13. Топливное хозяйство

13.1 Вид топлива, на котором должна работать котельная, а также необходимость аварийного вида топлива для котельных устанавливаются в задании на проектирование с учетом категории котельной и требований 4.5.

Лимиты на годовое потребление топлива в установленном порядке оформляются заказчиком в соответствии с расчетными данными проектной организации в соответствии с [10] и [23].

13.2 Вид топлива для растопки и "подсвечивания" котлов с камерными топками для сжигания твердого топлива следует предусматривать исходя из требований завода-изготовителя.

13.3 Расчетный часовой расход топлива котельной определяется, исходя из работы всех установленных рабочих котлов при их номинальной тепловой мощности с учетом минимальной теплотворной способности заданного вида топлива.

13.4 Суточный расход топлива следует определять:

  • для паровых котлов - исходя из режима их работы при суммарной расчетной тепловой мощности;
  • для водогрейных котлов - исходя из 24 ч их работы при покрытии тепловых нагрузок, рассчитанных по средней температуре самого холодного месяца.

Твердое топливо

13.5 Требования настоящего раздела следует выполнять при проектировании сооружений для разгрузки, приемки, складирования и подачи топлива на территории котельной.

13.6 Для паровых котлов топочного устройства паропроизводительностью 2 т/ч и выше и водогрейных теплопроизводительностью 1,16 МВт (1 Гкал/ч) и выше, работающих на твердом топливе, подача топлива в котельную и в топку котла должна быть механизирована, а для котельных с общим выходом шлака и золы котлов в количестве 150 кг/ч и более (независимо от производительности котлов) должно быть механизировано удаление шлака и золы.

13.7 При доставке топлива вагонные или автомобильные весы на территории котельной следует предусматривать по согласованию с топливоснабжающей организацией.

13.8 Фронт разгрузки разгрузочного устройства и фронт разгрузки склада топлива следует предусматривать совмещенными. Проектирование отдельного фронта разгрузки на складе топлива допускается при специальном обосновании.

13.9 При разгрузочном устройстве с вагоноопрокидывателем на площадке котельной следует размещать размораживающее устройство.

13.10 Склады топлива и приемно-разгрузочные устройства, как правило, проектируются открытыми. Закрытые склады и приемно-разгрузочные устройства предусматриваются для районов жилой застройки, по специальным требованиям промышленных предприятий, на территории которых расположена котельная, а также при специальном обосновании в районах с доставкой топлива в навигационный период.

13.11 Площадки под штабели топлива должны быть организованы на выровненном и плотно утрамбованном естественном грунте.

Применение асфальта, бетона, булыжного или деревянного основания под штабель не допускается.

13.12 Вместимость склада топлива следует принимать:

  • при доставке железнодорожным транспортом не менее 14-суточного расхода;
  • при доставке автотранспортом - не менее 7-суточного расхода;
  • для котельных угледобывающих и углеперерабатывающих предприятий при доставке конвейерами - на 2-суточный расход;
  • при доставке только водным транспортом - на межнавигационный период;
  • для котельных, работающих на торфе и располагаемых на расстоянии до 15 км от торфодобывающих и торфоперерабатывающих предприятий - не более 2-суточного запаса.

13.13 Габаритные размеры штабелей угля независимо от склонности его к окислению не ограничиваются и определяются возможностями механизмов, которыми оборудуется склад топлива.

13.14 Размеры штабелей торфа следует предусматривать по длине не более 125 м, по ширине не более 30 м и по высоте не более 7 м. Углы откоса штабелей необходимо предусматривать для кускового торфа не менее 60°, для фрезерного торфа - не менее 40°.

13.15 Расположение штабелей торфа следует предусматривать попарное с разрывами между подошвами штабелей в одной паре 5 м; между парами штабелей - равными ширине штабеля по подошве, но не менее 12 м. Разрывы между торцами штабелей от их подошвы следует принимать для кускового торфа 20 м, для фрезерного торфа - 45 м.

