Купить систему ГАРАНТ Получить демо-доступ Узнать стоимость Информационный банк Подобрать комплект Семинары
  • ТЕКСТ ДОКУМЕНТА
  • АННОТАЦИЯ
  • ДОПОЛНИТЕЛЬНАЯ ИНФОРМАЦИЯ ДОП. ИНФОРМ.

Постановление Госгортехнадзора РФ от 18 июня 2003 г. N 94 "Об утверждении Типовой инструкции по контролю металла и продлению срока службы основных элементов котлов, турбин и трубопроводов тепловых электростанций" (документ отменен)

Постановление Федерального горного и промышленного надзора России от 18 июня 2003 г. N 94
"Об утверждении Типовой инструкции по контролю металла и продлению срока службы основных элементов котлов, турбин и трубопроводов тепловых электростанций"

ГАРАНТ:

Постановлением Правительства России от 6 августа 2020 г. N 1192 настоящий документ отменен с 1 января 2021 г.

См. Федеральные нормы и правила в области промышленной безопасности "Правила осуществления эксплуатационного контроля металла и продления срока службы основных элементов котлов и трубопроводов тепловых электростанций", утвержденные приказом Ростехнадзора от 15 декабря 2020 г. N 535

Госгортехнадзор России постановляет:

1. Утвердить Типовую инструкцию по контролю металла и продлению срока службы основных элементов котлов, турбин и трубопроводов тепловых электростанций.

2. Направить Типовую инструкцию по контролю металла и продлению срока службы основных элементов котлов, турбин и трубопроводов тепловых электростанций на государственную регистрацию в Министерство юстиции Российской Федерации.

 

Начальник Госгортехнадзора России

В.М. Кульечев

 

Зарегистрировано в Минюсте РФ 19 июня 2003 г.

Регистрационный N 4748

 

Типовая инструкция
по контролю металла и продлению срока службы основных элементов котлов, турбин и трубопроводов тепловых электростанций
РД 10-577-03
(утв. постановлением Госгортехнадзора РФ от 18 июня 2003 г. N 94)

 

Введение

 

Типовая инструкция по контролю металла и продлению срока службы основных элементов котлов, турбин и трубопроводов тепловых электростанций (далее по тексту ТИ) регламентирует требования к контролю и определению состояния металла основных элементов теплосилового оборудования действующих энергоустановок в целях обеспечения их надежной и безопасной эксплуатации.

Положения ТИ подлежат обязательному применению независимо от форм собственности и подчинения на предприятиях отрасли "Электроэнергетика" и на предприятиях, в составе (структуре) которых находятся тепловые электростанции (ТЭС).

Контроль за выполнением требований ТИ осуществляет Госгортехнадзор России.

Научно-техническое руководство по контролю, диагностированию и созданию информационной системы служебных характеристик металла, а также прогнозированию и управлению ресурсом оборудования ТЭС осуществляет РАО "ЕЭС России" через отраслевые экспертные организации, которые должны привлекаться к работам, указанным в ТИ.

Термины и определения, применяемые в настоящем руководящем документе, приведены в Приложении 1.

 

1. Общие положения

 

1.1. Настоящая ТИ регламентирует порядок, включая методы, периодичность и объем, эксплуатационного контроля тепломеханического оборудования ТЭС в пределах паркового ресурса, а также устанавливает критерии оценки работоспособности основных элементов этого оборудования и порядок продления сроков его эксплуатации сверх паркового ресурса.

Перечень контролируемых элементов, методы, объемы и сроки проведения контроля приводятся в разд.3, а критерии оценки состояния металла - в разд.6.

ТИ распространяется на котлы, турбины и трубопроводы пара и горячей воды энергоустановок, работающих с номинальным давлением пара выше 4,0 МПа.

1.2. Контроль и диагностика проводятся в целях оценки состояния и возможности дальнейшей эксплуатации металла элементов и деталей теплоэнергетического оборудования для обеспечения их надежной эксплуатации до момента проведения очередного контроля или замены.

Элементы оборудования считаются пригодными к дальнейшей эксплуатации, если по результатам контроля окажется, что состояние основного и наплавленного металла удовлетворяет требованиям настоящей ТИ и другой действующей нормативно-технической документации.

1.3. Контроль металла проводится лабораториями или службами металлов АО-энерго, АО-электростанций, ремонтных организаций или иных привлеченных организаций, аттестованных в установленном порядке.

Контроль роторов паровых турбин проводится лабораториями или службами металлов организаций-владельцев оборудования, ремонтными и иными организациями, аттестованными в установленном порядке.

1.4. Контроль проводится в основном во время плановых остановок оборудования. Допускается смещение сроков контроля оборудования в большую или меньшую сторону на 5% паркового ресурса оборудования, указанного в разд.3 настоящей ТИ.

Решение о смещении сроков контроля для оборудования, не отработавшего парковый ресурс, принимается руководителем организации-владельца оборудования.

Решение о смещении сроков контроля в большую сторону для оборудования, отработавшего парковый ресурс, принимается руководителем организации-владельца оборудования и по представлению со специализированной организации, утверждается РАО "ЕЭС России".

1.5. При достижении паркового ресурса элементы и детали тепломеханического оборудования допускаются к дальнейшей эксплуатации при положительных результатах технического диагностирования.

Порядок организации контроля оборудования и продления срока его службы за пределами паркового ресурса приведен в разд. 4 настоящей ТИ, номенклатура и объемы типового контроля - в разд. 3.

1.6. Для проведения контроля в процессе эксплуатации проектными организациями и изготовителями оборудования должны быть предусмотрены площадки, съемная изоляция, реперы и т.д.

1.7. Владелец оборудования должен организовать учет температурного режима работы металла теплоэнергетического оборудования и систематическую обработку суточных графиков температуры пара за каждым котлом и в паропроводах. По всем паропроводам с температурой пара 450°C и выше должны учитываться продолжительность и значения превышения температуры пара на каждые 5°C сверх номинальной. Учет продолжительности (в часах) эксплуатации паропроводов следует проводить по каждому участку, в том числе на РОУ, БРОУ и т.д.

1.8. Ответственность за выполнение контроля металла в объеме и сроки, указанные в настоящей ТИ, возлагается на руководителя организации-владельца оборудования.

Решение о допуске оборудования электростанций к эксплуатации в пределах паркового ресурса принимает технический руководитель организации-владельца.

1.9. Возможность эксплуатации ответственных элементов и деталей энергооборудования (гибов трубопроводов, барабанов, коллекторов котлов, главных паропроводов, корпусов цилиндров, стопорных клапанов, роторов турбин) при неудовлетворительных результатах контроля металла определяется специализированной организацией.

Решение о дальнейшей эксплуатации энергооборудования принимается организацией-владельцем оборудования.

1.10. Возможность дальнейшей эксплуатации ответственных элементов и деталей энергооборудования (гибов трубопроводов, барабанов, коллекторов котлов, главных паропроводов, корпусов цилиндров, стопорных клапанов, роторов турбин) после выработки ими паркового ресурса определяется специализированными организациями, имеющими лицензию Госгортехнадзора России на экспертизу промышленной безопасности. Заключение экспертизы промышленной безопасности утверждается органами Госгортехнадзора России.

Решение о продлении эксплуатации указанного оборудования утверждается РАО "ЕЭС России".

1.11. На основании настоящей ТИ допускается разработка местных производственных инструкций по контролю металла оборудования электростанции, которые в части объема и периодичности контроля могут отличаться от нее. Эти инструкции подлежат пересмотру не реже одного раза в пять лет. Инструкции согласовываются с РАО "ЕЭС России" и Госгортехнадзором России..

1.12. Новые методы и средства контроля, технического диагностирования металла оборудования могут использоваться на электростанциях после рассмотрения РАО "ЕЭС России" и принятия решения об их применении на основании заключения специализированной организации. Решение РАО "ЕЭС России" о допуске новых методов и средств контроля на оборудовании, подконтрольном Госгортехнадзору России, согласовывается с Госгортехнадзором России.

1.13. Решение о порядке контроля и продления срока службы элементов оборудования, изготовленных из новых отечественных сталей или сталей иностранного производства, готовится РАО "ЕЭС России" на основании заключения специализированной организации и согласовывается с Госгортехнадзором России.

1.14. Изменения в настоящую ТИ вносятся совместным решением Госгортехнадзора России и РАО "ЕЭС России" на основании предложений специализированных организаций.

1.15. Допускается корректировка объемов, методов и номенклатуры контроля состояния оборудования при ремонте или техническом перевооружении оборудования ТЭС РАО "ЕЭС России". Решение о корректировке принимается РАО "ЕЭС России" и согласовывается с Госгортехнадзором России.

По турбоагрегатам и турбинному оборудованию РАО "ЕЭС России" вносит изменения в номенклатуру и объемы контроля металла и методики продления срока службы без согласования с Госгортехнадзора России.

1.16. Результаты контроля, полученные в соответствии с требованиями предыдущей редакции ТИ, могут использоваться при определении возможности дальнейшей работы оборудования и могут быть оформлены в табличной форме как предыдущей, так и настоящей ТИ (Приложения 2 - 11).

 

2. Парковый ресурс элементов тепломеханического оборудования

 

В данном разделе приводятся значения паркового ресурса основных элементов энергооборудования.

Парковый ресурс - наработка однотипных по конструкции, маркам стали и условиям эксплуатации элементов теплоэнергетического оборудования, которая обеспечивает их безаварийную работу при соблюдении требований действующей нормативно-технической документации.

Парковый ресурс не является предельным сроком эксплуатации.

Возможность и условия эксплуатации энергетического оборудования сверх паркового ресурса устанавливаются РАО "ЕЭС России" на основании заключения специализированной организации.

 

2.1. Котлы

 

2.1.1. Значения паркового ресурса коллекторов котлов в зависимости от расчетных параметров эксплуатации и примененных марок стали приведены в табл.2.1.

 

Таблица 2.1

 

Марка стали коллектора
котла
Расчетная температура
пара в коллекторе, °C
Парковый ресурс
коллекторов котла,
тыс.ч
12МХ

12МХ

15ХМ

12Х1МФ

12Х1МФ

15Х1М1Ф

15Х1М1Ф
<=510

511-530

<=530

<=545

>545

<=545

>545
300

250

300

200

150

200

150

 

2.1.2. Парковый ресурс прямых участков и гибов паропроводов и пароперепускных труб в пределах котлов и турбин равен парковому ресурсу прямых участков и гибов станционных паропроводов, эксплуатирующихся при таких же номинальных параметрах пара.

2.1.3. Парковый ресурс труб поверхностей нагрева устанавливается лабораторией или службой металлов владельца оборудования или специализированной организацией,

2.1.4. Парковый ресурс барабанов из стали 22К и 16ГНМА составляет 300 тыс.ч для однобарабанных котлов и 250 тыс.ч для двухбарабанных котлов и барабанов из сталей других марок. Парковый ресурс барабанов, имеющих поврежденность на уровне показателей п.2.3. "Инструкции..." [2], корректируется в соответствии с табл.2.1. данной "Инструкции...".

 

 

2.2. Турбины

 

2.2.1. Значения паркового ресурса турбин в зависимости от параметров их эксплуатации и мощности, а также завода-изготовителя приведены в табл. 2.2.

 

Таблица 2.2

 

Завод-изго-
товитель
Давление
свежего пара,
МПа
Мощность, МВт Парковый ресурс турбин
тыс.ч Количество
пусков
ТМЗ 9 и менее

13-24
50 и менее

50-250
270

220
900

600
ЛМЗ 9 и менее

13-24

24
100 и менее

50-300

500-1200
270

220

100
900

600

300
НПО
Турбоатом
9 и менее


13

24

24
50 и менее


160

300

500
270


200

170

100
900


600

450

300

 

- Турбины с температурой свежего пара на входе менее 450°C, а также элементы ЦСД турбин без горячего промперегрева паркового ресурса не имеют.

- Парковый ресурс турбин, элементы которых работают в условиях ползучести, определяется наработкой или количеством пусков турбины; оба параметра действуют независимо.

- Парковый ресурс турбин, не вошедших в данную таблицу, приравнивается к значению расчетного ресурса, указанного в паспорте оборудования. При отсутствии этих данных следует обращаться на завод-изготовитель.

 

2.3. Крепеж

 

1.2.3.1. Парковый ресурс крепежа арматуры и разъемов турбин в зависимости от номинальных параметров их эксплуатации и примененных марок стали приведен в табл. 2.3.

 

Таблица 2.3

 

Марка стали крепежа Номинальная температура
пара, °C
Парковый ресурс крепежа
арматуры и разъемов
турбин
ЭИ723

ЭИ723

ЭП182

ЭП44

ЭП44

ЭИ10

ЭИ993
<=525

>525

<=560

<=545

>545

<=510

<=560
200

100

220

220

100

270

220

 

2.4. Паропроводы

 

В табл.2.4 приведены значения паркового ресурса паропроводов и их основных элементов в зависимости от типоразмеров паропроводов, номинальных параметров пара и марок стали.

 

Таблица 2.4

 

Марка стали Типоразмер паропровода,
mm.
Номинальные
параметры пара
Парковый ресурс
основных элементов
паропровода, тыс.ч
Парковый
ресурс
паропровода в
целом, тыс.ч
S R T, °C р, МПа Прямые
трубы
Гибы труб
1. 15Х1М1Ф

