Нормативный срок службы трубопроводов тепловых сетей
Teplotehnika33.ru

Отопление и водоснабжение

Нормативный срок службы трубопроводов тепловых сетей

Тепловые сети систем централизованного теплоснабжения

В. Г. Семенов, президент НП «Российское теплоснабжение»

В тепловых сетях теряется вся экономия от комбинированной выработки теплоты и электроэнергии на ТЭЦ. Утечки теплоносителя превышают нормы, принятые в других странах, в сотни раз, тепловые потери через изоляцию выше в разы.

Действующие нормативные документы требуют периодического проведения освидетельствования тепловых сетей, а также по истечении нормативного срока эксплуатации (25 лет) с целью выявления мест утонения трубопроводов более чем на 20 % от первоначальной толщины их прочностной расчет и замену участков, имеющих недостаточный ресурс, т. е. подразумевается необходимость 100 % надежности тепловых сетей за счет предупредительных мер вместо устранения разрывов трубопроводов. В реальности на большей части тепловых сетей разрывы трубопроводов из-за коррозии появляются задолго до истечения нормативного срока, что приводит к их преждевременной замене.

Профилактическая работа по повышению ресурса действующих тепловых сетей проводится только в части защиты от внутренней коррозии трубопроводов, т. к. меры по улучшению водно-химического режима сетевой воды можно осуществлять централизовано на теплоисточниках. Мероприятия по защите трубопроводов от наружной и внутренней коррозии трубопроводов ГВС должны проводиться непосредственно в месте прокладки теплосети, и фактически они выполняются в минимальных объемах.

Даже в доступных местах – камерах тепловых сетей, где защиту от наружной коррозии осуществить весьма просто – удельная повреждаемость от наружной коррозии на погонный метр в несколько раз превышает удельную повреждаемость по общей длине трубопровода.

В тепловых сетях не осуществляется контроль за фактическими теплопотерями, нет конкретных программ их уменьшения.

Качество тепловых сетей во многом определяет стоимость теплоснабжения. Достаточно высокая надежность теплоснабжения достигается за счет частой дорогостоящей замены трубопроводов и большого количества аварийных служб в каждом подразделении.

Должен быть разорван порочный круг, когда низкое качество перекладки тепловых сетей определяется недостатком средств из-за необходимости большого объема замены прокорродировавших трубопроводов, а малый срок службы и соответственно большой объем замены определяется низким качеством перекладки и отсутствием средств на мероприятия по продлению ресурса. Если бы все тепловые сети отрабатывали безаварийно хотя бы нормативный срок службы, затраты на тепло-снабжение удалось бы значительно снизить.

Первое, что сделали на теплоснабжающих предприятиях бывших стран СЭВ и Прибалтики после перехода к рыночным отношениям – осушили каналы всех тепловых сетей. Из всех возможных технических мер по снижению издержек эта оказалась самой экономически выгодной.

Необходимо кардинально улучшить качество замены тепловых сетей за счет:

— предварительного обследования перекладываемого участка с целью определения причин невыдерживания нормативного срока службы и подготовки качественного технического задания на проектирование;

— обязательной разработки проектов капитального ремонта с обоснованием прогнозируемого срока службы;

— независимой приборной проверки качества прокладки тепловых сетей;

— введения персональной ответственности должностных лиц за качество прокладки.

Техническая проблема обеспечения нормативного срока службы тепловых сетей была решена еще в 1950-е годы за счет применения толстостенных труб и высокого качества строительных работ, в первую очередь антикоррозийной защиты. Сейчас набор технических средств гораздо больше.

Высокое качество перекладки тепловых сетей подразумевает удорожание работ. В то же время, кроме очевидной экономии в будущем за счет большого срока службы и меньших затрат на устранение аварий, качественная тепловая сеть имеет значительно меньшие тепловые потери, что позволяет сразу получить значительную экономию.

Введение экономических стимулов к снижению теплопотерь позволит теплоснабжающим предприятиям привлекать кредитные средства для финансирования разницы в удорожании строительства и возвращать кредиты за счет экономии тепла.

Наибольший экономический эффект от уменьшения тепловых потерь может быть достигнут на тепловых сетях мелких диаметров из-за большей удельной поверхности трубопроводов (см. приложение).

Тип прокладки должен определяться условиями участка, причем не обязательно это должны быть ППУ-трубопроводы бесканальной прокладки. Использование существующих каналов не требует затрат на организацию пересечений с другими коммуникациями; уменьшает напряжения в металле трубопроводов из-за возможности свободного их расширения; предохраняет трубопровод от перенапряжений и повреждений при раскопках других коммуникаций; предотвращает выброс теплоносителя на поверхность земли при разрыве трубопроводов. Там, где можно доступными средствами обеспечить отсутствие в каналах влаги, нет смысла от них отказываться.

А там, где устранение затопления каналов экономически не целесообразно, должны применяться методы бесканальной прокладки из предварительно изолированных труб.

Учитывая меньшую глубину залегания таких трубопроводов и возможность опасного для жизни людей выброса горячей воды, должны использоваться все возможные дублирующие методы защиты от коррозии. Необходимо изучить опыт нефтяников и теплоснабжающих предприятий Западной Украины, давно использующих трубопроводы в ППУ-изоляции с двойной степенью защиты от коррозии – наружная полиэтиленовая оболочка и антикоррозийное покрытие непосредственно трубы. Количество повреждений трубопроводов в ППУ-изоляции подтверждает необходимость такого шага, тем более цена трубопровода не увеличивается, т. к. при их производстве ликвидируются дорогостоящие операции обжига и дробеструйной обработки трубы.

При социализме техническая политика определялась приоритетом уменьшения капитальных вложений. С меньшими затратами требовалось обеспечить максимальный прирост производства, чтобы этот прирост компенсировал в дальнейшем затраты на ремонт. В сегодняшней ситуации такой подход не применим.

В нормальных экономических условиях собственник не может позволить себе прокладывать сети со сроком службы 10–12 лет, это для него разорительно. Тем более это недопустимо, когда основным плательщиком становится население города.

Должны быть изменены приоритеты в расходовании средств, большая часть которых тратится сегодня на замену участков тепловых сетей, где были разрывы труб в процессе эксплуатации или летней опрессовки, на предотвращение образования разрывов путем контроля скорости коррозии труб и принятия мер по ее снижению.

Повышение ресурса существующих тепловых сетей возможно путем:

— мониторинга коррозионного состояния тепловых сетей с выявлением степени воздействия коррозионных факторов (затопление, блуждающие токи, гидроудары);

— экономического обоснования перекладки или локального ремонта;

— обоснования необходимости уменьшения влияния вредных факторов путем осушения каналов, электрохимической защиты, вентиляции каналов, антикоррозионной защиты оборудования в доступных местах, защиты от гидроударов;

— повышения требований к качеству антикоррозионной защиты замененных кусков труб при локальном ремонте или устранении аварии до уровня принятого при новой прокладке, т. к. эта замена происходит в наиболее коррозионно-опасных местах. Выбор длины заменяемых труб по данным приборного контроля толщины (не менее 80 % от первоначальной толщины). Заполнение формуляра на каждое место вскрытия теплотрассы;

— расширения опыта Мостеплоэнерго по антикоррозионной защите оборудования в действующих камерах тепловых сетей.

