затем плавно снижается до пределов 70 - 80°C.

25. Персонал во время испытания на максимальную температуру должен объезжать и осматривать трассу тепловой сети (без спуска в тепловые камеры и туннели) и о выявленных повреждениях (появление парения, воды на трассе сети и других аналогичных проявлений возможных дефектов) незамедлительно сообщать руководителю испытания. При обнаружении повреждений, которые могут привести к последствиям, угрожающим жизни и здоровью людей, нарушениям в работе оборудования, испытание должно быть приостановлено до устранения этих повреждений.

26. Теплопотребляющие установки, температура воды в которых при испытании на максимальную температуру превысила допустимые значения, указанные в пункте 12 настоящего приложения, должны быть незамедлительно отключены.

27. Измерения температуры и давления воды в пунктах наблюдения заканчиваются после прохождения в данном месте температурной волны и понижения температуры сетевой воды в подающем трубопроводе до температуры на 15 - 20°C менее максимальной температуры теплоносителя, но не более 100°C. Испытание на максимальную температуру считается законченным после понижения температуры воды в подающем трубопроводе тепловой сети до пределов от 70 - 80°C.

28. По окончании испытания на максимальную температуру должен быть произведен осмотр испытанной тепловой сети для выявления дефектов, а также обработка и оценка результатов испытаний, включая:

выявление мест неплотностей трубопроводов, их элементов, сварных соединений;

проверку состояния компенсаторов в тепловой сети (целостность и плотность конструкций и сварных соединений, герметичность уплотнений сальниковых компенсаторов, наличие следов теплового перемещения трубопроводов);

проверку состояния неподвижных и подвижных опор, расположенных в доступных для осмотра местах (выявление мест смещения опор, наличия поврежденных элементов);

проверку состояния запорной арматуры (целостность арматуры, плотность фланцевых соединений и сальниковых уплотнений);

проведение измерений величин фактических максимальных перемещений стаканов сальниковых компенсаторов по смещению фиксирующих шайб в местах установки ФМП.

29. Для сальниковых компенсаторов, на которых устанавливались ФМП, производится сопоставление значений фактических и теоретических перемещений стаканов компенсаторов. Величина теоретического перемещения стакана сальникового компенсатора (концевого сечения трубопровода компенсируемого участка) для стального трубопровода, свободно проложенного в канале, туннеле или надземно, определяют как произведение коэффициента термического линейного удлинения трубы (для углеродистой стали может быть принят 1,2 · 10 мм/(м·°C), разности между максимальной и начальной температурами сетевой воды при испытании на максимальную температуру и длины участка (м) от неподвижной опоры до концевого сечения трубопровода (до стакана компенсатора).

Значение теоретического перемещения стаканов сальниковых компенсаторов для стальных трубопроводов, проложенных бесканально, принимаются согласно расчету трубопровода в соответствии с проектной документацией.

Значение фактического максимального перемещения стаканов сальниковых компенсаторов должно составлять не менее 75% теоретического значения. Меньшее значение свидетельствует о неудовлетворительной компенсирующей способности трубопроводов и оборудования компенсируемого участка тепловой сети и необходимости выявления причин недокомпенсации.

В межотопительный период должны быть определены причины недокомпенсации, включая неправильный монтаж компенсатора, просадку теплопроводов, смещение неподвижной опоры, чрезмерное уплотнение сальниковой набивки компенсатора.

30. После проведения испытания на максимальную температуру должен быть составлен акт, содержащий:

данные по режиму испытания;

максимальные значения температуры сетевой воды в подающем и обратном коллекторах, достигнутые при испытании на источнике тепловой энергии;

давление воды в подающем и обратном коллекторах сетевой воды на источнике тепловой энергии;

расходы сетевой воды;

максимальные значения температуры воды в подающем трубопроводе, достигнутые в конечных точках тепловой сети;

продолжительность поддержания максимальной температуры воды в подающем трубопроводе тепловой сети;

время пробега температурной волны, изменяющей температуру теплоносителя (воды или пара) в системе теплоснабжения, до наиболее удаленных потребителей тепловой энергии;

перечень выявленных по результатам осмотра дефектов и предполагаемые причины их возникновения;

перечень мероприятий по устранению выявленных дефектов.

Если в процессе испытания на максимальную температуру наблюдались затруднения с подъемом температуры сетевой воды в подающем трубопроводе тепловой сети до заданного значения, имели место большие величины падения температуры по длине сети или возникали другие факторы, мешавшие обеспечению режимов, заданных рабочей программой испытания на максимальную температуру, все они должны быть отражены в акте.

Приложение № 9 к Правилам технической эксплуатации объектов теплоснабжения и теплопотребляющих установок, утвержденным приказом Минэнерго России от 14 мая 2025 г. № 511

ПОРЯДОК проведения испытаний теплопроводов водяной тепловой сети по определению тепловых потерь через тепловую изоляцию

1. Испытания водяной тепловой сети по определению тепловых потерь через тепловую изоляцию (далее - испытания на тепловые потери водяной тепловой сети) должны проводиться для определения:

фактических характеристик теплотехнических свойств изоляционных конструкций участков эксплуатируемых теплопроводов видов прокладки, конструкций и типов тепловой изоляции, характерных для тепловой сети, и их сопоставления с тепловыми потерями по нормам проектирования тепловой изоляции оборудования и трубопроводов;

произошедших изменений тепловых потерь вследствие ввода новых, реконструкции и ремонта участков действующих тепловых сетей, а также деградации (старения) изоляционных конструкций тепловой сети в процессе эксплуатации;

значений поправочных коэффициентов к нормативным проектным (определенным по нормам проектирования) значениям тепловых потерь на характерных участках тепловой сети;

эксплуатационных тепловых потерь через тепловую изоляцию на характерных для тепловой сети испытанных участках посредством применения указанных поправочных коэффициентов (далее - нормирование эксплуатационных тепловых потерь).

Нормируемые (определенные в результате нормирования) эксплуатационные тепловые потери через тепловую изоляцию, определенные на основе испытаний на тепловые потери водяной тепловой сети, должны являться основой для разработки энергетической характеристики тепловой сети по показателю "тепловые потери", тепловых и гидравлических эксплуатационных режимов тепловой сети и системы теплоснабжения, обоснованного определения показателей (параметров) качества теплоснабжения, показателей (параметров) качества тепловой энергии в системе теплоснабжения.

2. При подготовке к испытаниям на тепловые потери водяной тепловой сети должен быть проведен анализ схемы тепловой сети, температурных режимов ее работы, типов прокладки и конструкций тепловой изоляции, сроков службы трубопроводов, характерных случаев и причин повреждаемости, схем, режимов работы и состава оборудования водоподогревательной установки, а также данных о техническом состоянии тепловой изоляции и конструкций теплопроводов тепловой сети в целом.