2. 15Х1М1Ф

3. 15Х1М1Ф

4. 15Х1М1Ф

5. 15Х1М1Ф

6. 15Х1М1Ф

7. 15Х1М1Ф

8. 15Х1М1Ф

9. 15Х1М1Ф

10. 15Х1М1Ф

11. 15Х1М1Ф

12. 15Х1М1Ф

13. 15Х1М1Ф

14. 15Х1М1Ф

15. 15Х1М1Ф

16. 15Х1М1Ф

17. 15Х1М1Ф

18. 15Х1М1Ф

19. 15Х1М1Ф

20. 15Х1М1Ф

21. 15Х1М1Ф

22. 15Х1М1Ф

23. 15Х1М1Ф

24. 15Х1М1Ф

25. 15Х1М1Ф

26. 15Х1М1Ф

27. 15Х1М1Ф

28. 15Х1М1Ф

29. 15Х1М1Ф

30. 15Х1М1Ф

31. 15Х1М1Ф

32. 15Х1М1Ф

33. 15Х1М1Ф

34. 15Х1М1Ф

35. 15Х1М1Ф

36. 15Х1М1Ф

37. 18Х1М1Ф

38. 15Х1М1Ф

39. 15Х1М1Ф

40. 15Х1М1Ф

41. 15ХМ

42. 15ХМ

43. 15ХМ

44. 15ХМ

45. 15ХМ

46. 15ХМ

47. 15ХМ

48. 15ХМ

49. 15ХМ

50. 15ХМ

51. 15ХМ

52. 15ХМ

53. 15ХМ

54. 12Х1МФ

55. 12Х1МФ

56. 12Х1МФ

57. 12Х1МФ

58. 12Х1МФ

59. 12Х1МФ

60. 12Х1МФ

61. 12Х1МФ

62. 12Х1МФ

63. Т2Х1МФ

64. 12Х1МФ

65. 12Х1МФ

66. 12Х1МФ

67. 12Х1МФ

68. 12Х1МФ

69. 12Х1МФ

70. 12Х1МФ

71. 12Х1МФ

72. 12Х1МФ

73. 12Х1МФ

74. 12Х1МФ

75. 12Х1МФ

76. 12Х1МФ

77. 12Х1МФ

78. 12Х1МФ

79. 12Х1МФ

80. 12Х1МФ

81. 12Х1МФ

82. 12Х1МФ

83. 12Х1МФ

84. 12Х1МФ

85. 12Х1МФ

86. 12Х1МФ

87. 12X1МФ

88. 12Х1МФ

89. 12Х1МФ

90. 12X1МФ

91. 12Х1МФ

92. 12Х1МФ

93. 12Х1МФ

94. 12Х1МФ

95. 12Х1МФ

96. 12X1МФ

97. 12X1МФ

98. 12Х1МФ

99. 12Х1МФ

100. 12X1МФ

101. 12Х1МФ

102. 12Х1МФ

103. 12Х1МФ

104. 12X1МФ

105. 12Х1МФ

106. 12Х1МФ

107. 12Х1МФ

108. 12Х1МФ

109. 12X1МФ

110. 12Х1МФ

111. 12Х1МФ

112. 12Х1МФ

113. 12Х1МФ

114. 12Х1МФ

115. 12Х1МФ

116. 12Х1МФ

117. 12X1МФ

118. 12Х1МФ

119. 12Х1МФ

120. 12Х1МФ

121. 12Х1МФ

122. 12X1МФ

123. 12Х1МФ

124. 12Х1МФ

125. 12Х1МФ

126. 12Х1МФ

127. 12Х1МФ

128. 12Х1МФ

129. 12Х1МФ

130. 12Х1МФ

131. 12Х1МФ

132. 12Х1МФ

133. 12Х1МФ

134. 12Х1МФ

135. 12Х1МФ

136. 12X1МФ

137. 12Х1МФ

138. 12Х1МФ

139. 12Х1МФ

140. 12Х1МФ

141. 12Х1МФ

142. 12X1МФ

143. 12Х1МФ

144. 12Х1МФ

145. 12Х1МФ

146. 12Х1МФ

147. 12Х1МФ

148. 12X1МФ

149. 12Х1МФ

150. 12Х1МФ

151. 12Х1МФ

152. 12Х1МФ

153. 12Х1МФ

154. 12Х1МФ

155. 12Х1МФ

156. 12Х1МФ

157. 12X1МФ

158. 12Х1МФ

159. 12Х1МФ

160. 12Х1МФ

161. 12Х1МФ

162. 12Х1МФ

163. 12Х1МФ

164. 12Х1МФ

165. 12Х1МФ

166. 12Х1МФ

167. 12Х1МФ

168. 12Х1МФ

169. 12Х1МФ

170. 12Х1МФ

171. 12Х1МФ

172. 12Х1МФ

173. 12Х1МФ

174. 12Х1МФ

175. 12Х1МФ

176. 12Х1МФ

177. 12Х1МФ

178. 12Х1МФ

179. 12Х1МФ

180. 12Х1МФ

181. 12Х1МФ

182. 12Х1МФ

183. 12Х1МФ

184. 12X1МФ

185. 12Х1МФ

186. 12Х1МФ

187. 12Х1МФ

188. 12Х1МФ

189. 12X1МФ

190. 12X1МФ

191. 12Х1МФ

192. 12Х1МФ

193. 12Х1МФ

194. 12Х1МФ

195. 12Х1МФ

196. 12Х1МФ

197. 12Х1МФ

198. 12Х1МФ

199. 12Х1МФ

200. 12Х1МФ

201. 12Х1МФ

202. 12Х1МФ

203. 12Х1МФ

204. 12Х1МФ

205. 12Х1МФ

206. 12Х1МФ

207. 12Х1МФ

208. 12Х1МФ

209. 12X1МФ

210. 12Х1МФ

211. 12Х1МФ

212. 12Х1МФ

213. 12Х1МФ

214. 12Х1МФ

215. 12Х1МФ

216. 12Х1МФ

217. 12Х1МФ

218. 12Х1МФ

219. 12Х1МФ

220. 12Х1МФ

221. 12X1МФ

222. 12МХ

223. 12МХ

224. 12МХ

225. 12МХ

226. 12МХ

227. 12МХ

228. 12МХ

229. 12МХ

230. 12МХ

231. 12МХ

232. 12МХ

233. 12МХ

234. 12МХ

235. 12МХ

236. 12МХ

237. 12МХ

238. 12МХ

239. 12МХ

240. 12МХ

241. 12МХ

242. 12МХ

243. 12МХ

244. 12МХ

245. 12МХ

246. 12МХ

247. 12МХ

248. 12МХ

249. 12МХ

250. 12МХ
980

720

630

465

426

377

377

377

377

377

377

377

377

325

273

273

273

273

273

273

273

273

273

273

245

245

245

245

219

219

219

219

219

219

219

194

194

194

168

159

325

325

325

273

273

273

273

273

245

219

194

194

168

630

525

465

465

465

465

465

465

426

426

426

426

426

426

426

377

377

377

377

377

377

377

377

377

377

325

325

325

325

325

325

325

325

325

325

325

325

325

325

325

325

325

325

325

325

325

325

325

325

325

325

325

273

273

273

273

273

273

273

273

273

273

273

273

273

273

273

273

273

273

273

273

273

273

273

273

273

273

273

273

273

273

273

273

273

273

273

273

273

273

273

273

273

273

273

273

273

245

245

245

245

245

245

219

219

219

219

219

219

219

219

219

219

219

219

219

219

219

219

219

219

219

219

219

219

219

219

219

219

219

194

194

194

194

194

194

194

194

194

194

194

194

194

194

194

168

168

168

159

159

159

159

159

133

133

133

133

133

133

133

133

133

133

133

133

133

133

133

325

326

325

325

325

273

273

273

273

273

273

273

273

273

273

245

245

219

219

219

219

194

194

194

194

194

194

194

168
40

25

25

75

16

60

50

45

45

45

43

43

40

60

50

45

36

36

35

34

32

32

26

16

45

45

45

32

26

26

25

25

24

24

22

38

36

20

32

30

40

34

30

40

35

30

28

26

40

22

20

18

19

28

45

20

20

20

19

19

19

20

20

18

18

18

17

17

50

50

50

45

45

17

17

16

15

15

50

50

48

45

45

42

42

42

42

40

38

38

38

38

30

30

25

24

24

24

24

22

22

20

20

13

12

45

40

40

36

36

36

36

36

36

36

36

32

32

32

32

32

32

32

32

28

28

26

26

26

26

26

25

24

22

22

22

22

20

20

20

20

20

18

17

17

17

16

16

13

11

62,5

45

32

32

30

25

35

32

32

29

29

28

28

28

28

26

26

26

26

26

26

25

25

25

24

24

22

18

18

16

16

16

14

22

20

19

19

19

18

16

15

15

15

15

14

14

14

12

20

14

13

30

20

12

10

7

20

20

17

17

17

16

16

16

15

15

15

13

13

13

10

36

34

30

28

24

36

32

32

26

28

26

26

22

20

18

25

22

24

22

22

20

20

20

19

19

18

15

14

16
4500

2500

2300

2100

1700

1500

1500

1500

1500

1500

1500

1500

1500

1370

1000

1000

1000

1000

1000

1000

1000

1000

1000

1000

1000

1000

1000

1000

850

850

850

850

850

850

850

750

750

750

700

650

1370

1370

1370

1000

1000

1000

1000

1000

1000

850

750

750

700

2300

2500

2100

2100

2100

2100

2100

2100

1700

1700

1700

1700

1700

1700

1700

1500

1500

1500

1500

1500

1500

1500

1500

1500

1500

1370

1370

1370

1370

1370

1370

1370

1370

1370

1370

1370

1370

1370

1370

1370

1370

1370

1370

1370

1370

1370

1370

1370

1370

1370

1370

1370

1000

1000

1000

1000

1000

1000

1000

1000

1000

1000

1000

1000

1000

1000

1000

1000

1000

1000

1000

1000

1000

1000

1000

1000

1000

1000

1000

1000

1000

1000

1000

1000

1000

1000

1000

1000

1000

1000

1000

1000

1000

1000

1000

1000

1000

1000

1000

1000

1000

1000

1000

850

850

850

850

850

850

850

850

850

850

850

850

850

850

850

850

850

850

850

850

850

850

850

850

850

850

850

750

750

750

750

750

750

750

750

750

750

750

750

750

750

750

700

700

700

650

650

650

650

650

600

600

600

600

600

600

600

600

600

600

600

600

600

600

600

1370

1370

1370

1370

1370

1000

1000

1000

1000

1000

1000

1000

1000

1000

1000

1000

1000

850

850

850

850

750

750

750

750

750

750

750

700
545

545

545

545

565

545

560

560

550

545

560

550

545

545

550

545

560

545

565

545

545

540

510

510

560

550

545

545

545

540

565

545

545

540

510

560

545

545

550

545

510

510

510

510

510

510

510

510

510

510

510

510

510

560

510

560

545

545

545

545

545

545

545

545

545

545

565

545

565

565

550

560

545

565

545

545

565

565

560

545

565

565

545

565

560

555

545

565

560

545.

540

510

510

500

540

540

520

510

500

530

500

510

500

565

565

550

560

545

560

560

555

550

545

540

535

510

560

560

555

555

550

545

540

510

530

510

530

530

510

510

500

540

510

540

510

500

500

540

520

510

510

500

510

520

510

510

510

500

560

545

550

545

540

540

560

510

560

560

555

560

545

560

545

510

510

560

550

545

540

510

500

560

550

545

545

510

510

540

535

545

510

500

510

510

540

540

510

510

510

540

540

520

510

500

510

510

500

510

560

540

540

545

560

540

510

545

560

550

560

550

540

560

560

550

540

530

500

540

530

500

540

510

510

510

510

510

510

510

500

510

510

510

500

510

510

510

510

510

510

510

500

510

510

500

510

500

510

500

510

510
3,9

3,9

3,9

25,5

2,2

25,5

14

14

13

14

14

13

14

25,5

25,5

14

14

14

14

14

14

10

10

10

25,5

25,5

25,5

14

14

10

14

14

14

10

10

25,8

25,5

14

24

25,5

10

10

10

10

10

10

10

10

10

10

10

10

10

3,9

10

2,85

3,9

3,2

2,8

4,2

3,9

3,7

3,2

3,9

3.2

2,5

2.4

3,9

15,5

14

14

14

14

3,9

3,9

3,2

3

2,8

14

14

13

14

14

13

14

13

14

14

14

14

10

10

10

10

10

10

10

10

10

9

9

10

8,5

3

2,8

14

14

14

15,5

14

13

14

14

14

13

10

14

13,5

14

13

14

14

14

10

11

10

11

10

10

9

10

10

10

10

10

10

9

10

10

10

9

10

10

10

11

10

10

9

3,9

2,6

25,5

14

10

13,5

14

14

14

13

14

14

14

14

14

14

10

14

14

14

10

10

10

13,5

14

14

15,5

10

10

10

9

3,2

10

7,1

10

10

10

10

10

9

10

10

10

10

10

10

11

10

9

10

14

10

10

25,5

14

10

10

2,6

14

14

14

13

10

14

13,5

14

10

9

9

10

9

9

10

10

10

10

10

10

10

10

9

11

10

10

9

10

10

10

10

10

10

10

9

10

10

9

10

10

10

10

10

10
400

300

400

175

400

150

300

250

300

300

200

300

300

320

250

400

300

400

300

400

300

400

400

300

175

300

300

400

300

400

150

300

300

400

400

250

300

250

300

300

400

400

350

400

400

400

400

350

400

350

400

350

400

300

400

300

300

300

350

300

300

300

350

300

300

400

300

300

80

150

300

115

300

210

300

320

300

300

300

350

300

180

320

180

180

300

300

80

80

300

350

400

400

400

200

110

350

350

400

300

400

220

400

300

300

350

300

330

120

200

300

300

300

300

350

400

90

120

140

210

200

300

300

400

350

400

350

370

400

400

400

300

400

270

400

400

400

105

350

350

400

400

300

140

150

300

180

350

300

400

300

400

400

300

150

350

300

300

300

200

300

160

300

400

400

100

210

300

400

400

400

100

165

235

100

400

400

280

300

400

350

400

300

400

350

300

400

400

400

295

200

350

370

400

350

350

400

300

90

300

180

225

140

100

250

400

300

320

160

300

400

90

125

210

350

400

400

300

400

400

108

350

330

320

300

170

400

400

400

350

350

320

400

230

160

110

350

300

350

350

400

350

350

400

350

400

350

350

145

330
100

150

270

110

250

100

250

200

250

250

150

250

240

250

200

350

250

300

220

300

250

350

350

200

110

200

250

300

250

350

100

250

250

350

380

200

250

170

250

250

350

350

300

350

350

350

320

300

350

320

350

300

350

120

400

250

250

250

300

130

200

250

300

250

250

300

250

175

70

110

250

85

250

95

250

270

160

200

250

300

250

140

270

135

130

250

250

70

75

210

270

350

350

350

105

75

300

300

350

145

350

140

300

155

125

250

250

270

100

160

250

250

250

250

270

350

80

95

110

165

150

220

250

350

300

350

300

320

350

350

350

250

350

165

350

350

350

75

300

300

320

330

250

70

70

140

80

300

185

300

250

350

350

250

115

320

250

250

250

155

250

120

250

350

350

75

150

215

300

350

350

75

120

165

70

350

350

170

250

350

300

350

150

350

300

250

350

350

350

180

100

300

320

350

250

300

350

110

80

180

100

160

100

80

110

350

250

270

110

250

350

75

90

150

270

350

350

250

350

350

70

320

300

300

230

120

350

350

350

300

320

300

350

170

115

75

300

250

330

300

350

300

300

350

300

350

300

300

105

300
100

150

270

110

250

100

250

200

250

250

150

250

240

250

200

350

250

300

220

300

250

350

350

200

110

200

250

300

250

350

100

250

250

350

350

200*

250

170

250

250

350

350

300

350

350

350

320

300

350

320

350

300

350

120*

400

250

250*

250

300

130*

200*

250

300

250*

256

300

250

175

70

110

250

85

250*

95*

250

270

160*

200*

250*

300

250*

140*

270

135*

130*

250*

250

70

75

210*

70

350

350

350

105

75

300

300

350

145*

350

140

300

155*

125*

250

250*

270

100*

160*

250*

250*

250

250

270

350

80

95

110*

165

150*

220*

250*

350

300

350

300

320

350

350

350

250

350

165*

350

350

350

75

300

300

320

330

250*

70

70

140*

80

300

185"#

300

250

350

350

250

115*

320

250

250*

250*

155*

250

120*

250*

350

350

75

150*

215*

300

350

350

75

120*

165*

70

350

350

170*

250

350

300

350

150*

350

300

250

350

350

350

180*

100*

300

320

350

250*

300

350

110

80

180*

100*

160*

100*

80

110

350

250*

270

110*

250*

350

75

90

150*

270

350

350

250

350

350

70

320

300

300

230

120

350

350

350

300

320

300

350

170

115

75

300

250

330

300

350

300*

300

350

300

350

300

300*

105

300

 

* Паропроводы, для которых необходимо определить возможность дальнейшей эксплуатации, если ранее для них она не была определена.

 

- Парковый ресурс стыковых сварных соединений приравнивается к парковому ресурсу прямых труб соответствующих паропроводов.

- Парковый ресурс, литых корпусов арматуры, тройников, гнутых отводов (гибов), переходов, работающих при температуре эксплуатации 450°С и выше, независимо от марки стали устанавливается равным 250 тыс.ч.

- Парковый ресурс тройниковых сварных, а также стыковых сварных соединений, состоящих из элементов с разной толщиной (например, соединения труб с литыми, коваными деталями и переходами), устанавливается специализированными научно-исследовательскими организациями.

- Парковый ресурс ЦБЛ труб большинства типоразмеров равен 100 тыс.ч, а труб диаметром 630 x 25 мм, работающих при температуре 545°С и давлении 2,5 МПа,-150 тыс.ч.

 

3. Методы, объемы и сроки проведения контроля состояния металла
и сварных соединений энергооборудования

 

При проведении контроля основного металла и сварных соединений элементов энергооборудования необходимо учитывать следующее:

Начало проведения контроля определяется или достижением количества пусков, или наработки (см. разд.3.1 - 3.4) т.е. оба параметра (количество пусков и наработка) действуют независимо.

При выявлении повреждений энергооборудования в процессе эксплуатации, а также обнаружении недопустимых дефектов при контроле решение о необходимости и объеме дополнительного контроля принимает организация, проводившая техническое диагностирование.

В графе "Метод контроля" приняты следующие сокращения:

ВК -визуальный контроль;

ЦД - цветной контроль проникающими веществами;

УЗК - ультразвуковой контроль;

УЗТ - ультразвуковая толщинометрия;

МПД - магнитопорошковая дефектоскопия;

ТР - химическое травление;

ТВК - токовихревой контроль;

ТВ - измерение твердости;

МР - метод реплик;

МК - магнитный контроль;

Тип 1 (Тр + Тр) - стыковое сварное соединение трубы с трубой;

Тип 2 (ККН) - стыковое сварное соединение трубы с донышком коллектора, литой, кованой и штампованной деталью; продольные швы штампосварных колен, стыковые сварные соединения с конструктивными концентраторами напряжений, тройниковые и штуцерные сварные соединения;

РОПС - ревизия опорно-подвесной системы;

ПРПС - поверочный расчет на прочность и самокомпенсацию.