Приложение

Сравнение удельных затрат при разном качестве перекладки трубопроводов тепловых сетей

Диаметр трубопроводов – 2х100/100/80.

Стоимость прокладки в обычной изоляции по существующему каналу – 5 300 руб./м.

Стоимость прокладки трубопровода в ППУ-изоляции – 11 300 руб./м (трубы ГВС из сшитого полиэтилена в ППУ-изоляции).

Соотношение стоимостей – 2,15.

Нормативные теплопотери через изоляцию 0,47 + 0,63 = 1,1 Гкал/(м•год) при обычной изоляции по факту увеличения теплопотерь с коэффициентом к = 2,0, т. е. превышение на 1,1 Гкал/м•год. В ППУ-изоляции к = 0,7, т. е. снижение теплопотерь на 0,33 Гкал/(м•год).

Средняя утечка в системе – 0,5 м 3/ч на км сети в двухтрубном исполнении.

Фактически утечки только в последние 4 года службы с интенсивностью 1,5 м 3 /ч•км.

Срок службы трубы в обычной изоляции – 12 лет, в ППУ-изоляции – 24 года.

— За 24 года при обычной изоляции финансовые потери составляют:

а) стоимость сверхнормативных потерь 1,1 • 24 • 405 = 10 692 руб./м;

б) стоимость тепла с утечкой 1,5 • 70 •24 •205 •4 •2 •10 -6 •405 + 1,5 •50 •24 •350 •4 •2 •10 -6 • 405 = 3 714 руб./м;

в) потери воды – 400 руб./м;

г) потери при авариях – 24 •10 000 / 1 000 = 240 руб. (в среднем 1 случай в год на 1 км).

Итого: 15 тыс. руб.

— Итоговые превышения затрат на теплопровод в обычной изоляции за 24 года (рис.):

25 600 – 8 100 = 17 500 руб./м

В то же время если для полной прокладки трубами в ППУ-изоляции использовать для компенсации удорожания валютный кредит под 5 % годовых (200 долл. США на 1 п. м.), возврат кредита за счет экономии будет возможен на 9 год эксплуатации, а экономия даже в первые годы будет в 2 раза превышать затраты на выплату процентов.

— Экономия за 1 Гкал принималась равной тарифу для конечных потребителей 405 руб./Гкал. Пока сверхнормативные потери списывались на потребителя, но при установке теплосчетчиков в жилых домах доходы теплоснабжающих предприятий снизятся на величину потерь, умноженную на тариф.

— В расчетах не учитывалось содержание излишних мощностей теплоисточников и сетей, уменьшение длины тепловых сетей, снижение затрат на персонал эксплуатационных предприятий, содержание аварийных служб, химводоочистку, отключение сетей для опрессовки, перекачку теплоносителя и т. д.

— Реально трубы таких диаметров перекладывают и через 7–8 лет, а не через 12.

— Первоначальная перекладка трубопроводов в ППУ-изоляции может быть дорогой из-за обустройства пересечения коммуникаций. Необходимо для каждой трассы оценивать стоимость пересечений и при их дороговизне прокладывать сеть в ППУ-изоляции по старому каналу, «проигрывая» на длине, но «выигрывая» на суммарной стоимости.

Диаграмма сравнения затрат на содержание тепловых сетей с обычной и пенополиуретановой (ППУ) изоляцией (диаметр – 2х100/100/80)

Заключение

1. За срок службы труб в ППУ-изоляции экономия от их применения превышает первоначальное удорожание в 3–6,5 раз.

2. Соотношение стоимости обычной замены труб в проходных каналах и прокладки труб в ППУ-изоляции изменяется от 2,15 на мелких диаметрах до 1,36 на диаметре 300 мм в первую очередь из-за применения на мелких диаметрах дорогих пластиковых труб.

3. Основная экономия при применении труб в ППУ-изоляции получается за счет снижения тепловых потерь на 70–80 % от общей экономии. Экономия от предотвращения преждевременной перекладки на мелких диаметрах несущественна.

4. Экономия от применения труб с качественной изоляцией в ближайшее время будет увеличиваться по следующим причинам:

— установка приборов учета в жилых домах;

— увеличение стоимости топлива, а следовательно, теплопотерь;

— введение значительных штрафных санкций за отключение теплоснабжения, в том числе для летних испытаний.

5. Среднее снижение потерь через изоляцию и с утечками на тепловых сетях из-за улучшенной изоляции и спрямления трасс составляет 2 Гкал/м в год, что соответствует мощности теплоисточника в 1 Гкал/ч. При дефиците мощностей это соответствует предотвращению капитальных затрат в 3 млн руб., или 3 тыс. руб./м. Вся эта экономия достигается только в случае качественной прокладки труб в ППУ-изоляции. К сожалению, по данным доктора техн. наук Г. Х. Умеркина, повреждаемость тепловых сетей в ППУ-изоляции достигла 1,5 повреждения на 1 км в год. Неуемное желание сэкономить может дискредитировать любую технологию. На самом деле вопрос не в типе изоляции, а в качестве работ.

6. Стоимость строительства тепловых сетей можно значительно снизить, закупая трубы в ППУ-изоляции не через подрядчиков, а через открытый тендер на годовой объем поставок.

7. Срок возврата кредитов на удорожание строительства при учете только эффекта от снижения тепловых потерь составляет от 7 до 10 лет, при учете же всех общесистемных факторов окупаемость не превышает 2–3 лет.

Мир инженера

информация для инженеров и проектировщиков

Трубопроводы тепловых сетей

Приветствую Вас, дорогие и уважаемые читатели сайта «world-engineer.ru». итак, мы продолжаем наш цикл лекций и начнем углублять свои знания в теме “ Трубопроводы, арматура, оборудование для тепловых сетей”. Так как тема очень обширная, то придется разбить ее на 4 статьи. В этой статье №1 поговорим про трубопроводы тепловых сетей.

Читать еще:  Утепленные канализационные трубы для наружной канализации

Тепловые сети – это элемент системы центрального теплоснабжения, через которые тепловая энергии от источника теплоснабжения доставляется потребителям теплоты.

Назначение тепловых сетей – обеспечение эффективной и надежной подачи теплоты, а также точность ее распределения между потребителями. При этом потери теплоты и утечки теплоносителя должны быть минимальными.