13.16 Расстояние от подошвы штабеля топлива до ограждения следует принимать 5 м, до головки ближайшего рельса железнодорожного пути - 2 м, до края проезжей части автодороги - 1,5 м.

13.17 Уровень механизации угольных складов должен обеспечивать их работу с минимальной численностью персонала. Выбор системы механизации определяется с учетом климатических условий размещения котельной, часового расхода топлива, его качества и требований котельных агрегатов, по его фракционному составу.

Складские механизмы, кроме бульдозеров, резервируются одним механизмом. При механизации склада только бульдозерами резерв должен быть в размере 50% их расчетного количества.

При выдаче угля со склада следует принимать пробег бульдозера до 75 м.

Склады торфа должны оборудоваться погрузочными машинами непрерывного действия или грейферными кранами.

13.18 Часовая производительность всех механизмов, выдающих топливо со склада, должна быть не менее производительности каждой нитки основного тракта топливоподачи.

13.19 При наличии на складе топлива бульдозеров необходимо определить место их размещения.

13.20 Расчетная производительность топливоподачи котельной должна определяться по максимальному суточному расходу топлива котельной (с учетом расширения котельной) и количеству часов работы топливоподачи в сутки.

Производительность подачи топлива на склад от разгрузочного устройства или вагоноопрокидывателя определяется по производительности последнего.

13.21 Системы топливоподачи, как правило, следует предусматривать однониточными с дублированием отдельных узлов и механизмов.

При работе топливоподачи в три смены должна предусматриваться двухниточная система ленточных конвейеров, из которых одна нитка конвейеров является резервной. Часовая производительность каждой нитки должна приниматься равной расчетной часовой производительности топливоподачи. Подача топлива от разгрузочного устройства на склад должна осуществляться по однониточной системе конвейеров.

13.22 При применении котлов с различными топками (камерными, слоевыми, топками "кипящего слоя") в тракте топливоподачи следует предусматривать дробилки различного измельчения топлива.

При работе на мелком топливе (0-25 мм) должна предусматриваться возможность работы помимо дробилок.

13.23 В тракте топливоподачи на конвейерах перед дробилками устанавливается устройство для улавливания из топлива металлических включений. При системах пылеприготовления со среднеходными и молотковыми мельницами это устройство следует устанавливать также после дробилок.

13.24 В основном тракте топливоподачи следует предусматривать установку ленточных весов.

13.25 При расходе топлива более 50 т/ч в тракте топливоподачи на конвейерах после дробилок должны предусматриваться пробоотборные и проборазделочные установки для определения качества топлива.

13.26 При двухниточной системе топливоподачи до и после дробилок следует предусматривать перекрестные пересыпки.

13.27 Угол наклона ленточных конвейеров при транспортировании топлива на подъем и использовании гладких лент необходимо принимать не более:

  • 12° - на участке загрузки недробленого крупнокускового угля;
  • 15° - на недробленом крупнокусковом угле;
  • 18° - на дробленом угле.

13.28 Ленточные конвейеры тракта топливоподачи, как правило, следует устанавливать в закрытых отапливаемых галереях. Открытая установка ленточных конвейеров допускается для районов с температурой наружного воздуха для расчета отопления выше минус 20°С и транспортерной лентой, рассчитанной для работы при отрицательных температурах.

Ширина прохода между конвейерами должна быть не менее 1000 мм, а боковых проходов - не менее 700 мм. Высота галереи в свету в местах прохода должна быть не менее 2,2 м.

Допускаются местные сужения боковых проходов до 600 мм.

При одном конвейере проход должен быть с одной стороны не менее 1000 мм, а с другой - не менее 700 мм.

Расстояние между эвакуационными выходами не должно превышать 200 м для надземных галерей и 100 м для подземных галерей.