 

3.1. Котлы

 

Объект
контроля
Расчетные
параметры среды
Количество пусков до начала
контроля
Метод контроля Объем контроля Периодичность
проведения контроля
Примечания
Энергоблоки
мощностью 300
МВт и выше
Энергоустанов-
ки мощностью
менее 300
МВт
Трубы поверхностей нагрева, трубопроводы в пределах котла с наружным диаметром 100 мм и более, коллекторы
1. Поверхности
нагрева
450°C и выше     УЗТ Выборочно в зонах с
максимальной
температурой стенки в
объеме не менее 25 труб
Каждые 50 тыс.ч При выявлении утонения более
0,5 мм измерения производить
каждые 25 тыс.ч
ВК, МК 100% доступных труб Каждые 50 тыс.ч Перечень труб, доступных для
контроля, утверждается главным
инженером ТЭС
Оценка состояния
металла вырезок
  По результатам МК,
через каждые 50 тыс.
ч. При наличии
повреждений - по
результатам МК
независимо от
наработки
Количество и места вырезок с
каждой поверхности нагрева с
учетом результатов ВК и МК
утверждаются главным инженером
ТЭС в соответствии с [3-5]
Ниже 450°C     ВК, МК, УЗТ 50% доступных труб Каждые 50 тыс.ч 1. Исключая экономайзер
2. Магнитный контроль
проводится по решению главного
инженера ТЭС
3. Количество и места вырезок
с каждой поверхности нагрева с
учетом результатов ВК и МК в
соответствии с [4, 5]
утверждаются главным инженером
ТЭС
Оценка состояния
металла вырезок
Не менее 2 труб в зонах
с ускоренной коррозией
(более 1 мм за 105 ч
   
2. Экономайзер Независимо от
параметров
- - ВК 100%# Каждые 50 тыс.ч  
УЗТ, МК (по
Нобходим.)#
5% Каждые 50 тыс.ч  
3. Цельносварные
топочные экраны
300°C и выше     ВК, УЗТ В зоне максимальных
тепловых нагрузок
Через 50 тыс.ч. далее
в каждый капитальный
ремонт. На котлах,
работающих на газовом
топливе, - каждые 100
тыс.ч
Количество контрольных
участков размером 200x200 мм и
места их расположения должны
со ответствовать схеме,
утвержденной главным инженером
электростанции
Оценка состояния
металла вырезок
В зонах, где
происходили повреждения
В ближайший
капитальный ремонт
Количество вырезок и места их
расположения должны
соответствовать схеме,
утвержденной главным инженером
станции
4. Трубопроводы:
из сталей:
12МХи15ХМ
450°C и выше - - Измерение
остаточной
деформации
Прямые трубы и гибы Каждые 100 тыс.ч 1. При достижении значения
остаточной деформации, равного
половине допустимого,
измерение остаточной
деформации производится для
прямых труб каждые 50 тыс.ч,
для гибов- 25 тыс. ч.
2. При значении паркового
ресурса 100 тыс.ч и менее
измерения остаточной
деформации прямых труб
производятся при достижении
наработки, равной парковому
ресурсу, гибов - равной
половине паркового ресурса
3. По достижении паркового
ресурса проводится ПРПС
4. При выявлении
микроповрежденности 3 балла и
более точная деформация
измеряется каждые 25 тыс.ч
Выбор гибов для оценки
микроповрежденности
производится по результатам
поверочного прочностного
расчета всех#
12Х1МФИ 15ХШ1Ф 500°C и выше - - Для прямых труб каждые
100 тыс.ч, для гибов -
каждые 50 тыс.ч
независимо от
марки стали
450°C и выше - - Измерение
овальности и
УЗТ, УЗК, МПД
гибов, РОПС
Гибы 100% В исходном состоянии и
после выработки
паркового ресурса
  500°C и выше - - МР







Оценка состояния
металла по
вырезкам
10%, но не менее трех
гибов труб каждого
назначения





Одна вырезка из гиба с
максимальной степенью
микроповрежденности
1. После выработки
паркового ресурса

2. Остаточная
деформация достигла
половины
допустимого значения

После выработки
паркового ресурса или
при достижении
микроповрежденности
3-го балла и более
5. Выходные
коллекторы
пароперегревате-
лей
535°C и выше 500 500 ВК Кромки внутренней
поверхности радиальных
отверстий в количестве
не менее 3 шт.
При достижении
паркового ресурса,
далее каждые 100 тыс.ч
1. Контролируется один
коллектор каждого вида
поверхности нагрева
2. При обнаружении трещин или
невозможности проведения
контроля вопрос о дальнейшей
эксплуатации решает
специализированная организация
6. Коллекторы 350°C и ниже После 200 тыс.ч, далее
каждые 100 тыс.ч
7. Выходной
коллектор
горячего
промперегрева
500°C и выше - - ВК, УЗК или ТВК Наружная поверхность
коллекторов в зоне
расположения штуцеров
на участке
протяженностью не менее
1000 мм, отстоящем от
1-го штуцера не ближе
чем на 400 мм
Каждые 100 тыс. ч  
8. Корпус
впрыскивающего
пароохладителя,
штатные впрыски
паропроводов
между
поверхностями
нагрева
Независимо от
параметров
500 700 ВК, УЗК Наружная и внутренняя
поверхности в зоне
расположения штуцера
водоподающего
устройства на длине 40
мм от стенки штуцера
Каждые 25 тыс.ч  
Пусковые впрыски
в паропроводах
горячего
промперегрева и
главных
паропроводах
450°C и выше - - ВК, МПД или ЦД,
УЗК, УЗТ
Наружная поверхность на
нижней образующей
на длине 0,5 м от места
впрыска и за защитной
рубашкой на длине
50-100 мм
Каждые 25 тыс.ч  
9. Гибы
необогреваемых
труб в пределах
котла с наружным
диаметром 57 мм
и более
450°C выше 600 700 ВК, МПД или ЦД,
УЗК, УЗТ,
измерение
овальности
20% гибов труб каждого
типоразмера
После выработки
половины паркового
ресурса, далее каждые
50 тыс.ч. но не реже,
чем через 200 пусков
1. При обнаружении дефектных
гибов объем контроля гибов
данного назначения
увеличивается в
два раза. При повторном
обнаружении дефектов объем
контроля увеличивается до 100%
2. Гибы труб диаметром менее
100 мм контролируются каждые
100 тыс.ч
3. УЗК и МПД (ЦД) проводятся
по всей гнутой части на 2/3
окружности, включая растянутую
и нейтральную зоны
  Ниже 450°C,
24.0 Мпа и выше
200 - ВК, МПД или ЦД,
или ТР, УЗК,
УЗТ, измерение
овальности


























Гибы диаметром
57-100 мм
контролируются
вырезкой и ВК
внутренней
поверхности
25% гибов труб каждого
типоразмера с D/S >
9,0; 10% D/S < 9,0, но
не менее 3 гибов


























Гибы диаметром 57-100
мм - не менее 3 шт. на
котел
После наработки 50
тыс. ч, но не позже
чем через 200 пусков
(D/S > 9,0), и после
наработки 100 тыс.ч,
но не позже чем через
400 пусков (D/S <=
9,0). Последующий
контроль через 50
тыс.ч, но не реже чем
через 150 пусков для
гибов труб с D/S > 9.0
и через 200 пусков для
гибов труб с D/S <=
9.0















Гибы диаметром 57-100
мм - после 150 тыс.ч,
далее каждые 50 тыс.ч
1. Выбор гибов для контроля
производится из условия, чтобы
количество дренируемых и не
дренируемых труб находилось в
пропорции 1:2
2. При обнаружении
недопустимых дефектов,

Подтвержденных# ВК вырезки
гиба, объем контроля гибов
труб данного назначения
(перепуска) увеличивается в
два раза. При повторном
обнаружении дефектов объем
контроля гибов труб данного
назначения (перепуска)
увеличивается до 100%.
Необходимость увеличения
объема контроля остальных
гибов определяется главным
инженером электростанции
3. УЗК и МПД (ЦЦ, ТР)
проводятся по всей гнутой
части на 2/3 окружности,
включая растянутую и
нейтральную зоны
4. При очередном контроле
проверяются гибы, не
проконтролированные ранее
При обнаружении недопустимых
дефектов в гибах диаметром
57-100 мм объем контроля
увеличивается в два раза, при
повторном обнаружении дефектов
подлежат замене 100% гибов
труб данного назначения и
диаметра
  Ниже 450°C,
10,0-14,0 МПа
- - - - - Для установок с давлением 10,0
и 14,0 МПа контроль гибов
проводится в соответствии с
[6]
Ниже 450°C ниже
10,0 МПа
  400 ВК, МПД или ЦД,
УЗК, УЗТ,
измерение
овальности
10% гибов труб каждого
типоразмера и
назначения, но не менее
трех
После наработки 150
тыс.ч, далее каждые 50
тыс.ч, но не реже чем
через 200 пусков
1. При обнаружении дефектных
гибов труб данного типоразмера
объем контроля увеличивается
вдвое, при повторном
обнаружении - до 100%
2. УЗК и МПД проводятся по
всей гнутой части на 2/3
окружности, включая растянутую
и нейтральную зоны
Барабаны сварные и цельнокованые* ВК
10. Обечайки 11 МПа выше     ВК Внутренняя поверхность
в доступных местах
После наработки 25
тыс.ч, далее каждые 50
тыс.ч
1. При выявлении подозритель-
ных мест привлекаются средства
инструментального контроля
2. При выявлении дефектов,
размер которых превышает
требования разд. 6.4 настоящей
ТИ, по требованию
специализированной организации
проводится исследование
свойств металла барабана на
пробке
11. Основные
продольные и
поперечные
сварные швы с
околошовной
зоной
11 МПа и выше 400 - ВК По всей длине сварных
швов на внутренней
поверхности в доступных
местах
После наработки 25
тыс.ч, далее каждые 50
тыс.ч, но не реже чем
через 200 пусков
1. В следующий контроль
проверяются участки швов, не
проверенные ранее, в том числе
в недоступных местах
(например, с наружной стороны)
2. При выявлении дефектов
контроль увеличивается до 100%

3. УЗК допускается проводить
по наружной стороне
МПД или ЦП, или
ТР, УЗК
10% длины каждого шва с
прилегающими зонами по
40 мм
12. Ремонтные
заварки в
основных сварных
швах,
выполненные без
отпуска
11 МПа и выше - - ВК, ЦД или МПД,
или ТР, УЗК
Наплавленный металл и
прилегающие зоны по 40
мм - 100%
Через 25 тыс.ч и 50
тыс.ч после ремонта,
далее каждые 50 тыс.ч
Аустенитные заварки
контролировать ЦД или ТР
каждые 25 тыс.ч
13. Ремонтные
заварки,
выполненные без
отпуска
11 МПа и выше - - ВК, МПД или ЦЦ,
или ТР
Наплавленный металл и
прилегающие зоны по 40
мм - 100%
Через 25 тыс.ч и 50
тыс.ч после ремонта
14. Ремонтные
заварки на
поверхности
трубных
отверстий и на
расстоянии от
них менее
диаметра,
выполненные без
отпуска
11 МПа и выше - - ВК, МПД или ЦЦ,
или ТР
Наплавленный металл и
прилегающие зоны по
40мм - 100%
Через 25 тыс.ч и 50
тыс.ч после ремонта,
далее каждые 50 тыс.ч
15. Швы приварки
сепарации
11 МПа, и выше - - ВК По всей протяженности
швов в доступных местах
Через 25 тыс.ч, далее
каждые 100 тыс.ч
1. Для барабанов из стали
16ГНМ через 25 тыс.ч, далее
через каждые 50 тыс.ч
2. Для следующего контроля
выбирать швы, не
контролировавшиеся ранее
В К, МПД или ЦД,
или ТР
10% протяженности швов
16. Днища 11,0 МПа и выше - - ВК, МПД или ЦД,
или ТР
Внутренняя поверхность
- 20%; швы приварки
крепления Лазового
затвора - 100%
После наработки 100
тыс.ч, далее каждые 50
тыс.ч
1. Каждый последующий контроль
проводится на участках, не
проконтролированных ранее
2. Объем и периодичность
контроля окуполенных днищ
устанавливаются
специализированными
организациями
17. Лазовые
отверстия
11.0 МПа и выше - 400 ВК, МПД или ЦД,
или ТР, УЗК
Поверхность лаза по
всей площади и
уплотнительная
поверхность затвора
100%
После наработки 100
тыс.ч, далее 50 тыс.ч,
но не реже чем через
200 пусков
 
18. Отверстия в
пределах
водяного объема
11,0 МПа и выше - 400 ВК Поверхность отверстий и
штуцеров с примыкающими
к ним участками
поверхности барабана
шириной 30-40 мм от
кромки отверстия в
объеме 100%
После наработки 100
тыс.ч, далее каждые 50
тыс.ч, но не реже чем
через 200 пусков
1. Контроль поверхности с
защитными рубашками или
присоединенных методом
вальцовки проводится на
участках внутренней
поверхности шириной 30-40 мм,
прилегающих к отверстию, без
удаления вальцовки или
защитной рубашки.
2. Выбор отверстий для
контроля МПД (ЦД, ТР)
производится по результатам
ВК. В контрольную группу
должны включаться все
отверстия труб для ввода
фосфатов, рециркуляции,
контроля и регулировки уровня
3. При обнаружении дефектов
объем контроля увеличивается
до 100%
4. Контроль МПД (ЦД, ТР) в
барабанах из стали 16ГНМ
проводится каждые 25 тыс.ч, но
не реже чем через 100 пусков
МПД или ЦД, или
ТР
То же в объеме 50%
19. Отверстия
труб парового
объема
11,0 Мпа и выше - 400 ВК, МПД или ЦД
или ТР
Поверхность отверстий и
штуцеров с примыкающим
к ним участком
внутренней поверхности
барабана шириной 30-40
мм от кромки отверстий
- в объеме 15% каждой
группы одноименного
назначения, но не менее
3
После наработки 150
тыс.ч, далее каждые 50
тыс.ч, но не реже чем
через 200 пусков
1. Каждый последующий контроль
проводить на отверстиях, не
прошедших контроль ранее
2. При выявлении дефектов
объем контроля увеличивается в
два раза, при повторном
выявлении дефектов объем
контроля увеличивается до 100%
20. Угловые
сварные
соединения
приварки
штуцеров труб
водяного и
парового объемов
10.0 МПа и выше
1
  - ВК С наружной поверхности
барабана металл
сварного шва с
околошовной зоной не
менее 30 мм на сторону
- 100% в доступных
местах,
После наработки, 125
тыс.ч, далее каждые 50
тыс.ч.
 
МПД или ЦД, или
ТР
С наружной поверхности
барабана металл
сварного шва с
околошовной зоной не
менее 30 мм на сторону;
15% швов каждой группы
труб одноименного
назначения, но не менее
2 шт. в каждой группе
1. Контроль проводится на
швах, худших по результатам ВК
2. При обнаружении
недопустимых дефектов объем
контроля увеличивается до 100%
        2. Ремонтные заварки:
наплавленный металл с
околошовной зоной не
менее 30 мм на сторону
- 100%
   
Литые детали Dy 100 мм и более. Крепеж
21. Корпусы
арматуры и
другие литые
детали
450°C и выше 600 900 ВК, МПД или ЦД,
или ТР
Радиусные переходы
наружных и внутренних
поверхностей - 100%
деталей
Каждые 50 тыс.ч, но не
реже чем через 300
пусков
1. При наличии на детали
ремонтной заварки - в каждый
капитальный ремонт
2. Корпусы арматуры с D_y <=
250 мм и все литые детали
контролируются только с
наружной стороны, корпусы
арматуры с D_y > 250 мм
контролируются методом МПД и
ВК снаружи 100%, изнутри - в
доступных местах
ТВ 100% После выработки
паркового ресурса
 
Отбор проб для
металлографичес-
кого анализа
Одна проба от одной
детали с максимальной
температурой
После выработки
паркового ресурса
Отбор проб производится по
требованию специализированной
организации
Ниже 450°C     ВК, МПД или ЦД,
или ТР
Радиусные переходы
наружных и внутренних
поверхностей - 10%
общего количества
деталей каждого
назначения
Каждые 50 тыс ч, но не
реже чем через 300
пусков
1. При обнаружении
недопустимых дефектов объем
контроля деталей данного
назначения увеличивается до
100%.
2. При последующем контроле
проверяются детали, не
контролировавшиеся ранее
Объект контроля Расчетные
параметры СРЕДЫ
Количество пусков до начала
контроля
Метод контроля Объем контроля Периодичность
проведения контроля
Примечания
Энергоблоки
мощностью 300
МВт и выше
Энергоустанов-
ки мощностью
менее 300 МВт
22. Шпильки М42
и большего
размера для
арматуры и
фланцевых
соединений
паропроводов
Независимо от
параметров
600 600 ВК, МПД или ЦД,
или ТВК, или ТР,
УЗК
Резьбовая поверхность -
в доступных местах
Каждые 50 тыс. ч.но не
реже чем через 300
пусков
1. Решение о контроле шпилек
М36 и менее принимает главный
инженер ТЭС
2. Критерии твердости в
соответствии с требованиями к
исходному состоянию
450°C и выше - - ТВ Торцевая поверхность со
стороны гайки - 100%
По достижении
паркового ресурса
3. Контроль методами МПД или
ЦД или ТВК, или ТР проводится
факультативно по решению
главного инженера
23. Гайки М42 и
большего размера
- 600 600 ВК, ТВ Торцевая поверхность По достижении
паркового ресурса
Критерии твердости в
соответствии с требованиями к
исходному состоянию

 

3.2. Станционные трубопроводы. Паропроводы
с наружным диаметром 100 мм и более; питательные
трубопроводы с наружным диаметром 76 мм и более

 

1. Трубы
паропроводов: из
сталей 12МХ,
15ХМ
450°C и выше - - Измерение
остаточной
деформации, РОПС
паропровода
Прямые трубы и гибы -
100%
Каждые 100 тыс. ч 1. При достижении значения
остаточной деформации, равного
половине допустимого,
измерение остаточной
деформации производится каждые
50 тыс.ч для прямых труб и 25
тыс.ч - для гибов
2. При значении паркового
ресурса 100 тыс.ч и
менее измерение остаточной
деформации производится при
достижении времени,
составляющего 50% паркового
ресурса
3. По достижении паркового
ресурса проводится ПРПС и
независимо от срока наработки
при отклонениях, выявленных
при ревизии ОПС
4. При выявлении
микроповрежденности 3 балла и
более остаточная деформация
измеряется каждые 25 тыс.ч
5. На тех электростанциях, где
за весь период эксплуатации
паропроводов не происходило
разрушений его элементов,
включая сварные соединения, а
также отсутствуют отклонения
от проекта в трассировке,
по результатам РОПС, ПРПС
проводится факультативно 6.
Паропроводы, изготовленные из
центробежнолитых труб"
контролируются в соответствии
с [7]
из сталей 12Х1МФ
15Х1М1Ф
500°C и выше - - Для гибов - каждые 50
тыс. ч, для прямых
труб - 100 тыс. ч
2. Гибы
паропроводов
независимо от
марки стали
Выше 500°C