Тепловые сети включают:

— запорная и регулируемая арматура;

Трубопроводы для тепловых сетей должны соответствовать следующим требованиям:

— высокая механическая прочность, герметичность (в заданном диапазоне изменения температуры и давления теплоносителя;

— стойкие к наружной и внутренней коррозии;

— материал трубопроводов должен иметь высокие теплоизоляционные свойства;

— материал трубопроводов должен иметь малый коэффициент температурной деформации;
— соединение трубопроводов, а также соединения между деталями трубопроводов должны быть надежны и герметичны;
— трубопроводы должны быть удобны для транспортировки, монтажа, хранения;

— трубопроводы должны иметь не высокую стоимость и должны быть доступны на рынке.

Для тепловых сетей применяются следующие виды трубопроводов:

1.1. Стальные, электросварные, прямошовные, спиральношовные или бесшовные трубы. Эти трубопроводы обладают хорошими механическими свойствами, выдерживают давление теплоносителя 16-25 атм. и температуру до 200 0 С. Соединение стальных трубопроводов просты, надежны, герметичны.

dВ ГОСТ = 14-1400 мм

Нормативный срок службы стальных трубопроводов составляет от 20 до 25 лет.

В последнее время в тепловых сетях используются гофрированные гибкие трубопроводы, изготавливаемые из нержавеющей стали. Такие трубы выдерживают давление до 25 атм. и температуру до 120 0 С.

Недостатки стальных труб:

— стальные трубы подвержены внутренней и наружной коррозии. Этот фактор приводит к сокращению фактического срока службы трубопровода в 3-4 раза меньше по сравнению с нормативными требованиями.

— внутренние поверхности стальных трубопроводов подвержены зарастанию продуктами коррозии и отложениям. Это обстоятельство приводит к уменьшению площади поперечного сечения и снижения пропускной способности.

— материал стальных трубопроводов отличается высоких коэффициентов теплопроводности. Этот фактор объясняет значительные теплопотери и обуславливает обязательное применение теплоизоляции λСТ = 50-70 Вт/м 0 С.

— большой вес трубопроводов. Масса в зависимости от величин внутреннего и наружного диаметра равна от 1 до 492 кг.

1.2. Трубы из высокопрочного чугуна с шаровидным графитом (Трубы ВЧШГ)

В отличие от серого чугуна, в котором графит существует в виде хлопьев, в трубопроводах из ВЧШГ графит входит в сферический фактор, этот фактор исключает образование трещин на чугуне, и повышает его прочность и пластичность.

ГОСТ на трубы ВЧШГ: ГОСТ ISO 2531-2012 Трубы, фитинги, арматура и их соединения из чугуна с шаровидным графитом для водо- и газоснабжения. Технические условия.

Трубы ВЧШГ выдерживает давление до 16 МПа и температуру до 150 0 С.

Трубопроводы из ВЧШГ имеют следующие сортамент dВ ГОСТ = 100-1000 мм.

Нормативный срок службы труб ВЧШГ – 45-50 лет.

Увеличение нормативного срока службы трубопроводов из ВЧШГ обусловлено тем фактором, что чугунные трубы гораздо меньше подвержены коррозии.

Недостатки труб ВЧШГ:

— стоимость труб ВЧШГ выше стоимости стальных трубопроводов приблизительно на 50-60 процентов;

— стоимость монтажных работ для трубопроводов из ВЧШГ выше, чем трубопроводов из стали приблизительно в 2,5-3 раза;

— у труб ВЧШГ более сложная технология сварки по сравнению со стальными трубопроводами.

1.3. Трубы из полимерных материалов (пластиковые)

Для труб из полимерных материалов используются следующие материалы:

— ”сшитый” полиэтилен (РЕХ – трубопроводы);

Под “сшивкой” понимается процесс обработки полиэтилена под давление с целью образования дополнительных поперечных связей между молекулами. Цель процесса сшивки – это получение возможности использования полиэтилена при более высоких давлениях и температуры.

Достоинства пластиковых труб:

— высокая стойкость к наружной и внутренней коррозии. Этот фактор приводит к увеличению нормативного срока службы (25-50 лет);

— трубы из полимерных материалов имеют более гладкую внутреннюю поверхность по сравнению со стальными трубами и как следствие обладают более низким гидравлическим сопротивлением;

— материалы обладают высоким коэффициентом теплопроводности λП = 0,3-0,5 Вт/м 0 С. Этот фактор обуславливает небольшие потери теплоты через стенки пластиковых труб не более 2-3 % от количества транспортируемой теплоты;

— малый вес труб из полимерных материалов. Масса 1 метра пластикового трубопровода в зависимости от величины внутреннего и наружного диаметра составляет от 0,66 до 9,4 кг;

— удобны для транспортировки и монтажа.

Как правило пластиковые трубопроводы поставляются в бухтах с определенным диаметром и длиной. По сравнению со стальными трубопроводами пластиковые трубы имеют довольно узкий сортамент от 50 до 150 мм.

На предприятиях производящие пластиковые трубы планируется расширить сортамент до 500 мм.

Недостатки пластиковых труб:

— большое линейное тепловое расширение пластиковых труб – это когда при увеличении температуры теплоносителя трубопровод начинает расширяться и тем самым увеличивает свою длину и объем, это фактор может привести к возникновению напряжения на стенках, и, следовательно, происходит деформация трубопроводов.

Для трубопроводов из полиэтилена и ”сшитого” полиэтилена коэффициент расширения 0,16-0,17 (мм/м* 0 С). Для трубопроводов из полипропилена 0,15 (мм/м* 0 С). Для стальных трубопроводов 0,0127 (мм/м* 0 С).

— имеются существенные ограничения по величине рабочего давления и температуры теплоносителя в пластиковых трубопроводах.

Допустимые рабочие давление и температуры теплоносителей в пластиковых трубах

Температуры

теплоносителя

Рабочее давление для трубопроводов в МПа Срок службы

трубопровода

Из полиэтилена и ”сшитого” полиэтилена Из полипропилена
20 1,25-2,12 (12,5-21,2) 2,59-2,71 50-5
30 1,16-1,9 (11,6-11,9) 50-5
40 1,04-1,7 50-5
50 0,91-1, 1,54-1,7 50-5
60 0,81-1,38 50-5
70 0,71-1,19 0,75-1,19 50-5
80 0,63-1,02 0,64-0,96 25-5
90 0,57-0,92 0,61-0,79 10-5
95 0,54-0,88 0,5-0,77 10-5

Из анализа данных таблицы видно, что для обеспечения нормативного срока службы пластиковых труб рабочее давление теплоносителя должно быть на уровне 0,6-1 МПа, а температура теплоносителя не должна превышать 80 0 С. При увеличении давление и при увеличении температуры теплоносителя уменьшается долговечность пластиковых труб и сокращается фактический срок службы на 5-10 лет. Все эти факторы ограничивают применение пластиковых трубопроводов в тепловых сетях.