В галереях через каждые 100 м необходимо предусматривать переходные мостики через конвейеры. В этих местах высота галереи должна обеспечивать свободный проход.

13.29 Угол наклона стенок приемных бункеров и пересыпных коробов принимается не менее 60°, для высоковлажных углей, шлама и промпродукта не менее 65°.

Стенки бункеров разгрузочных устройств и склада топлива должны иметь обогрев.

13.30 Устройства по пересыпке топлива внутри помещения, а также бункеры сырого топлива следует проектировать герметичными с устройствами по подавлению или улавливанию пыли.

13.31 В отапливаемых помещениях топливоподачи, как правило, следует проектировать мокрую уборку (гидросмыв).

13.32 Полезная вместимость бункера сырого топлива для каждого котла, режим работы топливоподачи, а также целесообразность устройства общих топливных бункеров котельной должна определяться на основании технико-экономического сравнения показателей возможных вариантов, принимается в соответствии с конструктивными характеристиками здания и должна быть не менее:

  • для углей - 3-часового запаса;
  • для торфа - 1,5-часового запаса.

13.33 Стенки бункеров твердого топлива надлежит проектировать с гладкой внутренней поверхностью и формой, обеспечивающей спуск топлива самотеком. Угол наклона приемных и пересыпных бункеров, стенок конусной части силосов, а также пересыпных рукавов и течек следует принимать:

  • для углей с углом естественного откоса не более 60°   60°
  • для углей с углом естественного откоса более 60° и торфа   65°
  • для промпродукта   70°.

Внутренние грани углов бункеров должны быть закруглены или скошены. На бункерах угля и торфа следует предусматривать устройства, предотвращающие застревание топлива.

13.34 Проектирование установок и систем пылеприготовления для котлов с камерным сжиганием твердого топлива следует выполнять с учетом компоновки завода-изготовителя котельной установки по методическим материалам на проектирование систем пылеприготовления.

Жидкое топливо

13.35 Масса жидкого топлива, поступающего в топливохранилище, должна определяться путем обмера. Установка весов для определения массы жидкого топлива не предусматривается.

13.36 Длина фронта разгрузки железнодорожных цистерн грузоподъемностью 60 т следует принимать для основного, резервного и аварийного мазутохозяйств:

  • для котельных тепловой мощностью до 100 МВт - на две цистерны (одна-две ставки);
  • для котельных тепловой мощностью более 100 МВт - исходя из слива суточного расхода мазута в две ставки.

13.37 Сливные устройства для мазута, доставляемого автомобильным транспортом, следует предусматривать на разгрузку одной автомобильной цистерны.

13.38 Сливные устройства легкого нефтяного топлива следует принимать из расчета разгрузки одной железнодорожной или автомобильной цистерны.

13.39 Для разогрева и слива топлива из железнодорожных цистерн, как правило, следует применять установки "закрытого" слива с циркуляционным разогревом топлива в железнодорожных цистернах разогретым продуктом. Также допускается применять разогрев мазута в железнодорожных цистернах "открытым" паром и "открытый" слив в межрельсовые сливные лотки.

13.40 Уклон лотков и труб, по которым предусматривается слив топлива в топливохранилище или приемную емкость, должен быть не менее 0,01.

Между лотком (трубой) сливных устройств и приемной емкостью или в самой емкости следует предусматривать установку гидравлического затвора и подъемной сетки (фильтра) для очистки топлива.

13.41 По всему фронту разгрузки мазута на уровне площадок обслуживания железнодорожных цистерн необходимо предусматривать эстакаду для обслуживания разогревающего устройства.

13.42 Рабочая вместимость приемного резервуара при железнодорожной доставке топлива должна быть не менее 30% вместимости цистерн, одновременно устанавливаемых под разгрузку.

Производительность перекачивающих насосов приемного резервуара следует выбирать с учетом обеспечения перекачки сливаемого мазута из цистерн, устанавливаемых под разгрузку, не более чем за 3 ч. Следует устанавливать не менее двух насосов без резерва.