450-500°C
-











-
-











-
ВК, ЦД или МПД,
УЗК
100%











5%
Контроль гибов по
достижении паркового
ресурса









Каждые 100 тыс.ч
1. УЗК и МПД проводятся по
всей длине гнутой
части на 2/3 окружности трубы,
включая растянутую и
нейтральную зоны
2. При значении паркового
ресурса 100 тыс. ч и менее
контроль гибов производится
при достижении наработки,
равной половине паркового
ресурса
        100% После 300 тыс.ч, далее
через каждые 100 тыс.
ч
Независимо от
параметров
- - УЗТ, измерение
овальности
100% В исходном состоянии,
по достижении
паркового ресурса
При выявлении овальности менее
2% после достижения паркового
ресурса или уменьшении ее
вдвое производится оценка
микроповрежденности металла
гиба
450°C и выше












Независимо от
параметров
- - Оценка
микроповрежден-
ности
Не менее трех гибов 1. При достижении
паркового ресурса
2. При достижении
значения остаточной
деформации, равного
половине допустимого
Контролю подвергаются гибы с
максимальной остаточной
деформацией, или с
максимальным уровнем
температур, или с максимальным
уровнем напряжений
Оценка состояния
металла по
вырезкам
На одном гибе 1. При достижении
паркового ресурса
2. При обнаружении
микроповрежденности 4
балла и более
Гиб, из которого производится
вырезка металла, определяется
с учетом результатов
неразрушающего контроля
3. Штампованные,
штампосварнью#
колена
450 450 ВК, ЦД или МПД,
УЗК
25% общего количества Каждые 50 тыс.ч, но не
реже чем через 150
пусков
1. В штампосварных коленах
контролируется 100% продольных
сварных швов
2. При обнаружении
недопустимых дефектов контроль
увеличивается до 100%
3. В каждый последующий
контроль должны проверяться
гибы, не проконтролированные
ранее
4.
Крутоизогнутые
отводы (R/D <
2,5)
- - - ВК, ЦД или МПД,
УЗК
50% общего количества Каждые 50 тыс.ч  
5. Участки
паропроводов в
местах приварки
штуцеров с Dy 50
мм и более,
дренажных линий,
врезок
БРОУ и РОУ
450°C и выше - - ВК, УЗК 100% в зоне
возможизноса, на
расстоянии не менее
двух диаметров труб от
места вырезки
Каждые 50 тыс.ч  
6. Питательные
трубопроводы от
напорного
патрубка
питательного
насоса до котла
Независимо
от параметров
250 500 Измерение
толщины стенки
(УЗТ)
Трубы и фасонные
детали после
выход-патрубков
регулирующей арматуры
на длине менее 10 D
трубы ходу движения
среды от регулирующего
дросселирующего органа,
зоны
установ-дроссельных#
шайбо-наборов,# щелевых
дросселей, тупиковые
участки в зонах
возможного
коррозионного износа
После 100 тыс. ч,
далее каждые 50 тыс.ч,
но не реже чем через
150 пусков
При необходимости производится
вырезка и ее исследование по
программе, утвержденной
специализированной
организацией
        ВК, измерение
толщины стенки,
овальности, УЗК,
РОПС
Гибы 50%   1. Обязательному контролю
подлежат крутоизогнутые гибы,
гибы байласов РПК и отводов
ПВД. Допускается не
контролировать гибы
соединительной питательной
магистрали электростанций с
поперечными связями при
отсутствии дефектов на других
проконтролированных эпемен-#

При обнаружении дефектов
должно быть проконтролировано
не менее 10% гибов каждого
коллектора питательной воды
2. При обнаружении
недопустимых дефектов хотя бы
в одном гибов# и подтверждении
их наличия ВК вырезки из гиба,
объем контроля увеличивается
до 100%
3. РОПС осуществляется по
решению специализированной
организации
4. При обнаружении
недопустимых дефектов более
чем в 30% гибов проводится ВК
внутренней поверхности литых
колен в количестве не менее
двух
5. Измерение овальности гибов
производится один раз за все
время эксплуатации
7. Корпусы
арматуры и
другие литые
детали
450°C и выше 600 900 ВК, МПД или ЦД,
или ТР
Радиусные переходы
наружных и внутренних
поверхностей - 100%
Каждые 50 тыс.ч, но не
реже чем через 300
пусков
1. При наличии на детали
ремонтной заварки - в каждый
капитальный ремонт
2. Корпусы арматуры с D_y <=
250 мм и все литые детали
контролируются только с
наружной стороны, корпусы
арматуры с D_y > 250 мм
контролируются методом МПД и
ВК снаружи 100%, изнутри - в
доступных местах
ТВ 100% После выработки
паркового ресурса
Отбор проб для
металлографичес-
кого анализа
Одна проба от одной
детали с максимальной
температурой
После выработки
паркового ресурса
Отбор проб проводится по
требованию специализированной
организации
  Ниже 450°C     ВК, МПД или ЦЦ,
или ТР
Радиусные переходы
наружных и внутренних
поверхностей - 10%
общего количества
деталей каждого
назначения
Каждые 50 тыс.ч, но не
реже чем через 300
пусков
1. При обнаружении
недопустимых дефектов объем
контроля деталей данного
назначения увеличивается до
100%
2. При последующем контроле
проверяются детали, не
контролировавшиеся ранее
8. Шпильки М42 и
большего размера
для арматуры и
фланцевых
соединений
паропроводов
Независимо от
параметров
600 600 ВК, МПД или ЦД,
или ТВК, или ТР,
УЗК
Резьбовая поверхность -
доступных местах
Каждые 50 тыс.ч, но не
реже чем через 300
пусков
1. Решение о контроле шпилек
М36 и менее принимает главный
инженер ТЭС
2. Критерии твердости в
соответствии с требованиями к
исходному состоянию
3. Контроль методами МПД или
ЦД, или ТВК, или ТР проводится
факультативно по решению
главного инженера
450°C и выше ТВ Торцевая поверхность со
стороны гайки - 100%
По достижении
паркового ресурса
9. Гайки М42 и
большего размера
  600 600 ВК.ТВ Торцевая поверхность По достижении
паркового ресурса
Критерии твердости в
соответствии с требованиями к
исходному состоянию

 

* Методы и объемы контроля состояния металла элементов барабанов при достижении паркового ресурса устанавливаются согласно [2].

 

3.3. Паровые турбины

 

Объект контроля Расчетные
параметры
среды
Метод контроля Объем контроля Периодичность
проведения контроля
Примечание
1. Корпусы
стопорных
регулирующих,
защитных
клапанов,
паровпускные
патрубки
цилиндров
50°C и выше ВК, ЦД или
МПД, или ТР
Внутренние
поверхности в местах
радиусных переходов
в доступных местах
Каждые 25 тыс.ч
эксплуатации, но не
реже чем через 300
пусков
Шлифовать и травить в
местах аустенитных заварок
Наружные поверхности
в местах радиусных
переходов - 100%
После наработки 25
тыс.ч, далее -
каждые 50 тыс.ч
2. Корпусы
цилиндров
(наружные и
внутренние),
сопловые
коробки
450°C и выше ВК, ЦД или
МПД, или ТР
Внутренние и
наружные поверхности
в местах радиусных
переходов - 100%
Каждые 50 тыс.ч, но
не реже чем через
450 пусков
При наличии ремонтных
выборок глубиной более 40%
толщины стенки и
неудовлетворительных
свойств металла, выявленных
при - исследовании вырезок,
согласно разд. 5.5 и 6.7
настоящей ТИ или при
вынужденной эксплуатации
корпусов с трещинами
периодичность контроля
определяется для деталей с
трещинами в недоступных
зонах по [8], для деталей с
трещинами в других зонах -
по [9]
3. Корпусы
цилиндров и
стопорных
клапанов
9-25 МПа Исследование
металла
вырезки
1. При наличии
оставленных в
эксплуатации трещин
2. После выработки
паркового ресурса
1. Размеры и место вырезки
определяются
специализированными
организациями по
согласованию с
заводом-изготовителем 2.
Виды испытаний и критерии
оценки состояния металла
представлены в разд. 5.5 и
6.7 настоящей ТИ 3. При
отсутствии трещин за весь
срок эксплуатации объем
вырезанного металла
сокращается
4. Сварные
соединения и
ремонтные
заварки
корпусных
деталей турбин
и паровой
арматуры
450°C и выше ВК, ЦД или
МПД, ТР или
ТВК
Сварные швы и
околошовная зона
шириной не менее 80
мм по обе стороны от
шва- 100%
Через 50 тыс.ч, но
не реже чем через
300 пусков
Шлифовать и травить в
местах аустенитных заварок
Ремонтные заварки,
выполненные
аустенитными
электродами - 100%
Через каждые 25
тыс.ч, но не реже
чем через 150 пусков
    Ремонтные заварки,
выполненные
перлитными
электродами по [61],
- 100%
Через каждые 50
тыс.ч, но не реже
чем через 300 пусков
При вынужденной
эксплуатации корпусов с не
полностью удаленными при
ремонте трещинами вопрос о
длительности работы и
периодичности контроля
решается специализированной
организацией
Ниже 450°C ВК, ЦД или
МПД, ТР, или
ТВК
Ремонтные заварки
вне зависимости от
технологии сварки -
100%
Через 50 тыс.ч,
далее - каждые 75
тыс.ч, но не реже
чем через 300 пусков
5.
Цельнокованые
валы высокого и
среднего
давления




































6. Насадные
диски среднего
и низкого
давления
Независимо
от
параметров
ВК Концевые части
валов, свободные от
уплотнений, обод,
гребни, галтели,
полотна дисков,
разгрузочные
отверстия, тепловые
канавки
промежуточных,
концевых и
диафрагменных
уплотнений,
полумуфты -
Каждые 50 тыс.ч, но
не реже чем через
300 пусков
Для турбин мощностью 500
МВт и более - каждые 25
тыс.ч, но не реже чем через
150 пусков
450°C и выше ЦД или МПД или
ТВК, УЗК
Обод, гребни,
разгрузочные
отверстия, отверстия
полумуфты, галтели
дисков, тепловые
канавки
После наработки 100
тыс.ч, далее -
каждые 50 тыс.ч, но
не реже чем через
300 пусков
Исследование
микроструктуры
ТВ
Полотно диска первой
ступени
После исчерпания
паркового ресурса
ВК, МПД или
ТВК, УЗК
Осевой канал с
диаметром 80 мм и
более
После наработки 100
тыс.ч и исчерпания
паркового ресурса
1. Для турбин мощностью 500
МВт и более проводится
контроль каждые 50 тыс.ч
2. Допускается не проводить
контроль осевого канала,
имеющего на поверхности
уступы, локальные выборки,
задиры. Срок эксплуатации
таких роторов определяется
специализированными
организациями
530°С и выше Измерения
остаточной
деформации
Осевой канал с
диаметром 80 мм и
более
После наработки 100
тыс.ч и исчерпания
паркового ресурса
Для турбин производства АО
ЛМЗ и АО ТМЗ факультативно
Независимо
от параметра
ВК Наружные поверхности
в доступных местах
Через каждые 50
тыс.ч, но не реже
чем через 300 пусков
Для дисков 16, 18, 20-й
ступеней турбин Т-175/1
85-130 ТМЗ - через каждые
25 тыс.ч, но не реже чем
через 150 пусков
В зоне
фазового
перехода
ВК, ЦД или
МПД, или ТВК,
УЗК
Обод, гребень,
разгрузочные
отверстия, кромки
заклепочных
отверстий, галтели,
ступичная часть,
продельный шпоночный
паз- 100%
7. Диафрагмы и
направляющие
лопатки
Независимо
от
параметров
ВК В доступных местах Каждые 50 тыс.ч, но
не реже чем через
300 пусков
 
8. Рабочие
лопатки
Независимо
от
параметров
ВК В доступных местах Каждые 50 тыс.ч, но
не реже чем через
300 пусков
 
В зоне
фазового
перехода
ВК, ЦД или
МПД, или ТВК,
или ТР
Паровходные м
выходные кромки в
доступных местах,
поверхность
отверстий
УЗК Хвостовики УЗК хвостовиков проводится
при конструктивной
возможности
9. Рабочие
лопатки
последних
ступеней
Независимо
от
параметров
ВК, ЦД или
МПД, или ТВК,
или ТР
Паровходные и
выходные кромки,
прикорневая зона,
хвостовики в
доступных местах,
кромки отверстий
Каждые 50 тыс.ч, но
не реже чем через
300 пусков
 
УЗК Выходные кромки -
100%
При наличии эрозионного
износа
10. Бандажи
(цельнокованые,
ленточные,
проволочные)
Независимо
от
параметров
ВК В доступных местах -
100%
Каждые 50 тыс. ч, но
не реже чем через
300 пусков
В подозрительных местах -
дополнительно
контролировать ЦД или МПД,
или ТВК, или ТР
11. Призонные
болты
Независимо
от
параметров
ВК, ЦД, или
МПД, или ТВК,
контроль
размеров, ТВ
100% Каждые 50 тыс.ч  
12.
Пароперепускные
трубы: из
сталей 12МХ,
15ХМ
450°С и выше Измерение
остаточной
деформации,
РОПС
паропровода
Прямые трубы и гибы
- 100%
Каждые 100 тыс.ч 1. При достижении значения
остаточной деформации,
равного половине
допустимого, измерение
остаточной деформации
производится каждые 50
тыс.ч для прямых труб и 25
тыс.ч - для гибов
2. При значении паркового
ресурса 100 тыс.ч и менее
измерение остаточной
деформации производится при
достижении наработки,
составляющей 50% паркового
ресурса
3. По достижении паркового
ресурса проводится ПРПС и
независимо от срока
наработки при отклонениях,
выявленных при РОПС
4. При выявлении
микроповрежденности 3 балла
и более остаточная
деформация измеряется
каждые 25 тыс.ч Ревизия ОПС
и ПРПС осуществляются в
обязательном порядке для
паропроводов свежего пара,
горячего промперегрева
пара; для других
паропроводов - в
соответствии с действующими
документами, а также по
усмотрению главного
инженера ТЭС
из сталей
12Х1МФ, 15Х1М1Ф
500°С и выше Для гибов каждые 50
тыс.ч, для прямых
труб - 100 тыс.ч
13. Гибы
пароперепускных
труб независимо
от марки стали
777777
Выше 500°С ВК, ЦД или
МПД, УЗК
100% Контроль гибов по
достижении паркового
ресурса
1. УЗК и МПД проводятся по
всей длине гнутой части на
2/3 окружности трубы,
включая растянутую и
нейтральную зоны
2. При значении паркового
ресурса 100 тыс.ч и менее
контроль гибов проводится
при достижении наработки,
равной половине паркового
ресурса
  450 - 500°С 5% Каждые 100 тыс.ч
  100% После 300 тыс.ч,
далее через каждые
100 тыс.ч
  Независимо
от
параметров
УЗТ, измерение
овальности
100% В исходном
состоянии, по
достижении паркового
ресурса
1. При выявлении овальности
менее 2% после достижения
паркового ресурса или
уменьшении ее вдвое
производится оценка
микроповрежденности металла
гиба
2. Контролю подвергаются
гибы с максимальным уровнем
температур, или с
максимальным уровнем
напряжений
3. Гиб, из которого
производится вырезка
металла, определяется с
учетом результатов
неразрушающего контроля
  450°С и выше Оценка
микроповрежде-
нности
Не менее трех гибов 1. При достижении
паркового ресурса
2. При достижении
значения остаточной
деформации, равного
половине допустимого
    Оценка
состояния
металла по
вырезкам
На одном гибе 1. При достижении
паркового ресурса
2. При обнаружении
микроповрежденности
 
14. Литые
колена и другие
фасонные детали
450°С и выше ВК, МПД, или
ЦЦ, или ТР
Радиусные переходы
наружных
поверхностей - 100%
Каждые 100 тыс.ч, но
не реже чем через
300 пусков
При наличии на детали
ремонтной заварки - в
каждый капитальный ремонт
15. Шпильки М42
и большего
размера для
клапанов и
разъемов
цилиндров
турбины
Независимо
от
параметров
ВК, МПД или
ЦД, или ТВК,
или ТР, УЗК
Резьбовая
поверхность - в
доступных местах
Каждые 50 тыс.ч, но
не реже чем через
300 пусков
Решение о контроле шпилек
М36 и менее принимает
главный инженер ТЭС
450°С и выше те Торцевая поверхность
со стороны гайки -
100%
По достижении
паркового ресурса
1. Критерии твердости в
соответствии с требованиями
к исходному состоянию 2.
Контроль методами МПД или
ЦД, или ТВК, или ТР
проводится факультативно по
решению главного инженера
16. Гайки М42 и
большего
размера
Независимо
от
параметров
ВК.ТВ   По достижении
паркового ресурса
Критерии твердости в
соответствии с требованиями
к исходному состоянию

 