— стоимость труб из полимерных материалов выше стоимости стальных трубопроводов.

1.4. Металлополимерные трубы (МПТ). В этих трубопроводах между слоями полимера приклеивается слой металла, как правило, алюминий толщиной 0,2-0,4 мм. Основные задачи металлической прослойки, следующие:

— сокращение проникновение кислорода в теплоноситель через стенки трубопровода;

— частичная компенсация линейного теплового расширения трубопроводов. Для металлополимерных трубопроводов коэффициент линейного теплового расширения в 3-5 меньше по сравнению с пластиковыми.

— увеличение прочности трубопровода.

В остальном достоинства металлополимерных труб такие же, как и у пластиковых трубопроводов. Также, как и у пластиковых трубопроводов у металлополимерных труб имеются ограничения по величине рабочего давление и температуре теплоносителя. Помимо этого, у металлополимерных трубопроводов возможны естественные подвижки слоев пластика и металла, из-за различных коэффициентов теплового расширения. Результатом этого фактора является расслоение пластика и металла, следовательно, нарушение монолитности и пластичности конструкции и как следствие разрушение трубопровода.

1.5. Стеклопластиковые трубы (СПТ).

Стеклопластик – это специальный композитный конструкционный материал, который имеет высокую прочность и относительно небольшую плотность. Как правило, стеклопластиковые трубопроводы изготавливаются методом намотки стекловолокна на стержень с определенным диаметром. После намотки трубопровод затвердевает, затем снимается со стержня, испытывается и отгружается заказчику.

Стеклопластиковые трубы (СПТ) выдерживают давление до 1-1,6 МПа и температуру до 75-95 0 С. Сортамент стеклопластиковых трубопроводов довольно обширен dВ ГОСТ = 50-1000 мм. Нормативный срок стеклопластиковых труб составляет 25-50 лет.

Достоинства стеклопластиковых труб:

— высокая стойкость к внутренней и наружной коррозии;

— стеклопластиковые трубы имеют более высокую гладкую внутреннюю поверхность по сравнению с остальными трубопроводами и, следовательно, обладают более низким гидравлическим сопротивлением;

— малый вес стеклопластиковых труб (в 4-6 раз меньше веса стальных трубопроводов);

— невысокий коэффициент теплопроводности λСП = 0,25-0,3 (Вт/м* 0 С). Этот фактор обуславливает небольшие потери теплоты через стенки трубопровода;

— коэффициент линейного теплового расширения у стеклопластиковых трубопроводов приблизительно в 10 раз меньше по сравнению с трубопроводами из полимерных материалов 0,018-0,021 (мм/м* 0 С) для СПТ, для пластиковых трубопроводов 0, (мм/м* 0 С);

— стеклопластиковые трубы соединяются между собой высокопрочными резьбовыми соединениями вместе с отвердевшим герметиком;

— время монтажа 1 клей-резьбового стыка составляет 5 минут;

— соединение стеклопластиковых труб (СПТ) не требует сварочной техники и не требует расхода электроэнергии на соединение труб;

— стоимость стеклопластиковых труб сопоставима со стоимостью стальных трубопроводов.

Пути увеличения срока службы тепловых сетей

ТОПЛИВО, ЭЛЕКТРОЭНЕРГИЯ, ТЕПЛО: РЕЗЕРВЫ ЭКОНОМИИ
АЛЬБЕРТИНСКИЙ Л. И., ЛИПОВСКИХ В. М., инженеры, Тепловые сети Мосэнерго

Благодаря существенным социальным, экономическим и экологическим преимуществам теплофикация стала одним из основных направлений централизованного теплоснабжения крупных городов.
Централизованное теплоснабжение городов от теплоэлектроцентралей и крупных тепловых станций является наиболее рациональным методом использования топливных ресурсов страны, способствует благоустройству районов, повышает комфортабельность жилых зданий, снижает затраты труда на обслуживание теплового хозяйства городов, улучшает экологическую обстановку районов.
Наиболее полное воплощение этот принцип нашел в развитии теплоснабжения г. Москвы.
Тепловые сети Мосэнерго являются крупнейшими в Советском Союзе и обеспечивают централизованное теплоснабжение города от 14 ТЭЦ. К ним присоединено более 42 тыс. зданий с суммарной тепловой нагрузкой 28 тыс. Гкал/ч. Это покрывает 82 % потребности в тепле жилищно-коммунального сектора города.
Протяженность теплотрасс Мосэнерго составляет 2,1 тыс. км, 700 км теплотрасс имеет диаметр до 400 мм, средний диаметр линий составляет 560 мм.
Основным видом прокладки теплопроводов является канальная (1830 км), на долю подземной бесканальной прокладки приходится 159 км и надземной — примерно 100 км. Основной вид тепловой изоляции — минеральная вата и пенобетон.
Стоимость основных фондов — более 1 млрд. руб.
Опыт эксплуатации такой крупной теплоснабжающей системы выявил ряд ее преимуществ в части диспетчеризации производства и распределения тепла, централизации вспомогательных служб, организации аварийно-восстановительных работ и работ по ремонтному обслуживанию и соответственно ряд недостатков, основным из которых является недостаточная надежность.
Оценивая степени надежности производства, распределения и потребления тепла, следует отметить, что в общей технологии централизованного теплоснабжения наиболее слабым звеном оказалось транспортирование тепловой энергии по подземным трубопроводам.
За 50 лет эксплуатации тепловых сетей значительная часть оборудования пришла в несоответствие с современными требованиями надежного, безопасного и экономичного теплоснабжения такого города, как Москва.
Прежде всего это относится к трубопроводам, более 500 км которых выработали расчетный (нормативный) срок эксплуатации (25 лет).
Протяженность тепловых сетей по срокам ввода в эксплуатацию приведена далее:
до 1950 г. 80
1951 — 1960 гг. 310
1961 — 1970 гг. 737
1971 — 1980 гг. 661
после 1980 г. 312
Причины, определяющие низкую надежность тепловых сетей, хорошо всем известны. Это применение устаревших технических решений при сооружении тепловых сетей; низкое качество антикоррозионного и теплоизоляционного покрытия теплопроводов, а также неудовлетворительный водно-химический режим сетевой воды; длительная работа тепловых сетей с температурой сетевой воды в интервале 75—95 °С; отсутствие средств диагностики для выявления ослабленных участков подземных теплопроводов; недостаточные темпы перекладок ветхих тепловых сетей; наличие периодически подтопляемых трасс (основной причиной повреждений сетевых трубопроводов продолжает оставаться наружная и внутренняя коррозия).
Технические решения, предусмотренные строительными нормами и правилами при проектировании тепловых сетей, практика строительства и низкое качество работ приводят к тому, что состояние сооружаемых в настоящее время тепловых сетей ниже, чем построенных 40 лет назад. Срок службы их значительно уменьшен и составляет для ряда участков 12—15 лет.
Это объясняется прежде всего тем, что применяются трубопроводы с меньшей толщиной стенки; строительные конструкции каналов недостаточно хорошо гидроизолированы, и влага попадает на трубы через неплотности в стыках железобетонных элементов. Увеличение диаметров теплопроводов, необходимость прокладки их под другими инженерными коммуникациями в местах пересечений обусловливают размещение теплотрасс в зоне грунтовых вод. Значительная глубина заложения приводит к затоплению теплотрасс.
Требования новых строительных норм и правил не повысили надежности тепловых сетей.