13.43 При автомобильной доставке вместимость приемного резервуара следует принимать:

  • для аварийного и основного топлива в котельных с тепловой мощностью до 25 МВт равной вместимости одной автоцистерны;
  • для основного топлива в котельных с тепловой мощностью от 25 до 100 МВт не менее 25 м3;
  • тепловой мощностью выше 100 МВт - не менее 100 м3.

При этом резервуар для приема топлива из автоцистерн следует предусматривать стальным наземным.

13.44 Для хранения мазута следует предусматривать стальные или железобетонные наземные с обсыпкой или подземные резервуары.

Для хранения легкого нефтяного топлива и жидких присадок следует предусматривать, как правило, стальные резервуары. Допускается применение резервуаров из специальных пластиковых материалов, отвечающих климатическим условиям площадки строительства, и требованиям пожарной безопасности, что должно быть подтверждено сертификатом соответствия противопожарным нормам.

Для наземных металлических резервуаров, устанавливаемых в районах со средней годовой температурой наружного воздуха до +9°С, должна предусматриваться тепловая изоляция из несгораемых материалов.

13.45 Вместимость резервуаров хранения жидкого топлива должна приниматься по таблице 13.1

Таблица 13.1

Назначение и способ доставки топлива Вместимость хранилища
Основное, доставляемое железнодорожным транспортом На 10-суточный расход
Основное, доставляемое автомобильным транспортом На 5-суточный расход
Аварийное, доставляемое железнодорожным или автомобильным транспортом На 3-суточный расход
Основное и аварийное, доставляемое по трубопроводам На 2-суточный расход

13.46 Для хранения основного топлива следует предусматривать не менее двух резервуаров. Для хранения аварийного топлива допускается установка одного резервуара.

13.47 Расходные баки жидкого топлива должны устанавливаться вне котельной.

В помещениях отдельно стоящих котельных (но не над котлами или экономайзерами) допускается устанавливать закрытые расходные баки жидкого топлива вместимостью не более 5 м3 для мазута и 1 м3 - для легкого жидкого топлива.

13.48 Для блочно-модульных котельных тепловой мощностью до 10 МВт приемный резервуар и резервуар хранения могут быть совмещены.

13.49 Температуру разогрева жидкого топлива в железнодорожных цистернах следует принимать:

  • мазута М 40   30 °С;
  • мазута М 100   60 °С;
  • для легкого нефтяного топлива   10 °С.

Разогрев топлива, доставляемого автомобильным транспортом, не предусматривается.

13.50 В приемных емкостях, сливных лотках и трубопроводах, по которым сливается мазут, следует предусматривать устройства для поддержания температур, указанных в 13.61.

13.51 В местах отбора жидкого топлива из резервуаров топливохранилища должна поддерживаться температура:

  • мазута М 40   не менее 60 °С;
  • мазута М100   не менее 80 °С;
  • легкого нефтяного топлива   10 °С.

13.52 Мазутное хозяйство должно обеспечивать непрерывную подачу подогретого и профильтрованного мазута требуемого давления к форсункам.

13.53 Мазутопроводы котельных установок (от магистралей котельной до горелок) должны выполняться из бесшовных труб сваркой. Фланцевые соединения допускаются лишь в местах установки арматуры, измерительных устройств и заглушек.

На мазутопроводах должна применяться только стальная арматура 1-го класса герметичности по ГОСТ 9544.