3.4. Сварные соединения трубопроводов и коллекторов
с наружным диаметром 100 мм и более

 

Объект
контроля
Расчетные
параметры
среды
Количество пусков до начала
контроля
Тип сварного
соединения
Метод
контроля
Объем
контроля
Периодичность
проведения контроля
Примечание
Энергоблоки
мощностью 300
МВт и выше
Энергоустано-
вки мощностью
менее 300 МВт
1. Питательный
трубопровод от
напорного
патрубка
питательного
насоса до
котла
Независимо
от
параметров
    Тип 1 ВК, УЗК 5% Каждые 150 тыс.ч 1. При обнаружении в
контролируемой группе
недопустимых дефектов хотя бы
в одном сварном соединении
(трубных элементов данного
назначения) объем контроля
увеличивается вдвое. При
повторном обнаружении
недопустимых дефектов объем
контроля увеличивается до
100%
2. При каждом следующем
контроле обследованию
подлежит новая группа сварных
соединений
    600 900 Тип 2 ВК, МПД,
или ЦД, или
ТР, УЗК,
измерение
катета
угловых швов
25% Каждые 100 тыс.ч, но
не реже чем через 400
пусков
 
2. Коллекторы
и трубопроводы
в пределах
котла,
турбины,
станционные
трубопроводы и
паропроводы
От 250 до
450°C
- - Тип 1 ВК, УЗК 5% Каждые 150 тыс. ч  
  900 1200 Тип 2 ВК, МПД или
ЦД, или ТР,
УЗК
25% Каждые 150 тыс.ч, но
не реже чем через 600
пусков
От 450 до
510°C
450 600 Тип 1 ВК, УЗК 10% После 100, 200 тыс.ч,
далее каждые 50 тыс.ч
Тип 2 ВК. МПД или
ЦД, или ТР.
УЗК
50% После 100, 200 тыс.ч,
далее каждые 50
тыс.ч, но не реже чем
через 300 пусков
510°C и выше 450 600 Тип 1 ВК, МПД или
ЦД, или ТР,
УЗК
20% После 100 тыс.ч,
далее каждые 50 тыс.ч
Тип 2 ВК, МПД или
ЦД, или ТР.
УЗК
100% Через 100 тыс. ч,
далее каждые 50
тыс.ч, но не реже чем
через 200 пусков
      Тип 2 МР 10% По исчерпании
паркового ресурса,
далее по рекомендации
специализированной
организации
1. В местах с максимальным
уровнем напряжений,
выявленных при ПРПС
2. Для штуцерных сварных
соединений коллекторов Dy 100
мм и более - 5%
Тип 1.
Сварные
соединения
центробежно-
литых труб
ВК, МПД, или
ЦД, или ТР.
УЗК
100% По исчерпании
паркового ресурса,
далее по рекомендации
специализированной
организации
 
Тип 1 и 2
труб из
стали
15Х1М1ФС
литыми
деталями из
стали
15ХШ1ФЛ
ТВ металла
шва и
основного
металла
100% Каждые 100 тыс.ч 1. При отношении твердости
металла шва к твердости
основного металла "1 сварные
соединения подлежат переварке
или объем их контроля
назначается
специализированной
организацией
Тип 1 Оценка
состояния
сварного
соединения
по вырезкам
Одно сварное
соединение
на котел
По достижении
паркового ресурса
В месте с максимальным
уровнем напряжений,
выявленных при ПРПС
3.
Трубопроводы
из стали 20
400°C и выше     Тип 1 Оценка
состояния
металла по
вырезке для
выявления
графита
Одно сварное
соединение
Каждые 100 тыс. ч 1. При 100%-ном контроле
микроструктуры сварных
соединений неразрушающими
методами вырезку можно не
производить
2. При выявлении свободного
графита 1-го балла контроль
проводится каждые 50 тыс. ч

 

4. Порядок и организация проведения контроля металла и продления срока
службы оборудования после выработки паркового ресурса

 

4.1. Продление срока службы энергетического оборудования за пределы паркового ресурса осуществляется на основании:

- анализа режимов эксплуатации и результатов контроля металла оборудования за весь предшествующий срок службы;

- учета ежегодной наработки оборудования, температуры металла и давления пара за котлом, на входе в турбину и в секциях общестанционного коллектора;

- оценки физико-химических, структурных, механических и жаропрочных свойств длительно работающего металла;

#поверочного расчета на прочность элементов оборудования;

- поверочного расчета на прочность паропровода как единой пространственной конструкции (в соответствии с разд.7 настоящей ТИ) с оценкой состояния опорно-подвесной системы;

- расчета остаточного ресурса элементов энергооборудования, работающего в условиях ползучести или циклического нагружения.

Для оценки температурных режимов эксплуатации элементов оборудования, работающих в условиях ползучести, должен быть организован соответствующий контроль. Выбор места установки измерительных приборов должен быть согласован с лабораторией (группой) металлов и утвержден руководителем ТЭС.

4.2. Исходными данными для определения остаточного ресурса элементов оборудования являются:

условия эксплуатации за весь предшествующий срок службы (фактическая температура, наработка за все годы эксплуатации, колебания давления и число пусков из различных тепловых состояний);

геометрические размеры элементов энергооборудования и динамика их изменений за предшествующий срок службы;

физико-химические, структурные, механические и жаропрочные свойства длительно работающего металла, микроповрежденность на момент продления срока его службы;

результаты дефектоскопического контроля;

другие дополнительные данные, характерные для конкретного элемента оборудования.

4.3. К эксплуатации сверх паркового ресурса допускаются элементы оборудования, металл которых удовлетворяет критериям оценки состояния, приведенным в разд. 6 настоящей ТИ, при положительных результатах расчета на прочность и определения остаточного ресурса,

4.4. Специализированная организация проводит на основании исследований и данных владельца оборудования анализ состояния длительно работающего металла и составляет экспертное заключение о возможности и условиях дальнейшей эксплуатации оборудования. Для подготовки заключения специализированные организации используют результаты контроля и другие данные, имеющиеся у владельца оборудования, при получении которых были соблюдены требования действующей НД. Заключение утверждается Госгортехнадзором России.

4.5. При положительной оценке возможности дальнейшей эксплуатации оборудования специализированная организация разрабатывает и вносит в заключение номенклатуру и объемы контроля оборудования, условия его эксплуатации.

4.6. На основании выводов и рекомендаций экспертного заключения специализированной организации владелец составляет Решение АО-энерго (АО-электростанции), содержащее в своей постановляющей части конкретные предложения по условиям и срокам продления эксплуатации оборудования.

При отрицательном заключении специализированной организации о возможности дальнейшей эксплуатации энергетического оборудования владелец этого оборудования после проведения ремонтных работ или восстановительной термической обработки представляет его повторно в специализированную организацию, которая дала отрицательное заключение, для рассмотрения и подготовки заключения о возможности и условиях дальнейшей эксплуатации энергетического оборудования.

4.7. Решение АО-энерго (АО-электростанции) о дальнейшей эксплуатации оборудования утверждается (не утверждается, утверждается с ограничениями) РАО "ЕЭС России" и вносится владельцем оборудования в его паспорт. Для утверждения Решения АО-энерго в РАО "ЕЭС России" представляется заключение специализированной организации о состоянии оборудования, возможности его дальнейшей эксплуатации и номенклатуре и объеме контроля в разрешенный период эксплуатации.

 

5. Порядок проведения контроля и исследований металла

 

Для оценки состояния основного металла и сварных соединений оборудования и его пригодности к дальнейшей эксплуатации проводится контроль и исследование металла вырезок его ответственных узлов и элементов в соответствии с требованиями разд.3 и 4.

 

5.1. Поверхности нагрева

 

5.1.1. Оценка остаточного ресурса труб поверхностей нагрева производится по вырезкам. Для выявления зоны повышенного риска преждевременных разрушений проводится ультразвуковая толщинометрия и магнитная диагностика труб поверхностей нагрева, работающих при температуре выше 450°C в соответствии с [4], ниже 450°C - в соответствии с [3] или [4]. Выбор мест вырезки образцов осуществляется в соответствии с результатами этих измерений.

5.1.2. При исследовании металла вырезок труб поверхностей нагрева определяются:

толщина стенки и наружный диаметр в двух взаимно перпендикулярных направлениях (лоб - тыл, бок - бок);

скорость наружной коррозии в котлах, работающих на агрессивных топливах (сернистом мазуте, экибастузском угле и др.);

внутренний диаметр труб;

толщина окалины на внутренней поверхности труб с лобовой и тыловой сторон и ее строение по всему периметру, при этом отмечается характер макроповреждений оксидной пленки (трещины, язвы, осыпание пленки и др.);

микроструктура металла, а также характер и глубина коррозионных повреждений на кольцевых образцах с наружной и внутренней сторон по всему периметру;

для труб, работающих при температуре выше 450°C, дополнительно определяют:

химический и фазовый состав металла;

твердость (НВ) металла по поперечному сечению трубы;

длительную прочность при необходимости;

оценку остаточного ресурса проводят в соответствии с [5].

При выявлении повреждений металла, перечисленных в разд. 6.1, оценка остаточного ресурса не производится.

Для труб из стали 12Х1МФ, работающих при температуре ниже 450°С, и из стали 20, работающих при температуре ниже 400°С, дополнительно определяются механические свойства при кратковременном разрыве. Оценку работоспособности проводят в соответствии с [10].

 

5.2. Паропроводы

 

5.2.1. После отработки паркового ресурса, накопления остаточной деформации отдельными элементами паропровода более половины допустимой, а также при выявлении микроповрежденности структуры (4 балл и более) оценка срока дальнейшей эксплуатации паропровода производится по вырезке.

5.2.2. На паропроводе производится одна вырезка на каждую марку стали из гиба с максимальной остаточной деформацией. При невозможности вырезать весь гиб целиком можно оценить изменение свойств металла в процессе эксплуатации на вырезке из прямого участка гиба с обязательной оценкой в этом случае микроповрежденности растянутой зоны гиба неразрушающими методами.

5.2.3. При необходимости одновременного исследования сварного соединения рекомендуется совместить обе вырезки.

5.2.4. Вырезки рекомендуется производить механическим способом. При использовании для этой цели электродуговой или газовой резки образцы на вырезке должны располагаться на расстоянии не менее 20 мм от места резки.

5.2.5. Длина вырезки должна быть не менее 300 мм. Схема расположения образцов на механические испытания представлена на рис.1, Образцы# на длительную прочность располагаются вдоль трубы.

 

РИСУНОК 1. ПОСТАНОВЛЕНИЕ ГОСГОРТЕХНАДЗОРА РФ ОТ 18.06.2003 N 94

 

5.2.6. При исследовании металла вырезок из паропроводов определяются:

химический состав металла, в том числе содержание легирующих элементов в карбидах (фазовый анализ);

твердость (НВ) металла по поперечному сечению;

механические свойства металла при комнатной и рабочей температурах;

микроструктура металла и наличие неметаллических включений по толщине стенки трубы;

микроповрежденность (поры) по толщине стенки трубы;

жаропрочность металла; дополнительный

ресурс работы паропроводов.

5.2.7. При определении кратковременных механических свойств металла при комнатной и рабочей температурах должно быть испытано не менее двух образцов на растяжение и трех - на ударную вязкость для каждого значения температуры.

В случае неудовлетворительных результатов механических испытаний проводятся повторные испытания образцов из той же трубы. При положительных результатах повторных испытаний они считаются окончательными, при отрицательных - элементы могут быть допущены к эксплуатации на основании заключения специализированной организации.

5.2.8. Испытания на длительную прочность и ползучесть проводятся для получения количественных оценок длительной прочности и ползучести. Испытания на длительную прочность и ползучесть проводятся в соответствии с [11].

5.2.9. Исследование микроповрежденности проводится на образцах из вырезанного участка по всей толщине стенки трубы. Оценку микроповрежденности металла допускается производить методами оптической и электронной микроскопии, прецизионным определением плотности.

5.2.10. Трубы и гибы, работающие в условиях ползучести, при достижении значений остаточной деформации выше указанных в п.6.2.1 настоящей ТИ (до или после достижения паркового ресурса) разрешается эксплуатировать ограниченный срок при постоянном контроле акустико-эмиссионным методом.

5.2.11. Измерение остаточной деформации ползучести производится на паропроводах, изготовленных из:

углеродистых, кремнемарганцевых и хромомолибденовых сталей, работающих при температуре пара 450°C и выше;

хромомолибденованадиевых сталей - при 500°C и выше;

высокохромистых и аустенитных сталей - при 540°C и выше.

Контролю подлежат все действующие паропроводы (в том числе в пределах котлов и турбин), длительность работы которых превышает 3 тыс.ч в год.

5.2.12. Остаточная деформация ползучести труб измеряется микрометром с точностью шкалы до 0,05 мм по реперам, устанавливаемым на прямых трубах длиной 500 мм и более, а также на гнутых отводах, имеющих прямые участки длиной не менее 500 мм. Реперы располагаются по двум взаимно перпендикулярным диаметрам (рис. 2) в средней части каждой прямой трубы, прямого участка каждого гнутого отвода на расстоянии не менее 250 мм от сварного соединения или начала гнутого участка,# Конструкция применяемых реперов приведена на рис.3. При невозможности установки реперов в двух взаимно перпендикулярных направлениях допускается установка только одной пары реперов.

Приварка реперов к телу контролируемой трубы должна осуществляться только аргонодуговым способом сварки.

Установка реперов на трубы и нанесение на исполнительную схему-формуляр мест их расположения производится во время монтажа при непосредственном участии представителя лаборатории металлов и цеха - владельца паропровода.

Реперы на схеме должны иметь нумерацию, остающуюся постоянной в течение всего периода эксплуатации паропровода.

Места расположения реперов должны быть отмечены указателями, выступающими над поверхностью изоляции паропровода.

Измерение остаточной деформации ползучести производится при температуре стенки трубы не выше 50°C. Результаты измерений заносятся в формуляр (см. приложение 9).

 

РИСУНОК 2. ПОСТАНОВЛЕНИЕ ГОСГОРТЕХНАДЗОРА РФ ОТ 18.06.2003 N 94

 

РИСУНОК 3. ПОСТАНОВЛЕНИЕ ГОСГОРТЕХНАДЗОРА РФ ОТ 18.06.2003 N 94

 

Остаточная деформация ползучести от начала эксплуатации до i-го измерения определяется по формуле

 

                 D  - D
                  i    исх
     Дельта Е = ----------- x 100%,
                   D
                    тр

 

где Е - остаточная деформация ползучести, %;
    D  - диаметр, измеренный по реперам при i-м измерении в двух  взаимно
     i   перпендикулярных плоскостях (горизонтальной D , вертикальной D ,
                                                      г                в
         (см. рис. 2), мм;
    D    - исходный  диаметр трубы,  измеренный  по  реперам  в  исходном
     исх   состоянии, мм;
    D   - наружный  диаметр  трубы,  измеренный  вблизи  реперов  в  двух
     тр   взаимно перпендикулярных плоскостях в исходном состоянии.

 

В формулу подставляются значения измерений как в горизонтальной, так и в вертикальной плоскости. Наибольшее полученное значение принимается за расчетное. Меньшее полученное значение также заносится в формуляр (см. приложение 9). Сводные результаты измерений остаточной деформации по всем агрегатам, на которых производились измерения за истекший год, оформляются в соответствии с приложением 9.

Методика определения плотности металла приведена в разд.8 настоящей ТИ.

 

5.3. Барабаны

 

5.3.1. Методические требования к проведению неразрушающего контроля, а также рекомендации по проведению вырезок металла и технологии восстановления герметичности барабана приведены в приложениях 5, 6 и 7 "Инструкции..." [2].

5.3.2. Оценка остаточного ресурса барабана выполняется по условиям малоцикловой усталости с учетом термических напряжений и коррозионного фактора в соответствии с рекомендациями приложения 3 "Инструкции..." [2].

 

5.4. Корпуса арматуры и другие литые детали паропровода

 

5.4.1. После отработки паркового ресурса литых деталей оценка срока дальнейшей эксплуатации производится на основании исследования структуры, измерения твердости и расчета на прочность.

5.4.2. Исследование структуры проводится на сколе, взятом на радиусном переходе в зоне максимальных напряжений, выявленной при расчете на прочность.

5.4.3. Измерение твердости производится в зонах, указанных в п.5.4.2 настоящей ТИ.

5.4.4. Расчет на прочность производится с учетом фактических условий работы и геометрических размеров детали по допускаемым напряжениям, указанным в нормах расчета на прочность. При отсутствии соответствующих допускаемых напряжений расчет производится специализированными организациями.

 

5.5. Корпусные детали турбин

 

5.5.1. Для оценки надежности литого металла из детали, содержащей трещину или имеющей выборку глубиной более 40% толщины стенки, следует вырезать заготовку, позволяющую изготовить два образца размерами 10 x 10 x 55 мм. Вырезку следует делать как можно ближе к трещине по эскизам специализированной организации или завода-изготовителя турбины [8].

5.5.2. Из заготовки делаются образцы с двойными надрезами для определения критического раскрытия при рабочей температуре и горячей твердости (рис.4 и 5). Качество поверхности образца и допуски на его размеры должны соответствовать требованиям к ударным образцам по [12].