Основным типом индустриального антикоррозионного покрытия, выполняемого на заводах, остается покрытие изолом на битумной мастике, хотя оно не обеспечивает надежной защиты в связи с низкой теплостойкостью и сернистостью битума.
До сих пор не налажено производство и внедрение в практику строительства тепловых сетей труб, специально предназначенных для целей теплоснабжения и обладающих надежными антикоррозионными двусторонними покрытиями. Более того, за последнее время резко снижена коррозионная стойкость металла труб, применяемых при сооружении тепловых сетей. Исследования, проведенные ВТИ в 1987 г., показали, что теплопроводы, проложенные 50 лет назад, даже из стали «кипящей» плавки, имеют коррозионную стойкость во много раз выше, чем трубы из стали «спокойной» плавки, изготовленные в 70—80-е гг.
Применяемая тепловая изоляция (минеральная вата, битум—перлит, армопенобетон) обладает малой долговечностью, низкими теплоизоляционными свойствами. Она не способна сохраняться в течение нормативного срока службы теплопроводов — 25 лет.
В качестве основного метода выявления ослабленных участков на трубопроводах большой протяженности приняты гидравлические ежегодные испытания. Однако этот метод несовершенен, очень трудоемок и не обеспечивает выявления всех ослабленных мест. Несмотря на то, что в летний период при опрессовках выявляются и устраняются более 2 тыс. ослабленных участков, в отопительный период возникают повреждения тепловых сетей.
До настоящего времени не разработаны методы диагностики состояния теплопроводов без вскрытия теплотрасс и способы обнаружения дефектных участков с целью предотвращения тяжелых последствий повреждений тепловых сетей, особенно больших диаметров.
Из года в год увеличиваются объемы перекладок ветхих тепловых сетей, за последние 10 лет они возросли в 3,8 раза (с 21,9 в 1980 г. до 57 км в 1988 г.).
Ежегодные затраты на замену теплотрасс по всем источникам финансирования (капитальный ремонт, техническое перевооружение и реконструкция) составляют 40—45 млн. руб. Несмотря на это протяженность ветхих тепловых сетей постоянно возрастает, так как достигнутый объем их замены меньше ежегодного ввода, в настоящее время более 400 км сетей требуют замены из-за коррозионного износа.
Дальнейшее увеличение объемов перекладок тепловых сетей не представляется возможным из-за исчерпания трудовых, материальных и финансовых ресурсов.
В результате совместного влияния перечисленных факторов число повреждений в тепловых сетях в отопительный период достигает 700—800 и приводит к перерывам в теплоснабжении примерно 15 тыс. зданий.
Пути и направления совершенствования научных, проектных, строительных и эксплуатационных работ для повышения надежности и срока службы тепловых сетей хорошо известны:
разработка и использование в проектах методов диагностики состояния теплопроводов, позволяющих с высокой степенью точности выявлять ослабленные участки, предупреждать повреждения труб и прогнозировать обоснованность и очередность вывода тепломагистралей в капитальный ремонт;
внедрение новых конструкций теплопроводов с применением высокоэффективных антикоррозионных и теплоизоляционных покрытий заводского изготовления;
исключение применения сальниковых компенсаторов. Должен быть налажен массовый выпуск сильфонных компенсаторов и в перспективе осуществлен переход на применение самокомпенсирующихся труб;
гидроизоляция каналов и камер, полностью исключающая попадание грунтовых вод;
поддержание водно-химического режима сетевой и подпиточной воды на уровне, полностью исключающем внутреннюю коррозию теплопроводов при любом качестве исходной воды. Водоприготовительное оборудование ТЭЦ и баки-аккумуляторы должны быть защищены от попадания сырой воды в трассу даже при крупных повреждениях трубопроводов. Необходимо предусматривать установку автоматических приборов контроля качества сетевой воды (кислородомеров, рН-метров и др.) с передачей показаний на диспетчерские пункты;
более широкое применение надземной прокладки теплопроводов. При этом должны быть разработаны специальные архитектурные формы и решения, не нарушающие эстетический вид города;
обеспечение приоритетного положения тепловых сетей, особенно больших диаметров, среди других инженерных сооружений с тем, чтобы исключить размещение теплопроводов на большой глубине и в зоне грунтовых вод;
утепление перекрытий каналов и камер при необходимости и их эффективная вентиляция для исключения конденсации влаги.
Естественно, перечень этот далеко не исчерпывает всех проблем повышения надежности тепловых сетей и продления срока их службы.
Интенсивность коррозионных процессов зависит от температуры. Наиболее активно коррозионные процессы протекают при температурах теплоносителя 75—95 °С, т. е. в том интервале, в котором тепловые сети Мосэнерго работают практически 90 % времени.
Анализ повреждений, происшедших в тепловых сетях Мосэнерго за последние 5 лет, показал, что повреждаемость подающих трубопроводов (средняя годовая температура сетевой воды 83,3 °С) в 5—6 раз выше, чем обратных (средняя температура 46,3 °С) и составляет 82 — 87 % всех повреждений в тепловых сетях.
Одним из способов повышения срока службы теплопроводов может служить применение летнего температурного графика: Т1=100°С.
В 1981 —1983 гг. в одном из эксплуатационных районов Тепловых сетей Мосэнерго МЭИ совместно с лабораторией теплофикации ВТИ им. Дзержинского, Академией коммунального хозяйства им. Панфилова и Мосэнерго были исследованы возможности снижения скорости коррозии подающих теплопроводов путем повышения температуры сетевой воды до 100 °С в летний период.
Результаты исследования показали, что за время испытаний резко снизилась интенсивность наружной коррозии подающих теплопроводов. Потеря массы индикаторов коррозии, установленных на подающих трубопроводах, работавших при температуре 100 °С, была на два порядка меньше, а глубина коррозионных каверн на порядок меньше, чем у индикаторов, установленных в аналогичных условиях на теплопроводах с температурой 70 °С.
Опыт эксплуатации тепловых сетей Тушинской РТС объединения Мостеплоэнергогаз Мосгорисполкома, работающих с 1975 г. в летний период с температурой 100 °С в подающем трубопроводе, также указывает на снижение повреждаемости теплопроводов в 2—2,5 раза.
Режим работы системы теплоснабжения г. Москвы протекает большую часть времени года (6500—7000 ч) при наиболее коррозионно-опасной температуре сетевой воды 75—95 °С, из них 3500 ч приходится в летний период. Исходя из этого с согласия ВТИ, ВНИПИэнергопрома и с разрешения Минэнерго СССР летний период 1986 г. тепловые сети Мосэнерго проработали в режиме Т1= 100°С
Конечно, такой кратковременный щадящий режим работы не смог выявить всех его преимуществ в части снижения повреждаемости тепловых сетей, однако он обнаружил все трудности применения, этого режима, которые вызвали резко негативные отношения со стороны как персонала ТЭЦ, так и эксплуатационного персонала Тепловых сетей Мосэнерго. Перерасход условного топлива за летний период составил по Мосэнерго примерно 60 тыс. т; рабочая мощность в целом по Московским ТЭЦ с учетом уменьшения потребления тепловой энергии на привод сетевых насосов снизилась на 113 МВт; наблюдалось интенсивное отложение солей жесткости, что привело к увеличению температурных напоров бойлеров; уровень эксплуатационного обслуживания подземных тепловых сетей снизился из-за высокой температуры в каналах и камерах и невозможности проведения профилактических работ на действующем оборудовании, в результате значительно увеличились утечки сетевой воды.
Учитывая все это, от дальнейшего проведения такого летнего режима работы Тепловые сети Мосэнерго отказались.
В Мосэнерго также прошел опытную проверку и успешно внедряется другой способ продления срока службы подземных теплопроводов, основанный на том, что повреждаемость подающих теплопроводов во много раз выше, чем обратных. Применяется он тогда, когда во время гидравлических испытаний выявляются протяженные участки тепловых сетей, пораженных значительной коррозией, а времени для перекладки таких участков уже нет.
В данных случаях для обеспечения надежного теплоснабжения потребителей от этого участка тепловой сети выполняется «транспозиция», т. е. перекрещивание теплопроводов, и обратный трубопровод становится подающим, а подающий — обратным. При этом также меняется врезка абонентских ответвлений. Таким образом удается обеспечить надежное теплоснабжение микрорайонов в течение 3—5 лет и за это время разработать проектно-сметную документацию, заказать необходимые материалы и оборудование, найти подрядчика и включить выполнение этой работы в план перекладок тепловых сетей.
При выполнении «транспозиции» необходимо предусматривать возможность достаточной компенсирующей способности бывшего обратного теплопровода. Как правило, применение естественной компенсации, установка П-образных и сальниковых компенсаторов дополнительных работ не требуют. При использовании сильфонных компенсаторов необходима проверка их компенсирующей способности.
В дальнейшем, по мере накопления опыта, Тепловые сети Мосэнерго считают возможным более широкое использование метода «транспозиции» в качестве средства повышения срока службы тепловых сетей. При этом профилактически, не доводя тепломагистрали до аварийного состояния, после наработки 14—15 лет их участки в плановом порядке будут подвергаться «транспозиции», и надежная эксплуатация сетей будет продлена до 20—25 лет. Особенно данный метод целесообразен в условиях сложившейся плотной городской застройки и на трубопроводах больших диаметров. Экономический эффект от его применения составляет 8—10 тыс. руб. на один километр трассы, прошедшей «транспозицию».