13.54 Для обеспечения взрывобезопасности должны быть установлены:

  • на отводе мазутопровода к котельной установке - запорное (ремонтное) устройство с ручным или электрическим приводом, запорное устройство с электрическим приводом, фланцевое соединение для установки заглушки с приспособлением для разжима фланцев с токопроводящей перемычкой, устройство для продувки мазутопровода и форсунок паром, расходомерное устройство для котлов мощностью более 1 МВт, предохранительно-запорный клапан (ПЗК) с быстродействием не более 3 с, регулирующий клапан;
  • на отводе к рециркуляционной магистрали - расходомерное устройство, обратный клапан, устройство для установки заглушки и запорное устройство с электрическим приводом (в случае работы по тупиковой схеме расходомерное устройство можно не устанавливать);
  • на отводе к сливной магистрали (опорожнения) - устройство для установки заглушки и запорное устройство;
  • на линии подвода мазута к форсунке - запорное устройство с электрическим приводом и запорное устройство непосредственно у форсунки с ручным или электрическим приводом. На вновь вводимых газомазутных котлах теплопроизводительностью выше 100 Гкал/ч перед каждой горелкой должны устанавливаться ПЗК и запорное устройство с электрическим приводом.

13.55 На котлах, использующих мазут в автоматическом устройстве "подхвата" пылеугольного факела, на линии подвода мазута к форсунке "подхвата" факела дополнительно к двум запорным устройствам должен быть установлен электромагнитный клапан на байпасе запорного устройства с электрическим приводом.

13.56 Питание электромагнита ПЗК должно осуществляться от аккумуляторной батареи или от батареи предварительно заряженных конденсаторов. Схема управления электромагнитом ПЗК должна быть оснащена устройством непрерывного контроля за исправностью цепи.

13.57 Пар к форсункам должен быть подведен так, чтобы была исключена возможность попадания его в мазутный тракт форсунки во время ее работы, а также мазута в продувочный паропровод и в его конденсатные линии. Линии подвода продувочного пара к форсункам должны выполняться таким образом, чтобы они были заполнены паром, а не конденсатом.

13.58 Все мазутопроводы при установке на них электрифицированной арматуры должны быть заземлены.

13.59 Запрещается прокладка мазутопроводов через газоходы котельной установки, воздуховоды и вентиляционные шахты.

13.60 Вязкость подаваемого в котельную мазута должна быть:

  • при применении паромеханических форсунок не более 3° УВ, что для мазута марки 100 соответствует примерно 120 °С;
  • при применении механических форсунок - 2,5° УВ, что для мазута марки 100 соответствует примерно 135 °С;
  • при применении паровых и ротационных форсунок не более 6° УВ, что для мазута марки 100 соответствует примерно 90 °С.

13.61 Разогрев мазута в резервуарах хранения предусматривается циркуляционной системой. При циркуляционном разогреве мазута могут предусматриваться:

  • независимая схема, предусматривающая установку специальных насосов и подогревателей;
  • использование насосов и подогревателей подачи мазута в котельную;
  • использование насосов, перекачивающих мазут из приемной емкости.

Производительность этого оборудования должна составлять не менее 2% вместимости самого большого резервуара.

13.62 Для разогрева мазута следует использовать пар давлением от 0,7 до 1,0 МПа или перегретую воду с температурой не менее 120 °С.

13.63 Подача жидкого топлива в котельную предусматривается по циркуляционной схеме, допускается подача легкого нефтяного топлива - по тупиковой схеме.

13.64 Число насосов для подачи топлива из топливохранилища в котельную (или к котлам) должно приниматься не менее двух. Один из устанавливаемых насосов - резервный.

Производительность насосов подачи топлива должна быть не менее 110% максимального часового расхода топлива при работе всех котлов по циркуляционной схеме и не менее 100% - по тупиковой схеме.

13.65 Для очистки топлива от механических примесей следует предусматривать фильтры грубой очистки (до насосов) и тонкой очистки (за подогревателями мазута или перед горелками). Устанавливается не менее двух фильтров каждого назначения, в том числе один резервный.

При трубопроводной подаче фильтры грубой очистки не предусматриваются.