Два параллельных надреза, расположенных в средней части одной из боковых сторон образца перпендикулярно к его продольной оси, наносятся с помощью фрезы толщиной 0,5 +-0,1 мм; глубина надрезов 5,0 +-0,5 мм, расстояние между ними 5,0 +-0,1 мм (см. рис.4).

Один торец образца должен быть базовым и обработан с чистотой R_a = 0,16. Расстояние до надрезов должно отсчитываться от этого торца. Сторона образца с базовым торцом должyа быть отмечена керном. Профиль надрезов прямоугольный; при этом радиусы закругления в месте сопряжения дна надреза и его стенок не должны превышать 0,025 мм.

Испытания на удар при рабочей температуре выполняются по [12]. Температура испытания должна быть равна температуре пара на входе в корпус.

При испытании на ударный изгиб необходимо образец расположить так, чтобы удар осуществлялся точно посередине образца. На боковой стороне образца строго посередине между надрезами наносится риска. Положение базового торца относительно опор копра должно фиксироваться упором. Ширина надрезов около их дна измеряется на металлографическом микроскопе при увеличении 50 - 70 с точностью до 0,01 мм.

За базовую поверхность при измерении ширины каждого из двух надрезов принимается боковая кромка надреза со стороны соответствующего торца: у левого надреза - кромка со стороны левого торца, у правого - со стороны правого. Эта кромка выставляется строго по вертикали измерительного лимба микроскопа. Вторая точка отсчета для определения ширины надреза устанавливается на его дне в месте перехода от горизонтальной части к радиусу закругления, причем разница высот точки окончания дна надреза и его плоской части не должна превышать 0,03 мм (см. рис.5).

5.5.3. Измерение раскрытия после испытания осуществляется на полированной и протравленной поверхности половинки ударного образца с неразрушившимся надрезом, травитель - 3%-ный раствор HNO3 в спирте. При шлифовке должен быть снят слой толщиной 1,5 - 2,0 мм.

Правильность проведенного испытания проверяется путем измерения расстояния между риской и краем излома. Оно не должно превышать 0,3 мм.

Неудовлетворительная локальная пластичность обычно наблюдается при наличии в микроструктуре 50% и более участков с бейнитной ориентацией.

Измерения производятся инструментальным или металлографическим микроскопом (например, ММУ-3) с точностью до 0,01 мм.

 

РИСУНОК 4. ПОСТАНОВЛЕНИЕ ГОСГОРТЕХНАДЗОРА РФ ОТ 18.06.2003 N 94

 

РИСУНОК 5. ПОСТАНОВЛЕНИЕ ГОСГОРТЕХНАДЗОРА РФ ОТ 18.06.2003 N 94

 

Величина критического раскрытия определяется по неразрушенному надрезу как разность между шириной дна надреза после испытания и его начальной шириной.

Возможно, что после испытания в дне надреза не будет трещин. Тогда измерение конечной ширины надреза идентично измерению в исходном состоянии. Если же по надрезу произошло частичное разрушение образца, при измерении важно не включать в ширину надреза зазоры, образующиеся при распространении трещины. Это облегчается тем, что благодаря прямоугольному профилю надрезов надрывы локализуются в углах сопряжения дна и стенок надреза. Для облегчения обнаружения надрывов по дну надреза следует использовать различие в цвете у деформированного дна надреза и у поверхности распространения трещин, измеряя только темные участки, т.е. только дно надреза. Значение критического раскрытия определяется по формуле

 

     дельта  = в - в ,
           с    к   0

 

где в  - начальная ширина неразрушающего надреза, мм;
     0
    в  - ширина того же надреза после испытания, мм.
     к

 

              h
     в  = --------- ,
      к   cos aльфа

 

где h - горизонталь, мм (см. рис. 5).

 

При выполнении всех требований точность определения раскрытия составляет не менее +-15%.

Измерение ширины дна надреза после испытания включает определение угла поворота дна надреза относительно горизонтали а и значения проекции дна надреза на горизонталь h (см. рис. 5).

5.5.4. Твердость по Бринеллю при рабочей температуре измеряется твердомером. При проведении испытаний нагрузка 7500 Н, шарик диаметром 5 мм, выдержка 30 с. Измерения производятся на половинках ударных образцов. Наносится не менее 3 отпечатков на каждом образце.

5.5.5. Допустимые размеры трещин определяются для недоступных зон деталей в соответствии с требованиями [8], а для остальных зон - по [9].

 

5.6. Детали проточной части турбин

 

5.6.1. Методики проведения контроля состояния металла цельнокованых роторов паровых турбин приведены в [13] и [14].

5.6.2. Методики проведения контроля состояния металла насадных дисков и рабочих лопаток, работающих в зоне фазового перехода паровых турбин приведены в [15] и [16].

5.6.3. При контроле дисков фиксируется наличие общей и язвенной коррозии, коррозионного растрескивания, эрозии, следов задевания и других механических повреждений.

5.6.4. При контроле диафрагм и направляющих лопаток фиксируется наличие задеваний и других механических повреждений ободов и лопаток, трещин, общей и язвенной коррозии, эрозии, остаточной деформации диафрагм.

5.6.5. При контроле рабочих лопаток фиксируется наличие трещин, следов задеваний и других механических повреждений, коррозии, эрозии, остаточной деформации (удлинение, разворот, выход из ряда); проверяется качество крепления лопаток, состояние заклепок. Для лопаток последних ступеней турбин производства ПО ЛМЗ и ПО ТМЗ фиксируется наличие противоэрозионных пластин.

5.6.6. При контроле бандажей (покрывных и проволочных) фиксируется наличие трещин, следов задевания, коррозии, механических повреждений.

 

5.7. Крепеж

 

5.7.1. Измерение твердости производится на торце шпильки или гайки. Количество отпечатков не менее трех.

5.7.2. Для исследования механических свойств (при необходимости) отбирается одна шпилька с наименьшей, а другая - с максимальной твердостью.

 

5.8. Сварные соединения

 

5.8.1. После выработки паркового ресурса оценка срока дальнейшей эксплуатации сварных соединений производится по вырезке.

5.8.2. Представительными считаются сварные соединения, вырезаемые из паропроводов с наибольшей наработкой с учетом результатов контроля.

5.8.3. Стыковое сварное соединение вырезается из паропровода с помощью газовой резки. Длина вырезаемого сварного трубного элемента с кольцевым швом посередине должна быть не менее 250 мм. Вырезку сварного соединения желательно совместить с вырезкой основного металла. В этом случае длина вырезаемого участка должна быть не менее 500 мм.

5.8.4. Вырезанный сварной трубный элемент должен быть отторцован на токарном станке до длины 210 мм со швом посередине.

5.8.5. Разрезка сварного трубного элемента на погоны и изготовление образцов для испытаний и исследований производятся только механическим способом.

5.8.6. При исследовании сварных соединений определяются:

твердость основного и наплавленного металла;

механические свойства сварного соединения по результатам испытаний образцов на растяжение и ударный изгиб при комнатной и рабочей температуре;

статическая трещиностойкость зон сварного соединения по результатам испытания образцов на однократный трехточечный изгиб;

химический состав металла шва и основного металла;

фазовый состав металла шва и основного металла по результатам карбидного анализа (при необходимости);

макроструктура сварного соединения на трех макрошлифах поперечного сечения;

микроструктура металла зон сварного соединения по результатам металлографического анализа микрошлифов или реплик;

микроповрежденность металла зон сварного соединения по результатам металлографического анализа микрошлифов или реплик;

жаропрочность сварного соединения паропровода.

 

6. Критерии оценки состояния металла

 

6.1. Трубы поверхностей нагрева

 

6.1.1. Не допускается выход труб поверхностей нагрева из ранжира на величину диаметра трубы.

6.1.2. На трубах не должно быть отдулин.

6.1.3. Допускается увеличение наружного диаметра не более чем на 2,5% для труб из легированных марок сталей и 3,5% для труб из углеродистых сталей. Измерение диаметра труб производится на вырезках.

6.1.4. Не допускается наличие на внутренней поверхности труб продольных борозд глубиной 1 мм и более (выявленных при исследовании вырезок).

6.1.5. При металлографическом анализе вырезок в металле не допускаются:

трещины;

наличие водородного и водородно-кислородного охрупчивания, определенного по следующим признакам:

- обезуглероженный слой;

- участки внутреннего окисления;

- развитие коррозионных повреждений параллельно поверхности трубы.

 

6.2. Прямые трубы и гибы, работающие в условиях ползучести

 

6.2.1. Остаточная деформация не должна превышать:

для прямых труб из стали 12Х1МФ - 1,5% диаметра;

для прямых труб из сталей других марок - 1,0% диаметра;

для прямых участков гнутых труб независимо от марки стали - 0,8% диаметра.

6.2.2. Механические свойства сталей должны удовлетворять требованиям технических условий на поставку. После 100 тыс.ч эксплуатации допускается снижение прочностных характеристик (предел прочности дельта_в и предел текучести - дельта_0,2) на 30 МПа (3,0 кгс/мм2) и ударной вязкости на 15 кДж/м2 (1,5 кгс х м/см2) по сравнению с нижним пределом на поставку.

6.2.3. Предел текучести дельта_0,2 должен быть не ниже 180 МПа для стали 12Х1МФ и 200 МПа для стали 15Х1М1Ф при температуре 550°C, 200 МПа для сталей 12МХ и 15ХМ при температуре 510°C.

6.2.4. Длительная прочность для конкретной марки стали на базе 10(5) и 2 х 10(5) часов не должна отклоняться более, чем на 20%, в меньшую сторону по сравнению со средними значениями данной характеристики, приведенными в табл.15 ТУ 14-ЗР-55-2001.

Минимальный уровень длительной пластичности должен быть не ниже 5% по результатам испытаний образцов до разрушения на базе, условно соответствующей периоду продления срока эксплуатации паропровода.

6.2.5. При исследовании на оптическом микроскопе при увеличении х500 микроповрежденность должна быть не выше 4-го балла по стандартной шкале микроповрежденности согласно [26].

6.2.6. Снижение плотности металла вблизи наружной поверхности по сравнению с исходным состоянием не должно превышать 0,3%.

6.2.7. Овальность гибов должна быть не ниже 2% (за исключением гибов, изготовленных нагревом ТВЧ с осевым поджатием).

6.2.8. Трещины любого вида на гибах паропроводов, не допускаются.

 

6.3. Гибы, работающие при температурах ниже 450°C

 

Характеристики гибов должны удовлетворять требованиям [6] и [17]. Не допускается наличие дефектов на поверхности гибов с глубиной более 10% толщины стенки или более 2 мм.

 

6.4. Барабаны

 

6.4.1. Твердость металла по данным измерений переносными приборами должна находиться в следующих пределах:

для сталей 20Б, 20, 15М, 16М, 15К, 20К, 22К - 120-180 НВ;

для сталей марок 16ГНМ и 16ГНМА - 130-200 НВ.

6.4.2. В основном металле и сварных соединениях барабана не допускаются дефекты типа трещин всех видов и направлений. Порядок выборки дефектов, контроля мест выборок и технология ремонта основных элементов барабанов должны соответствовать требованиям [18]. Возможность эксплуатации барабана с дефектами типа трещин определяется специализированными научно-исследовательскими организациями.

6.4.3. При обнаружении расслоения в обечайке или днище возможность и условия дальнейшей эксплуатации барабана определяются специальным расчетом на прочность.

6.4.4. Допускаются одиночные коррозионные язвы, эрозионные повреждения, раковины и другие подобные дефекты пологого профиля глубиной не более 10% от толщины стенки, но не более 8 мм с максимальным размером на поверхности не более 400 мм2, отстоящие от кромки ближайшего отверстия или сварного шва на расстоянии не менее 300 мм. В зонах отверстий (включая кромки) и сварных соединений, т.е. на расстоянии от них менее 300 мм, допускаются одиночные дефекты (кроме трещин) глубиной не более 5 мм и максимальным диаметром не более 10 мм.

Допускается оставлять в эксплуатации скопления коррозионных язв, а также одиночные коррозионно-эрозионные дефекты на кромках отверстий глубиной не более 3 мм.

В случае допуска в эксплуатацию барабанов с перечисленными в настоящем пункте дефектами требуется подтвердить отсутствие трещин в местах этих дефектов дополнительным контролем методом МПД, или ЦД, или ТР, или ТВК.

6.4.5. Структура металла по результатам металлографических исследований (на репликах, сколах или вырезках) не должна иметь микротрещин и (или) графитизации 2 балла и более.

6.4.6. Свойства металла, определенные при комнатной температуре на образцах из вырезок (пробок) основных элементов барабана, должны удовлетворять следующим требованиям:

прочностные характеристики металла (временное сопротивление разрыву и условный предел текучести) не должны отличаться более чем на 5% в меньшую сторону от значений, регламентированных соответствующими ТУ на поставку;

отношение предела текучести к временному сопротивлению разрыву не должно превышать 0,7 для углеродистых сталей и 0,8 - для легированных;

относительное удлинение должно быть не менее 16%;

ударная вязкость на образцах с надрезом типа 11 (Шарпи) должна составлять не менее 25 кДж/м2 (2,5 кгс х м/см2).

 

6.5. Питательные трубопроводы

 

6.5.1. Утонение прямых участков трубопровода и гибов в нейтральных зонах не должно превышать 10% номинальной толщины, а гибов в растянутых зонах (на наружном обводе) - 15%.

На крутоизогнутых гибах допускается утонение стенки по наружному обводу до 20% номинальной толщины.

6.5.2. Овальность гибов труб не должна превышать 8%.

6.5.3. На внутреннем обводе гибов допускается плавная волнистость с наибольшей высотой не более половины номинальной толщины стенки трубы, но не более 10 мм. При этом шаг волн должен быть не менее утроенной их высоты.

6.5.4. Допускается оставлять в эксплуатации элементы с одиночными коррозионными язвами, эрозионными повреждениями или раковинами глубиной не более 10% номинальной толщины стенки элемента, но не более 3 мм и протяженностью не более 0,25 кв.корень DS {#D - средний диаметр элемента, мм; S - толщина стенки, мм). Одиночными считаются дефекты, расстояние между ближайшими кромками которых превышает утроенное значение максимального диаметра наибольшего из дефектов,

Допускается оставлять скопление коррозионных язв глубиной не более 0,5 мм. Продольные цепочки язв, а также трещины всех видов и направлений не допускаются.

6.5.5. Механические свойства, определенные при комнатной температуре на образцах вырезок металла из прямых участков трубопровода, должны удовлетворять следующим требованиям:

прочностные характеристики металла (временное сопротивление разрыву и условный предел текучести) не должны отличаться более чем на 5% в меньшую сторону от значений, регламентированных соответствующими ТУ на поставку;

отношение предела текучести к временному сопротивлению разрыву не должно превышать 0,65 для углеродистых сталей и 0,75 для легированных;

минимальное значение ударной вязкости на образцах с надрезом типа 11 (Шарпи) должно быть не менее 25 кДж/м2 (2,5 кгс х м/см2).

 

6.6. Корпуса арматуры и другие литые детали паропровода

 

6.6.1. Качество поверхности литых деталей оценивается в соответствии с требованиями [19].

6.6.2. Твердость литого металла должна удовлетворять требованиям технических условий на поставку. После 250 тыс.ч эксплуатации допускается снижение твердости на 20% по сравнению с нижним пределом на поставку.

6.6.3. При исследовании микроструктуры на оптическом микроскопе поры размером более 5 мкм не допускаются.

 

6.7. Корпусные детали турбин

 

6.7.1. Требования по характеристикам металла приведены в таблице.

 

Характеристика
или единица
измерения
Температура
испытания, C
Допустимое значение (не менее) для
сталей марок
15Х1М1ФЛ 20ХМФЛ 20ХМЛ
1. Предел
текучести, МПа
20 255 245 220
2. Доля вязкой
составляющей в
изломе ударного
образца Шарли
(KCV), %
150/80 100/50 100/50 100/50
3. Ударная
вязкость (KCV),
кДж/м2
150/80 30 30 30
4. Критическое
раскрытие при
ударном
нагружении, мм
Температура
пара на входе
в турбину
0,25 0,25 0,25
5. Горячая
твердость, МПа
Температура
пара на входе
в турбину
850 950 900
6. Твердость, НВ 20 145 140 115
7. Количество
пор ползучести
диаметром более
2 мкм в одном
поле зрения при
х500
20 3 (не более) 5 (не более) 5 (не более)

 

6.7.2.Фактическая средняя скорость роста трещины за межремонтный период не должна превышать 10(3) мм/ч..

6.7.3. В случае невозможности удаления имеющейся трещины, а также при прочих неудовлетворительных результатах контроля металла возможность и условия дальнейшей эксплуатации определяются для корпусов с трещинами в недоступных зонах детали в соответствии с требованиями [8], в других зонах - в соответствии с [9].

 

6.8. Роторы турбин

 

6.8.1. На наружной поверхности ротора (концевых частях валов, ободе, гребнях, полотне, галтелях дисков, полумуфтах, тепловых канавках) не допускаются дефекты, превышающие требования [20]. Кроме этого на всей поверхности не допускаются трещины глубиной более 1 мм, коррозионные язвы, следы эрозионного износа, задеваний и механических повреждений, грубые риски и следы электроэрозии на поверхности шеек в местах посадки подшипников; грубые риски на призонных поверхностях отверстий под болты на полумуфтах, превышающих нормы завода-изготовителя турбины.