Срок службы тепловых сетей

«. Срок службы тепловых сетей — период времени в календарных годах со дня ввода в эксплуатацию, по истечении которого следует провести экспертное обследование технического состояния трубопровода с целью определения допустимости, параметров и условий дальнейшей эксплуатации трубопровода или необходимости его демонтажа. «

Источник:

» СНиП 41-02-2003. Тепловые сети»

(приняты Постановлением Госстроя РФ от 24.06.2003 N 110)

  • Срок службы — � календарная продолжительность эксплуатации от начала эксплуатации объекта или ее возобновления после ремонта до перехода в предельное состояние. ГОСТ 27.002—89.

«Срок службы тепловых сетей» в книгах

2.6. Срок годности и срок службы. Правила пользования товарами (работами, услугами)

2.6. Срок годности и срок службы. Правила пользования товарами (работами, услугами) Согласно ст. 472 ГК РФ законом или в установленном им порядке может быть предусмотрена обязанность определять срок, по истечении которого товар считается непригодным для использования по

Срок службы

Статья 9.10. Повреждение тепловых сетей, топливопроводов, совершенное по неосторожности

Статья 9.10. Повреждение тепловых сетей, топливопроводов, совершенное по неосторожности Повреждение тепловых сетей, топливопроводов (пневмопроводов, кислородопроводов, нефтепроводов, нефтепродуктопроводов, газопроводов) либо их оборудования, совершенное по

Статья 9.11. Нарушение правил пользования топливом и энергией, правил устройства, эксплуатации топливо– и энергопотребляющих установок, тепловых сетей, объектов хранения, содержания, реализации и транспортировки энергоносителей, топлива и продуктов его переработки

Статья 9.11. Нарушение правил пользования топливом и энергией, правил устройства, эксплуатации топливо– и энергопотребляющих установок, тепловых сетей, объектов хранения, содержания, реализации и транспортировки энергоносителей, топлива и продуктов его

Статья 9. 10. Повреждение тепловых сетей, топливопроводов, совершенное по неосторожности

Статья 9. 10. Повреждение тепловых сетей, топливопроводов, совершенное по неосторожности Повреждение тепловых сетей, топливопроводов (пневмопроводов, кислородопроводов, нефтепроводов, нефтепродуктопроводов, газопроводов) либо их оборудования, совершенное по

Статья 9. 11. Нарушение правил пользования топливом и энергией, правил устройства, эксплуатации топливо– и энергопотребляющих установок, тепловых сетей, объектов хранения, содержания, реализации и транспортировки энергоносителей, топлива и продуктов его переработки

Статья 9. 11. Нарушение правил пользования топливом и энергией, правил устройства, эксплуатации топливо– и энергопотребляющих установок, тепловых сетей, объектов хранения, содержания, реализации и транспортировки энергоносителей, топлива и продуктов его

Статья 9.10. Повреждение тепловых сетей, топливопроводов, совершенное по неосторожности

Статья 9.10. Повреждение тепловых сетей, топливопроводов, совершенное по неосторожности Повреждение тепловых сетей, топливопроводов (пневмопроводов, кислородопроводов, нефтепроводов, нефтепродуктопроводов, газопроводов) либо их оборудования, совершенное по

Статья 9.11. Нарушение правил пользования топливом и энергией, правил устройства, эксплуатации топливо– и энергопотребляющих установок, тепловых сетей, объектов хранения, содержания, реализации и транспортировки энергоносителей, топлива и продуктов его переработки

Статья 9.11. Нарушение правил пользования топливом и энергией, правил устройства, эксплуатации топливо– и энергопотребляющих установок, тепловых сетей, объектов хранения, содержания, реализации и транспортировки энергоносителей, топлива и продуктов его