13.66 В котельных, предназначенных для работы только на жидком топливе, подача топлива от топливных насосов до котлов и подача теплоносителя к установкам топливоснабжения предусматривается для котельных первой категории по двум магистралям, а для котельных второй категории по одной магистрали. Каждая из магистралей должна быть рассчитана на подачу 75% топлива, расходуемого при максимальной нагрузке. При применении жидкого топлива в качестве резервного, аварийного или растопочного подача его к котлам предусматривается по одной магистрали независимо от категории котельной.

13.67 Для аварийного отключения на всасывающих и нагнетательных топливопроводах устанавливается запорная арматура на расстоянии от 10 до 50 м от насосной.

13.68 Расположение трубопроводов жидкого топлива в помещениях котельных следует предусматривать открытым, обеспечивающим к ним свободный доступ. Предусматривать прокладку трубопроводов жидкого топлива ниже нулевой отметки не допускается.

13.69 Для трубопроводов легкого нефтяного топлива при давлении до 1,6 МПа следует применять электросварные трубы, при большем давлении - бесшовные трубы.

Для трубопроводов жидкого топлива в помещении котельной, как правило, должна предусматриваться стальная арматура.

13.70 В котельных, работающих на легком нефтяном топливе, на топливопроводах следует предусматривать:

  • отключающее устройство с изолирующим фланцем и быстродействующим запорным клапаном с электроприводом на вводе топлива в котельную, при этом быстродействующий запорный клапан должен перекрывать подачу топлива в котельную при отключении электроснабжения, по сигналу пожарной сигнализации и по сигналу загазованности 100 мг/м3 угарного газа;
  • запорную арматуру на отводе к каждому котлу или горелке;
  • запорную арматуру на отводе к сливной магистрали.

13.71 Применение сальниковых компенсаторов на мазутопроводах не допускается.

13.72 Мазутопроводы котельной должны иметь теплоизоляционную конструкцию из негорючих материалов заводской готовности, а при прокладке на открытом воздухе - обогревающий "спутник" в общей изоляции с ним.

13.73 Использование мазутопровода в качестве конструкции, несущей нагрузку от каких-либо сооружений или устройств, не допускается.

Мазутопроводы в пределах котельной должны иметь уклон не менее 0,003.

13.74 Наружную прокладку топливопроводов, как правило, следует предусматривать надземной. Подземная прокладка допускается в непроходных каналах со съемными перекрытиями с минимальным заглублением каналов без засыпки. В местах примыкания каналов к наружной стене здания каналы должны быть засыпаны или иметь несгораемые диафрагмы.

Топливопроводы должны прокладываться с уклоном не менее 0,003.

Все мазутопроводы должны предусматриваться в общей изоляции с трубопроводами теплоносителя.

Каналы для прокладки легкого нефтяного и дизельного топлива не должны допускать попадания топлива в грунт и в нижних своих точках по профилю иметь дренажи с установкой контрольного, герметичного для топлива, колодца для приема протечек.

13.75 В мазутном хозяйстве, как правило, следует предусматривать устройства для приема, слива, хранения, подготовки и дозирования жидких присадок в мазут.

Общая вместимость резервуаров для хранения жидких присадок принимается не менее вместимости железнодорожной (автомобильной) цистерны. Число резервуаров должно быть не менее двух.

13.76 Растопочное мазутохозяйство для котельных, сжигающих твердое топливо, предусматривается в следующем объеме:

  • фронт разгрузки при доставке железнодорожным или автомобильным транспортом, рассчитанный на установку двух соответствующих цистерн;
  • мазутохранилище с установкой двух резервуаров вместимостью по 200 м3;
  • для подачи мазута в котельную - по два комплекта насосов, подогревателей и фильтров, один комплект резервный, устанавливаемых в мазутонасосной;
  • от мазутонасосной до котельной прокладываются по одному напорному мазутопроводу, одному паропроводу и одному рециркуляционному мазутопроводу.