6.8.2. Нормы оценки качества металла в районе осевого канала:

остаточная деформация, измеренная со стороны осевого канала, не должна превышать 1% диаметра осевого канала для роторов из сталей Р2 и Р2МА и 0,8% для роторов из сталей других марок;

скорость ползучести не должна превышать 0,5 х 10(-5)%/ч для роторов из сталей Р2 и Р2МА и 0,4 х 10(-5)%/ч для роторов из сталей других марок;

в зоне с рабочей температурой металла 400°C и более не должно быть одиночных равноосных металлургических дефектов с диаметром 3 мм и более и скоплений более мелких равноосных дефектов в количестве более 10 шт. на площади 60 см2. Точечные дефекты размером менее 1,5 мм не учитываются;

не должно быть коррозионных повреждений глубиной более 2 мм;

не допускается наличие протяженных трещиноподобных дефектов глубиной более 1 мм;

6.8.3. В объеме поковки не допускаются дефекты, размер которых по сопоставлению с плоским отражателем, а также их количество превосходят следующие нормы:

общее количество дефектов эквивалентным диаметром от 2 до 4 мм включительно - 30 шт., в том числе в районе бочки - 10 шт.; расстояние между дефектами в районе бочки должно быть более 50 мм;

расстояние между расположенными в обоих концах ротора отдельными дефектами эквивалентным диаметром от 2 до 4 мм включительно - 50 мм; при расположении их на одной прямой, параллельной оси ротора, - 30 мм, в одном радиальном направлении - 15 мм;

общее количество дефектов эквивалентным диаметром от 4 до 6 мм включительно - 10 шт., расстояние между ними должно быть более 50 мм;

дефекты эквивалентным диаметром более 6 мм.

Отдельные дефекты эквивалентным диаметром до 2 мм не учитываются.

6.8.4. Степень сфероидизации (дифференциации) второй структурной составляющей в металле высокотемпературных ступеней ротора не должна превышать 3 балл по шкале [21].

6.8.5. Твердость металла роторов из сталей 34ХМА, Р2, Р2МА должна быть не ниже 180 НВ, а роторов из стали ЭИ415 -200 НВ.

6.8.6. При неудовлетворительных результатах контроля возможность и условия дальнейшей эксплуатации ротора определяют специализированные организации.

 

6.9. Крепеж

 

Критериями оценки надежности металла крепежных деталей являются твердость и механические свойства, которые приведены в [22].

 

6.10. Лопатки

 

6.10.1. Рабочие и направляющие лопатки должны удовлетворять требованиям [23].

6.10.2. Коррозионные повреждения рабочих лопаток, работающих в зоне фазового перехода турбин, не должны превышать требований [16].

6.10.3. Величина эрозионного износа лопаток не должна превышать допускаемую заводом-изготовителем турбины и [24].

 

6.11. Диски

 

6.11.1. На наружной поверхности дисков (ободе, гребне, полотне, ступичной части, шпоночном пазу) не допускаются дефекты, превышающие требования [20]. Кроме этого не допускаются следы эрозионного износа, превышающие нормы завода - изготовителя турбины.

6.11.2. Нормы коррозионной поврежденности дисков, работающих в зоне фазового перехода турбин, определены в [16].

 

6.12. Сварные соединения

 

6.12.1. Качество и форма наружной поверхности сварных соединений должны удовлетворять требованиям [25].

6.12.2. Нормы кратковременных механических свойств металла сварных соединений при измерении твердости и испытании образцов на растяжение и ударный изгиб регламентированы в [25].

6.12.3. Химический состав наплавленного металла сварных швов должен удовлетворять нормам [25].

6.12.4. Нормы оценки качества сварных швов при макроанализе регламентированы [25].

При оценке микроповрежденности металла зон сварного соединения браковочным признаком является наличие цепочек пор ползучести по границам зерен, наличие микротрещин любых размеров, для стали 20 - графитизация 2-го балла и более.

6.12.5. При оценке вязкости разрушения металла шва и зоны сплавления по результатам испытаний образцов с надрезом типа Менаже на статический изгиб браковочным признаком являются значения удельной энергии на зарождение трещины (АЗ) и развитие разрушения (Ар):

 

     А  < 0,8 МДж/м2 при температуре 20°C;
      3
     А  < 0,3 МДж/м2 при температуре 20°C;
      р
     А  < 0,4 МДж/м2 при температуре 510-560°C;
      3
     А  < 0,7 МДж/м2 при температуре 510-560°C.
      р

 

6.12.6. Длительная прочность сварных соединений и коэффициент запаса прочности должны удовлетворять требованиям [10]. Допустимый минимальный уровень длительной пластичности должен быть не менее 10% относительного сужения в месте разрушения образцов при испытании на длительную прочность.

 

Приложение 1

 

Термины и определения

 

Термин Определение
1. Гиб


2. Деталь


3. Дефект
(ГОСТ 15467-79)

4. Дефектоскопия




5. Живучесть
(ГОСТ 27.002.89)














6. Колено



7. Колено кованое


8. Колено круто
изогнутое


9. Колено штампосварное


10. Коллектор
(ГОСТ 23172-78)


11. Контроль
технического состояния
(ГОСТ 20911-89)








12. Наработка
(ГОСТ 20911-89)

13. Предельное состояние




14. Прогнозирование
технического состояния
(ГОСТ 20911-89)











15. Ресурс



16. Ресурс остаточный



17. Ресурс парковый





18. Служебные свойства
металла


19. Средство
технического
диагностирования
(контроля технического
состояния)
(ГОСТ 20911-89)

20. Стыковое сварное
соединение



21. Технический диагноз
(результат контроля)
(ГОСТ 20911-89)

22. Техническое
диагностирование
(ГОСТ 20911-89)






23. Техническое
состояние объекта
(ГОСТ 20911-89)



24. Толщина стенки
фактическая


25. Условия эксплуатации
объекта
Колено, изготовленное с применением
деформации изгиба трубы

Изделие, изготовленное из однородного
материала (без применения сборочных операций)

Каждое отдельное несоответствие продукции
установленным требованиям

Обобщающее название неразрушающих методов
контроля материалов (изделий); используется
для обнаружения нарушений сплошности или
неоднородности макроструктуры

Свойство объекта, состоящее в его способности
противостоять развитию критических отказов
из-за дефектов и повреждений при
установленной системе технического
обслуживания и ремонта, или сохранять
ограниченную работоспособность при
воздействиях, не предусмотренных условиями
сохранять эксплуатации, или ограниченную
работоспособность при наличии дефектов или
повреждений определенного вида, а также при
отказе некоторых компонентов. Примером служит
сохранение несущей способности элементами
конструкции при возникновении в них
усталостных трещин, размеры которых не
превышают заданных значений

Фасонная часть, обеспечивающая изменение
направления потока рабочей среды на угол от
15 до 180°

Колено, изготовленное из поковки с
последующей механической обработкой

Колено, изготовленное гибкой, радиусом от
одного до трех номинальных наружных диаметров
трубы

Солено, изготовленное из листа штамповкой и
сваркой

Элемент котла, предназначенный для сборки или
раздачи рабочей среды, объединяющий группу
труб

Проверка соответствия значений параметров
объекта требованиям технической документации
и определение на этой основе одного из данных
видов технического состояния в данный момент
времени.
Примечание. Видами технического состояния
являются, например, исправное,
работоспособное, неисправное,
неработоспособное и т.п. в зависимости от
значений параметров в данный момент времени

Продолжительность работы объекта


Состояние объекта, при котором его дальнейшая
эксплуатация либо восстановление
работоспособного состояния невозможны или
нецелесообразны

Определение технического состояния объекта с
заданной вероятностью на предстоящий интервал
времени.

Примечание: Целью прогнозирования
технического состояния может быть
определение-
с заданной вероятностью интервала времени
(ресурса), в течение которого сохранится
работоспособное (исправное) состояние
объекта, или вероятности сохранения
работоспособного (исправного) состояния
объекта на заданный интервал времени

Суммарная наработка объекта от начала его
эксплуатации или ее возобновления после
ремонта до перехода в предельное состояние

Суммарная наработка объекта от момента
контроля его технического состояния до
перехода в предельное состояние

Наработка однотипных по конструкции, маркам
стали и условиям эксплуатации элементов
теплоэнергетического оборудования, которая
обеспечивает их безаварийную работу при
соблюдении требований настоящей ТИ и [1]

Комплекс механических и физических
характеристик, используемый в прочностных и
тепловых расчетах энергооборудования

Аппаратура и программы, с помощью которых
осуществляется диагностирование (контроль)





Соединение, в котором свариваемые элементы
примыкают друг к другу торцевыми
поверхностями и включают в себя шов и зону
термического влияния

Результат диагностирования



Определение технического состояния объекта.

Примечание. Задачами технического
диагностирования являются:
- контроль технического состояния; поиск
места и определение причин отказа
(неисправности);
- прогнозирование технического состояния

Состояние, которое характеризуется в
определенный момент времени, при определенных
условиях внешней среды значениями параметров,
установленных технической документацией на
объект

Толщина стенки детали, измеренная на
конкретном ее участке при изготовлении или в
эксплуатации

Совокупность факторов, действующих на объект
при его эксплуатации

 

Приложение 2

 

Методика определения деталей и элементов трубопроводов, работающих
с наибольшими напряжениями, для включения
их в контрольную группу элементов

 

Целью данной работы является выявление деталей и элементов трубопроводов, работающих с наибольшими напряжениями.

Работа включает в себя следующие этапы:

3. Проведение обследования технического состояния трубопроводов и опорно-подвесной системы их крепления (в дальнейшем - ОПС):

3.1.1. Измерение фактических линейных размеров трасс трубопроводов с привязкой ответвлений, опор, подвесок, арматуры и пунктов контроля за тепловыми перемещениями.

3.1.2. Измерение геометрических характеристик установленных пружин: количества витков, диаметров прутков и диаметров навивки пружин, а также высот пружин при рабочем состоянии трубопроводов. Кроме того, в месте установки каждой пружинной подвески измеряется расстояние по прямой от узла закрепления на строительных конструкциях до оси трубопровода в месте крепления подвески.

3.1.3. Проверка работоспособности ОПС трубопроводов, а также возможности свободного перемещения трубопроводов в пространстве при их температурных расширениях.

3.1.4. Составление ведомостей дефектов трубопроводов (см. приложение 2.2.1) на основании данных п. 6.3.1.1.- 6.3.1.3., в которых указываются необходимые мероприятия по устранению дефектов и сроки выполнения этой работы.

3.1.5. Разработка расчетных схем трубопроводов (приложение 2.2.2.), на которых также указываются препятствия для свободного расширения трубопроводов (если они имеются). Расчетная схема является основным исходным материалом для выполнения расчетов трубопроводов на прочность с учетом состояния опорно-подвесной системы.

3.2. Выполнение расчетов трубопроводов на прочность для выявления деталей и элементов, работающих с наибольшими напряжениями от совместного воздействия, внутреннего давления, весовой нагрузки, температурных расширений, реакций опор и подвесок, а также влияния препятствий для свободного расширения трубопроводов.

3.2.1. Расчеты трубопроводов проводятся по Программе (см. п.4.1).

3.2.2. Расчеты выполняются для двух вариантов:

3.2.2.1. Вариант 1. Определение деталей и элементов трубопроводов, работающих с наибольшими напряжениями.

Расчет выполняется с учетом:

- моделирования препятствий для свободного расширения трубопроводов (если таковые имеются);

- фактического состояния трасс и ОПС трубопроводов;

- фактической нагрузке пружинных опор и подвесок;

- фактических длин тяг пружинных подвесок;

- фактического веса деталей и элементов трубопровода и тепловой изоляции, смонтированной на трубопроводе до проведения ремонта;

- фактических типоразмеров труб, овальности и толщины стенок в растянутой зоне гибов (данные предоставляются лабораторией металлов), жесткости установленных скользящих опор и жестких подвесок.

3.3.2.1.1. При анализе результатов проведенных расчетов определяются детали и элементы трубопроводов, работающие с наибольшими напряжениями от совместного воздействия всех нагружающих факторов, что является основанием для включения их в контрольную группу

3.3.2.2.2. Вариант 2. Определение предполагаемого расчетного ресурса трубопроводов.

Расчет выполняется:

- с учетом жесткости установленных (или замененных по результатам обследования) пружин опор и подвесок;

- для состояния трубопроводов, отвечающего принятым в НТД требованиям; в частности, дефекты трубопроводов и их ОПС, а также препятствия для свободного температурного расширения должны быть устранены;

- для веса тепловой изоляции, которая будет смонтирована на трубопроводе в процессе ремонта.

3.3.2.2.2.1. Результаты расчета в дальнейшем используются:

для определения индивидуального ресурса трубопровода (таблица напряжений в сечениях трубопроводов);

- для проведения наладки опорно-подвесной системы крепления (таблица нагрузок на опоры и подвески);

- для контроля за тепловыми перемещениями трубопроводов (перемещения сечений трубопроводов,).

3.3.3. По результатам проведенной по п.п. 6.3.1 - 6.3.2 работы оформляется следующая техническая документация, которая представляется на рассмотрение экспертно-технической комиссии:

3.3.3.1. Акты (Приложение 2.2.) о техническом состоянии трубопроводов и опорно-подвесных систем их крепления, в которые должны быть включены (в случае необходимости) мероприятия со сроками их выполнения по реконструкции трубопроводов или их ОПС.

3.3.3.2. Ведомости дефектов (Приложение 2.2.1.) трубопроводов и ОПС с отметками об устранении дефектов).

3.3.3.3. Расчетные схемы трубопроводов (Приложение 2.2.2.).

3.3.3.4. Таблица 1. Напряжения в сечениях трубопроводов (Приложение 2.2.3.).

3.3.3.5. Таблица 2. Нагрузки на опоры и подвески трубопроводов (Приложение 2.2.4.).

(Таблицы NN 1 - 2 являются выходными формами программы расчета на прочность.)

3.3.3.6 Результаты контроля за тепловыми перемещениями трубопроводов (Приложение 2.2.5.).

3.3.4. Последовательность выполнения работ и ответственные ее исполнители.

Проверку ОПС и ПрПС рекомендуется начинать не менее чем за два месяца до капитального ремонта оборудования.

Измерение высот пружин в упругих подвесках и опорах, а также работы по п.3.3.1.3, должны быть выполнены в рабочем состоянии трубопровода.

Работы по п.3.3.1 (за исключением п.3.3.1.5).могут выполняться как ответственными за состояние ОПС данного объекта, так и специализированными организациями (см. Приложение 2.2.6.). Работы по п.3.3.1.5., а также работы по п.3.3.2 и п.3.3.3 должны выполняться только специализированными организациями имеющими соответствующие лицензии (Приложение 2.2.6).

 

РИСУНОК 2.1. ПОСТАНОВЛЕНИЕ ГОСГОРТЕХНАДЗОРА РФ ОТ 18.06.2003 N 94

 

Приложение 2.1

 

                                                               Утверждаю:
                                                          Главный инженер
                                                           Электростанции

 

                                Формуляр

 

Отклонение температуры пара паропровода рег. .........
Номинальная температура пара = .........°C.

 

Дата Отклонение температуры пара от номинального значения, °C
  5°C 10°C 15°C 20°C 25°C 30°C
             

 

Превышение сверх нормы t   = мин
                       t    = мин
                        10°

 

Снижение ниже нормы    t   = час
                       t    = мин
                        10°

 

Начальник ПТО электростанции

 

Начальник лаборатории металлов

 

 

Приложение 2.2

 

1. Ведомость дефектов трубопровода.

2. Расчетная схема трубопровода котла ст.N _ (расположение подвесок, опор, пунктов контроля за тепловыми перемещениями).

3. Напряжения в сечениях трубопровода (таблица 1).

4. Нагрузки на опоры и подвески трубопровода (таблица 2).

5. Результаты контроля за температурными перемещениями трубопровода котла ст. N _______ (таблица 3).

 

Представитель специализированной
организации _____________________________________________________________
                                 (подпись)              (должность)

 

Представитель эксплуатации
ТЭС _____________________________________________________________________
                                 (должность)             (подпись)

 

Приложение 2.3

 

                                                               Утверждаю:
                                                          Главный инженер
                                                         ________________
                                                       "__"___________ г.