Срок службы оправы

Срок службы оправы Оправу надо менять не реже, чем один раз в два года! За это время она, не успев полностью износиться физически, устаревает по дизайну. Хотя и такие незначительные следы износа, как небольшие потертости, царапинки и пр., придают оправе не слишком “свежий”

12. ВОДОПОДГОТОВКА И ВОДНО-ХИМИЧЕСКИЙ РЕЖИМ ТЕПЛОВЫХ ЭНЕРГОУСТАНОВОК И СЕТЕЙ

12. ВОДОПОДГОТОВКА И ВОДНО-ХИМИЧЕСКИЙ РЕЖИМ ТЕПЛОВЫХ ЭНЕРГОУСТАНОВОК И СЕТЕЙ Вопрос 413. Какой персонал осуществляет организацию водно-химического режима работы оборудования и его контроль?Ответ. Осуществляет подготовленный персонал химической лаборатории или

15.6. Переключения в тепловых схемах котельных и тепловых сетей

15.6. Переключения в тепловых схемах котельных и тепловых сетей Вопрос 470. Какие переключения в тепловых схемах относятся к сложным (которые выполняются по программе)? Ответ. Относятся переключения: в тепловых схемах со сложными связями; длительные по времени; на объектах

12. ВОДОПОДГОТОВКА И ВОДНО-ХИМИЧЕСКИЙ РЕЖИМ ТЕПЛОВЫХ ЭНЕРГОУСТАНОВОК И СЕТЕЙ

12. ВОДОПОДГОТОВКА И ВОДНО-ХИМИЧЕСКИЙ РЕЖИМ ТЕПЛОВЫХ ЭНЕРГОУСТАНОВОК И СЕТЕЙ 12.1. Организовать водно-химический режим с целью обеспечения надежной работы тепловых энергоустановок, трубопроводов и другого оборудования без повреждения и снижения экономичности, вызванных

ПРАВИЛА ТЕХНИКИ БЕЗОПАСНОСТИ ПРИ ЭКСПЛУАТАЦИИ ТЕПЛОПОТРЕБЛЯЮЩИХ УСТАНОВОК И ТЕПЛОВЫХ СЕТЕЙ ПОТРЕБИТЕЛЕЙ

ПРАВИЛА ТЕХНИКИ БЕЗОПАСНОСТИ ПРИ ЭКСПЛУАТАЦИИ ТЕПЛОПОТРЕБЛЯЮЩИХ УСТАНОВОК И ТЕПЛОВЫХ СЕТЕЙ ПОТРЕБИТЕЛЕЙ СОГЛАСОВАНЫ Советом Федерации независимых профсоюзов России 06.05.1992 г. письмом № 105/78УТВЕРЖДЕНЫ начальником Госэнергонадзора 07.05.1992 г.ПРАВИЛА ТЕХНИКИ

29. Срок службы контактов

29. Срок службы контактов Срок службы контактов, определяется количеством переключений. Последнее зависит от материала поверхности контактов. В зависимости от того, из какого материала изготовлена поверхность контакта, число переключений варьируется в пределах от 9 до

12. ВОДОПОДГОТОВКА И ВОДНО-ХИМИЧЕСКИЙ РЕЖИМ ТЕПЛОВЫХ ЭНЕРГОУСТАНОВОК И СЕТЕЙ

12. ВОДОПОДГОТОВКА И ВОДНО-ХИМИЧЕСКИЙ РЕЖИМ ТЕПЛОВЫХ ЭНЕРГОУСТАНОВОК И СЕТЕЙ 12.1. Организовать водно-химический режим с целью обеспечения надежной работы тепловых энергоустановок, трубопроводов и другого оборудования без повреждения и снижения экономичности, вызванных

Экспертиза тепловых сетей

Произведен капремонт квартального участка тепловой сети путем полной его замены на новый. (Участок подлежит учету в органах Ростехнадзора согласно п. 215 ФНП ОРПД). Проекта капремонта и соответственно его экспертизы промышленной безопасности выполнено не было. Планируется проведение экспертизы промышленной безопасности замененного участка как технического устройства. Вопрос: каким нормативным документом следует руководствоваться эксперту при определении срока службы данного участка тепловой сети?

Комментарии:

Название Дата загрузки Кто загрузил

Без проекта ни как. Проводите как обычный ремонт, запрашивайте исполниловку. Если срок безопасной эксплуатации не вышел, делайте Т.О.(без изменения конструкции), если вышел делайте ЭПБ. Есть документ СО 153-34.17.464-2003 можете его взять за основу.

Если новый участок попадает под ТР ТС 032 (таблица 9 приложения № 2 к ТР ТС 032), то на него оформляете декларацию (сеть же водяная?) и никаких ЭПБ и пр. Если не попадает, но попадает под ФНП ОРПИД, то проводите ЭПБ. Но в любом случае (хоть ДС, хоть ЭПБ) на новый участок изготовитель (монтажник) оформляет паспорт, в котором указывает его расчетный срок службы, и точка. Никаких эпэбэшных продлений, т.к. это новое оборудование. Если участок попал под ТР ТС 032, то форма паспорта согласно п. 19 ТР ТС 032, если не попал под 032, но попал под ФНП ОРПИД, то см. приложение № 1 к ФНП.

Опечатался в номере — «. но попал под ФНП ОРПИД, то см. приложение № 11 к ФНП.».

на новый участок изготовитель (монтажник) оформляет паспорт, в котором указывает его расчетный срок службы, и точка. Никаких эпэбэшных продлений, т.к. это новое оборудование.

На каком основании изготовитель (монтажник) укажет в паспорте новый расчетный срок если расчетов (проекта) не было? И почему это новое оборудование? Я предполагаю что заменили только трубопровод, а канал, опорная система, тепловые камеры остались от старого трубопровода, а они являются неотъемлемой его частью и указываются в паспорте трубопровода тепловой сети. И на текущий момент РТН считает что тепловые сети это скорее сооружение, а не техустройство и для его ЭПБ необходимы эксперты Э12ТУ и ЗС.

Все правильно, трубопровод — это сооружение, но некоторые территориальные органы РТН считают, что трубопровод это ТУ и вносят заключения ЭПБ в реестр только с одним экспертом по ТУ. Также есть разъяснения РТН о том, что если делается ЭПБ только трубопровода, то достаточно эксперта по ЗС, а если трубопровода, с установленной на нем ТПА, то ТУ и ЗС соответственно

Нужна ли заказчику экспертиза только трубопровода? На местной ГРЭС одна ЭО сделала ЭПБ трубопроводов пара. Буквально через пару месяцев после выдачи заключений РТН при проверке выдал предписание о необходимости экспертизы опорной системы трубопровода, так как в выданных заключениях нет упоминания об опорах трубопровода. ЭО отказалось дополнять свои заключения и ГРЭС заказывала отдельно экспертизу опор трубопроводов.