Производительность оборудования и пропускная способность трубопроводов выбираются с учетом растопки двух наибольших котлов и их работе с нагрузкой 30% номинальной производительности.

13.77 В котельных допускается предусматривать установку закрытых расходных баков жидкого топлива вместимостью не более 5 м3 для мазута, и 1 м3 для легкого нефтяного топлива.

При установке указанных баков в помещениях котельных следует руководствоваться СП 4.13130.

13.78 Для поддержания требуемого давления в мазутопроводах в котельной на начальном участке линии рециркуляции из котельной следует предусматривать установку регулирующих клапанов "до себя".

13.79 Для сбора дренажей от оборудования и трубопроводов мазутонасосной и котельной следует предусматривать дренажную емкость, размещаемую вне пределов мазутонасосной и котельной.

Газообразное топливо

13.80 Газоснабжение и газовое оборудование котельных следует проектировать в соответствии с требованиями настоящего раздела и [21], [23], [24], СП 62.13330 и СП 4.13130.

13.81 При необходимости поддержания требуемого давления газа в котельных следует предусматривать газорегуляторные установки (ГРУ), размещаемые непосредственно в котельной, или газорегуляторные пункты (ГРП) на площадке котельной.

13.82 Производительность ГРУ и ГРП для котельных, сжигающих газ в качестве основного вида топлива, должна рассчитываться на максимальный расход газа всеми рабочими котлами; для котельных, сжигающих газ сезонно - по расходу газа для данного режима.

13.83 В ГРУ (ГРП) следует предусматривать две нитки редуцирования на каждый котел единичной тепловой мощностью 30 МВт и более. Для котельных с единичной установленной тепловой мощностью котлов менее 30 МВт следует предусматривать по одной нитке редуцирования на каждые 30 МВт суммарной установленной тепловой мощности котлов.

13.84 Для котельной первой категории суммарной тепловой мощностью менее 30 МВт следует предусматривать две нитки редуцирования, одна из которых резервная.

13.85 Для котельных, предназначенных для работы только на газообразном топливе при суммарной установленной мощности менее 30 МВт, подвод газа от ГРУ (ГРП) до котлов должен предусматриваться по двум трубопроводам для котельных первой категории и по одному трубопроводу для котельных второй категории.

13.86 Предусматривать прокладку трубопроводов газообразного топлива ниже нулевой отметки не допускается.

13.87 Выбор материала арматуры для трубопроводов газообразного топлива в помещении котельной, как правило, должен приниматься исходя из климатических условий и давления газа.

13.88 Применение сальниковых компенсаторов на газопроводах котельной не допускается.

13.89 Использование газопровода в качестве конструкции, несущей нагрузку от каких-либо сооружений или устройств, не допускается.

13.90 На подводящем газопроводе к котельной должно быть предусмотрено отключающее устройство с изолирующим фланцем на наружной стене здания на высоте не более 1,8 м.

13.91 На газопроводе внутри котельной следует предусматривать:

  • на отводе газа к каждому котлу - запорную арматуру, быстродействующий запорный клапан и термозапорный клапан, расходомерное устройство для котлов более 1 МВт;
  • на отводе газа непосредственно к каждой горелке - запорную арматуру, если эти устройства не предусмотрены газовой рампой, поставляемой с котлом или горелкой.

13.92 Газогорелочные устройства котлов должны быть оснащены запорными и контрольными устройствами в соответствии с ГОСТ 21204 и [21].

13.93 Выбор материала трубопроводов, арматуры и определение мест их размещения должны производиться в соответствии с СП 62.13330.

13.94 Запрещается прокладка газопроводов непосредственно через газоходы, воздуховоды и вентиляционные шахты.

13.95 Не разрешается переводить котлы на сжигание сжиженного газа в эксплуатируемых котельных, уровень пола которых находится ниже уровня территории, непосредственно прилегающей к помещению котельной.

<< назад / к содержанию / вперед >>