Интересно, а ЭПБ опор оформляли как ТУ или ЗС?

С чего Вы взяли, что трубопровод это сооружение?

Прочитайте совместно понятие трубопровода из ФНиП ОРПД и понятие технического устройства из 116-ФЗ.

И где там написано, что это ТУ? Есть есть определение «линейные объекты» в Градостроительном кодексе + 384-ФЗ определение «сооружение»

Трубопровод — взаимосвязанный комплекс сборочных единиц, включающий в себя прямолинейные участки из труб, тройники, переходы, гибы, отводы, запорную, предохранительную, регулирующую и прочую арматуру, насосы, механизмы, агрегаты, сосуды, фильтры, аппаратуру и иные сборочные единицы, а также элементы опорно-подвесной системы трубопровода, образующий в границах, определенных проектом, систему (сеть), предназначенную для транспортирования рабочей среды от источника до потребителя (подключенный трубопровод; потребляющее оборудование). (Приложение № 1 ФНИП ОРПД).

Технические устройства, применяемые на опасном производственном объекте, — машины, технологическое оборудование, системы машин и (или) оборудования, агрегаты, аппаратура, механизмы, применяемые при эксплуатации опасного производственного объекта (статья 1 116-ФЗ).

Кроме того если трубопровод это сооружение то по каким основаниям статьи 13 116-ФЗ проводить его ЭПБ?

Экспертизе ПБ подлежат здания и сооружения предназначенные для:

— осуществления технологических процессов – не подходит, предназначен для транспортирования рабочей среды.

— хранения сырья или продукции – не подходит, см. выше.

— перемещения людей и грузов – не подходит (можно ли считать пар или воду грузом?)

— локализации и ликвидации последствий аварий – не подходит.

На каком основании проводить ЭПБ трубопровода как сооружения?

сооружение — результат строительства, представляющий собой объемную, плоскостную или линейную строительную систему, имеющую наземную, надземную и (или) подземную части, состоящую из несущих, а в отдельных случаях и ограждающих строительных конструкций и предназначенную для выполнения производственных процессов различного вида, хранения продукции, временного пребывания людей, перемещения людей и грузов;

строительная конструкция — часть здания или сооружения, выполняющая определенные несущие, ограждающие и (или) эстетические функции

Опять таки те-же вопросы, плюс еще должен состоять из несущих строительных конструкций. Какую несущую функцию выполняет трубопровод?

Градостроительный кодекс: Линейные объекты — линии электропередачи, линии связи (в том числе линейно-кабельные сооружения), трубопроводы, автомобильные дороги, железнодорожные линии и другие подобные сооружения;

384-ФЗ: Сооружение — результат строительства, представляющий собой объемную, плоскостную или линейную строительную систему, имеющую наземную, надземную и (или) подземную части, состоящую из несущих, а в отдельных случаях и ограждающих строительных конструкций и предназначенную для выполнения производственных процессов различного вида, хранения продукции, временного пребывания людей, перемещения людей и грузов.

строительная конструкция — часть здания или сооружения, выполняющая определенные несущие, ограждающие и (или) эстетические функции

несущая функция — выдерживать давление, температуру, массу самого трубопровода, а также ветровые, сейсмические и пр. нагрузки.

116-ФЗ: технические устройства, применяемые на опасном производственном объекте, — машины, технологическое оборудование, системы машин и (или) оборудования, агрегаты, аппаратура, механизмы, применяемые при
эксплуатации опасного производственного объекта.

Что такое, машины, оборудование, системы машин, а также какие требования к разработке, комплектации какими документами при их изготовлении (паспорт, обоснование, ИЭ и тд), маркировки и многое другое Вы можете прочитать в ТР ТС 010/2011, трубопровод не попадает ни под одно из этих определений. А также ТР ТС 032/2013 касательно оборудования, работающего под давлением.

Также ТР ТС 0320 говорит:

п.17. Паспорт оборудования является основным документом для идентификации оборудования.
Наличие паспорта оборудования обязательно для обращения оборудования на таможенной территории Таможенного союза на всех стадиях жизненного цикла оборудования.
Паспорт оборудования оформляется изготовителем.
На паспорте оборудования проставляется печать изготовителя и указывается дата его оформления.

ФНП ОРПД; Трубопровод — взаимосвязанный комплекс сборочных единиц, включающий в себя прямолинейные участки из труб, тройники, переходы, гибы, отводы, запорную, предохранительную, регулирующую и прочую арматуру, насосы, механизмы, агрегаты, сосуды, фильтры, аппаратуру и иные сборочные единицы, а также элементы опорно-подвесной системы трубопровода, образующий в границах, определенных проектом, систему (сеть), предназначенную для транспортирования рабочей среды от источника до потребителя (подключенный трубопровод; потребляющее оборудование). (Приложение № 1 ФНИП ОРПД).

п.10 Ст. 15 384-ФЗ 10. Проектная документация здания или сооружения должна использоваться в качестве основного документа при принятии решений об обеспечении безопасности здания или сооружения на всех последующих этапах жизненного цикла здания или сооружения.

6. Техническое устройство, применяемое на опасном производственном объекте подлежит экспертизе (если техническим регламентом не установлена иная форма оценки соответствия указанного устройства обязательным
требованиям):

до начала применения на опасном производственном объекте;

по истечении срока службы или при превышении количества циклов нагрузки такого технического устройства, установленных его производителем; — я не видел чтобы срок или кол-во циклов указывал «производитель» трубопровода.

при отсутствии в технической документации данных о сроке службы такого технического устройства, если фактический срок его службы превышает двадцать лет;

после проведения работ, связанных с изменением конструкции, заменой материала несущих элементов такого технического устройства, либо восстановительного ремонта после аварии или инцидента на опасном
производственном объекте, в результате которых было повреждено такое техническое устройство.

7. Здания и сооружения на опасном производственном объекте, предназначенные для осуществления технологических процессов, хранения сырья или продукции, перемещения людей и грузов, локализации и ликвидации последствий аварий, подлежат экспертизе:
в случае истечения срока эксплуатации здания или сооружения, установленного проектной документацией;

в случае отсутствия проектной документации, либо отсутствия в проектной документации данных о сроке эксплуатации здания или сооружения;

после аварии на опасном производственном объекте, в результате которой были повреждены несущие конструкции данных зданий и сооружений;
по истечении сроков безопасной эксплуатации, установленных заключениями экспертизы;

транспортирование среды — это и есть технологический (производственный) процесс.

Обобщая вышесказанное, русским языком, то строится по проекту на улице, в цеху или где либо — это сооружение, а то что производится на заводе и поставляется в сборе или по частям для установки на месте монтажа и с паспортом — техническое устройство

Ссылка на основную публикацию
Adblock
detector