 

                     Ведомость дефектов трубопроводов

 

NN
п/п
Характер
дефекта
Место
расположения
дефекта
Рекомендации
по
устранению
Ответственные
за устранение
Отметка о
выполнении
1 2 3 4 5 6

 

Обследование провели:                                    Согласовано:
Представитель специализированной                  Представитель ремонтной
организации                                       службы ТЭС
                     (должность)                  (должность)
_______________________(подпись)                  ______________(подпись)
Представитель эксплуатации ТЭС
                    (должность)
_____________________(подпись)

 

Приложение 2.4

 

Расчетная схема трубопровода, представлена в качестве типовой
(приводятся типоразмер и материал труб, радиусы гибов, а также расчетные параметры пара)

 

п.п. - номер опоры по схеме,

н.о. - неподвижная опора,

с.о. - скользящая опора,

ш.о. - шариковая опора,

п.п. - пружинная подвеска,

- указатель температурных перемещений

 

РИСУНОК 2.2. ПОСТАНОВЛЕНИЕ ГОСГОРТЕХНАДЗОРА РФ ОТ 18.06.2003 N 94

 

Приложение 2.5

 

                   Напряжения в сечениях трубопроводов

 

  Расчетные данные Фактические данные
Номер
сечения
Напряжения в сечениях,
кгс/см2
Выполнение
условия
прочности:
"да" -"нет"
Напряжения в сечениях, кгс/см2 Выполнение
условия
прочности:
"да" -"нет"
  сигма_экв.раб. сигма_экв.хол.   сигма_экв.раб. сигма_экв.хол.  
1 2 3 4 5 6 7

 

Расчеты выполнил
Представитель организации
               (подпись)
               (должность)

 

 

Приложение 2.6

 

Таблица 2

 

                Нагрузки на опоры и подвески трубопровода

 

Наименова-
ние
трубопро-
вода
Номер
опоры по
схеме
Номера
Пружин
по МВН
или ОСТ
Высота
пружин в
свободном
состоянии,
мм Н_св
Максимальная
нагрузка на
пружину,
кгс Р_доп.
Холодное состояние Рабочее состояние
Высота пружины, мм Нагрузка па опору, кгс Высота Пружины, мм Нагрузка на опору, кгс Небаланс
нагрузок
на опору,
%
Расчетная
Н_хол.
Фактическая
Н_ф.хол.
Расчетная,
Р_хол.
Фактическая
Р_ф.хол.
Расчетная
Н_хол
Фактическая
Н_ф хол.
Расчетная,
Р_ хол.
Фактическая
Р_ф.хол.
1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14

 

Примечания: 1. Таблица составлена на основании  измерений  высот  пружин,
               произведенных:
               в холодном состоянии - число, месяц, год.
               в горячем состоянии - число, месяц, год.
            2. Расчетные величины нагрузок на опоры взяты из расчетов  по
               договору N ______

 

Представитель специализированной           Представитель эксплуатации ТЭС
организации
     (должность)      (подпись)           (должность)        (подпись)

 

Приложение 2.7

 

                  Результаты контроля за температурными
                    перемещениями трубопровода _______

 

Наименование
трубо\провода
Номер
индикатора
по схеме
Величина перемещений вдоль осей координат, мм Величина небалансов перемещений вдоль осей координат, мм
X1 Х2 Х3 X1 Х2 Х3
Расч. Факт. Расч. Факт. Расч Факт. Допуск. Факт. Допуск. Факт. Допуск. Факт.
1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14

 

Примечания: 1. Отметки холодного состояния оси трубопроводов  произведены
               число, месяц, год.
            2. Положение  оси  трубопроводов  при   рабочих    параметрах
               зафиксировано число. 000000000000#  месяц. год.
            3. Расчетные  величины  перемещений  взяты  из  расчетов   по
               договору N _______________________

 

Представитель специализированной организации
     (должность)         (подпись)

 

Представитель эксплуатации ТЭС
     (должность)         (подпись)

 

Приложение 2.8

 

Расчетная схема трубопровода

 

РАСЧ. СХЕМА ТРУБОПРОВОДА. ПОСТ. ГОСГОРТЕХНАДЗОРА РФ ОТ 18.06.2003 N 94

 

Приложение 3

 

    Данные по наработкам и среднегодовым температурам пара за все годы
                               эксплуатации

 

_________________________________________________________________________
            (Наименование рассматриваемого оборудования)

 

Годы
эксплуата-
ции
Среднегодовые параметры
по форме 3-тех
Календарная наработка
Истекшего года За все годы
Часы Пуски Часы Пуски
  Температура,
°C
Давление,
МПа
       
             

 

Начальник ПТО____________________________________________________________
Начальник КТП____________________________________________________________
Начальник лаборатории металлов___________________________________________

 

Приложение 4

 

                                             ____________________________
                                                  (электростанция)

 

                             Формуляр N ____
      Обследования энергооборудования, отработавшего парковый ресурс
                   или дополнительно разрешенное время

 

Обследование проводилось во время ________________________ ремонта 200 г.
с_______________по_______________

 

Коллекторы котла_________________________________________________________
                      (тип котла, станционный и регистрационный N)

 

Перепускные трубы котла__________________________________________________
                         (тип котла, станционный и регистрационный N)

 

Паропровод_______________________________________________________________
          (принадлежность, марка стали, типоразмер, расчетные параметры)

 

Турбина__________________________________________________________________
              (тип турбины, станционный и регистрационный N)

 

Перепускные трубы турбины________________________________________________
                         (тип турбины, станционный и регистрационный N)

 

Приложение 5

 

                                                            Утверждаю
                                                       __________________
                                                       "__"________200 г.

 

   План работ на 200... г. по обследованию металла и сварных соединений
      тепломеханического оборудования, выработавшего парковый ресурс

 

Объект
контроля
(котел,
турбина,
станционный
трубопровод)
Контролируемый узел объекта Контролируемые
элементы узла
Контрольная
операция для
данного
элемента
Количество
элементов,
подвергаемых
контролю
Объем и
периодичность
контроля;
Количество
(доля), ч
Наработка
на момент
Контроля, ч
Данные последнего контроля Планируемый
на 200... г.
объем
Полное
наименование
узла
Марка
стали
Типоразмер
труб D x S,
мм
Год
контроля
Наработка
на момент
контроля,
ч
Количество и номера -
контролировавшихся
элементов
Количество и
номера
элементов
                         

 

Приложение 6

 

                         Общие сведения по котлу

 

Котел типа ___________________________ изготовлен на ____________________
Расчетное давление:                         Расчетная температура:
в барабане___________ кгс/см. кв.           в барабане_________________°C
на выходе из котла____кгс/см. кв.           на выходе из котла_________°C

 

Станцион-
ный номер
Регистрацион-
ный номер
Заводс-
кой
номер
Дата
изготов-
ления год
Дата пуска
год
Наработка на
момент
обследования
часы/пуски
           
           

 

Приложение 6.1

 

                             Коллекторы котла
       (для барабанных котлов, начиная от барабана для прямоточных
                              с Т >= 400°C)

 

Наименова-
ние ступени
перегрева
среды на
котле
Коллекторы
Входные Выходные
Марка
стали
Расчетные параметры Марка
стали
Расчетные
параметры
  кгс/см2 °C   кгс/см2 °C
             
             

 

Приложение 6.2

 

                         Перепускные трубы котла
       (для барабанных котлов, начиная от барабана, для прямоточных
                              с Т >= 400°C)

 

Наименование
перепуска
(перепускные трубы
из
_______ в _____
Марка стали Типоразмер Расчетные параметры
D, mm S, mm кгс/см2 °C
           
           

 

Приложение 7

 

                        Общие сведения по турбине

 

Станцион-
ный номер
Регистрацио-
нный номер
Заводской
номер
Дата
изготовле-
ния год
Дата
пуска год
Наработка на
момент
обследования
часы / пуски
           
           

 

                                                           Приложение 7.1

 

Турбина__________________________________________________________________
                              (тип турбины)

 

Изготовлена на___________________________________________________________
                                        (завод изготовитель)

 

Расчетные параметры пара на входе:

 

в ЦВД
               давление _________________________________________ кгс/см2
               температура ____________________________________________°C

 

в ЦСД
               давление _________________________________________ кгс/см2
               температура ____________________________________________°C

 

в ЦНД
               давление _________________________________________ кгс/см2
               температура ____________________________________________°C

 

             7.2. Результаты контроля металла роторов турбин

 

---------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------\
   Тип  |  Завод изготовитель   |Длина ротора,| Наличие прогиба в  |   Наличие задеваний,   |   Состояние   |          Последний контроль          |
 ротора |      Заводской N      |     mm      |    mm, по годам    |механических повреждений|осевого канала |                                      |
        |                       |             |                    |                        |               |--------------------------------------|
        |                       |             |                    |                        |               |Дата Год | Метод  |     Результат     |
        |                       |             |                    |                        |               |         |        | Описание дефектов |
--------+-----------------------+-------------+--------------------+------------------------+---------------+---------+--------+-------------------|
        |                       |             |                    |                        |               |         |        |                   |
--------+-----------------------+-------------+--------------------+------------------------+---------------+---------+--------+-------------------|
        |                       |             |                    |                        |               |         |        |                   |
--------+-----------------------+-------------+--------------------+------------------------+---------------+---------+--------+-------------------|
        |                       |             |                    |                        |               |         |        |                   |
---------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------/

 

Начальник лаборатории металлов __________________________________________

 

Начальник КТ  ___________________________________________________________

 

                 7.3. Результаты контроля литых деталей

 

Наименование
трубопровода,
на котором
установлена
литая деталь
Номер
схемы
Наименование
литой детали
Завод
изготовитель
D_усл Марка
стали
Наработка на
момент
обследования в
часах
Контроль
поверхности
Наличие выборок дефектов Контроль качества
заварки выборок
Примечания
Дата
Год
Метод
контроля
Результаты
Длина,
mm
Ширина,
mm
Глубина,
mm
Метод
контроля
Оценка
качества
                             
                             
                             

 

Начальник лаборатории металлов___________________________________________

 

Начальник КТЦ____________________________________________________________

 

             7.4. Результаты контроля металла насадных дисков

 

----------------------------------------------------------------------------------------------------
    Тип   |   Номер   |Наработка,|   Визуальный осмотр   | Результаты дефектоскопического контроля
  ротора  |  ступени  |    ч     |                       |
          |           |          |-----------------------+------------------------------------------
          |           |          |  Наличие  | Коррозия  |  Метод   |Контролируе-|  Координаты и
          |           |          | задеваний |           | контроля |  мая зона  |размеры дефектов
----------+-----------+----------+-----------+-----------+----------+------------+------------------
          |           |          |           |           |          |            |
          |           |          |           |           |          |            |

 

Начальник лаборатории металлов (ф.и.о., подпись)

 

Начальник КГЦ (ф.и.о., подпись)

 

            7.5. Результаты контроля металла рабочих лопаток

 

----------------------------------------------------------------------------------------------------
   Тип  |Номер |Наработка,|           Визуальный осмотр           | Результаты дефектоскопического
 ротора |ступе-|    ч     |                                       |            контроля
        |  ни  |          |                                       |
        |      |          |---------------------------------------+---------------------------------
        |      |          | Наличие | Наличие | Наличие |Состояние|  Метод   |   Зона    | Размеры
        |      |          |коррозии,|механиче-|эрозии и |бандажа и| контроля |расположе- | трещин,
        |      |          |  балл   |  ских   |состояние|проволоки|          |ния трещин |   мм
        |      |          |         |поврежде-|защитных |         |          |           |
        |      |          |         |   ний   | пластин |         |          |           |
--------+------+----------+---------+---------+---------+---------+----------+-----------+----------
        |      |          |         |         |         |         |          |           |
        |      |          |         |         |         |         |          |           |

 

Начальник лаборатории металлов (ф.и.о., подпись)

 

Начальник КГЦ (ф.и.о., подпись)

 

                7.6. Результаты контроля металла диафрагм

 

----------------------------------------------------------------------------------------------------
   Тип   |  Номер  |Наработ- |        Визуальный осмотр        |  Результаты дефектоскопического
 цилиндра| ступени |   ка, ч |                                 |             контроля
         |         |         |---------------------------------+------------------------------------
         |         |         | Наличие | Наличие  | Состояние  |  Метод   |Контролируе- | Размеры
         |         |         |задеваний| коррозии |фиксирующих | контроля |  мая зона   | дефектов
         |         |         |         |направляю-|  деталей   |          |             |
         |         |         |         |   щих    |            |          |             |
         |         |         |         | лопаток  |            |          |             |
---------+---------+---------+---------+----------+------------+----------+-------------+-----------
         |         |         |         |          |            |          |             |
         |         |         |         |          |            |          |             |

 

Начальник лаборатории металлов (ф.и.о., подпись)

 

Начальник КТЦ (ф.и.о., подпись)

 

          7.7. Результаты контроля пароперепускных труб турбины

 

-------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------
 Перепускная| Номер | Типоразмеры, |Радиус | Марка |                                 Измерения и контроль сплошности
 труба из в | схемы |      мм      | гиба, | стали |
            |       |              |  мм   |       |
            |       |--------------|       |       |---------------------------------------------------------------------------------------------------
            |       |  D   |   S   |       |       |Дата | Организация, | Наработка |  Толщина  |Максималь- | Визуальный  |       Дефектоскопия
            |       |      |       |       |       |     | проводившая  | на момент |  стенки   |    ная    |   осмотр,   |----------------------------
            |       |      |       |       |       |     |  контроль.   | контроля, |растянутой |овальность,|  описание   |Метод | Описание | Оценка
            |       |      |       |       |       |     |    Номер     |    ч.     | зоны, мм  |     %     |  дефектов   |      | дефектов |качества
            |       |      |       |       |       |     |  заключения  |           |           |           |             |      |          |
------------+-------+------+-------+-------+-------+-----+--------------+-----------+-----------+-----------+-------------+------+----------+----------
            |       |      |       |       |       |     |              |           |           |           |             |      |          |
            |       |      |       |       |       |     |              |           |           |           |             |      |          |

 

Начальник лаборатории металлов (ф.и.о., подпись)

 

Начальник КТЦ (ф.и.о., подпись)

 

 

Приложение 8

 

                                       Утверждаю:
                                       Главный инженер __________________
                                       __________________________________
                                       "_____"________________________ г.

 

                                   Акт
    приемки паропроводов ТЭС_______ после выполнения планового ремонта
                               в ______ г.

 

     Представитель специализированной организации _______________________
_________________________________________________________________________
     (наименование организации, должность, ф.и.о. представителя)
и представитель эксплуатации ____________________________________________
_________________________________________________________________________
       (наименование организации, должность, ф.и.о. представителя)
удостоверяют:
     1. Дефекты,  выявленные  при  проведении  обследования  технического
состояния трубопроводов и ОПС устранены (см. приложение 3). (Если дефекты
не  устранены,  должны  быть  указаны  мероприятия,  которые   необходимо
провести для устранения дефектов, и сроки их проведения).
     2.  Условия  прочности  соблюдаются  для  всех  расчетных   участков
трубопроводов на расчетный срок эксплуатации _____  тыс.ч  с  параметрами
рабочей среды р = ____ кгс/см2, t = ____ C (см. приложение 5).
     3. Отклонения фактических нагрузок  упругих  опор  от   расчетных не
превышают допустимых значений, предусмотренных НТД  (см.  приложение  6).
(Если эти отклонения превышают допустимые значения, должны  быть  указаны
причины превышения, а также способы и сроки устранения дефекта).
     4. Разницы фактических  и  расчетных  температурных   перемещений по
показаниям  индикаторов  (реперов)  не  превышают  допустимых   значений,
предусмотренных НТД (см. приложение 7). (Если указанные разницы превышают
допустимые значения, должны быть  указаны  причины  превышения,  а  также
способы и сроки устранения дефекта).
     Кроме  того,  должны  быть   включены   (в   случае   необходимости)
мероприятия (со сроками их выполнения) по реконструкции трубопроводов или
их ОПС.
     Прилагаются:
     1. Ведомость дефектов трубопровода.
     2. Расчетная схема трубопровода котла.
     3. Напряжения в сечениях трубопровода.
     4. Нагрузки на опоры и подвески трубопровода.
     5. Результаты контроля температурных перемещений трубопровода котла.

 

Представитель специализированной
организации _____________________________________________________________
                         {должность, ф.и.о., подпись)
Представитель эксплуатации ТЭС __________________________________________
                                      (должность, ф.и.о., подпись)

 

Приложение 9

 

                                 Решение
       по установлению возможности и сроков дальнейшей эксплуатации
_________________________________________________________________________
(коллекторов котла, пароперепускных труб котла, паропровода ____________,
общестанционного коллектора, турбины, пароперепускных труб турбины)
                                                    ___________________г.

 

     Главный инженер_________________      ______________________________
     Начальник КТЦ___________________      ______________________________
     Начальник лаборатории металлов
     ________________________________     _______________________________

 

     Представитель __________________
рассмотрела, представленную _______________________ следующую техническую
документацию:
1. Подробная техническая характеристика оборудования.
_________________________________________________________________________
_________________________________________________________________________
_________________________________________________________________________
_________________________________________________________________________
_________________________________________________________________________
2. Подробное  описание  уровня  технического  состояния  оборудования  на
момент обследования
_________________________________________________________________________
_________________________________________________________________________
_________________________________________________________________________
_________________________________________________________________________
_________________________________________________________________________
3._______________________________________________________________________
4._______________________________________________________________________
5._______________________________________________________________________
6._______________________________________________________________________
7._______________________________________________________________________
8._______________________________________________________________________
9._______________________________________________________________________
10.______________________________________________________________________
     Перечисленная техническая документация и  объем  работ, проведенных
при обследовании, соответствует требованиям настоящей "Инструкции...".
     Анализ результатов  обследования,  отраженных    в    представленной
технической документации, показывает, что качество металла_______________
Удовлетворяет  требованиям  технических условий, инструкций, циркуляров и
других директивных документов.
     На основании вышеизложенного решено:
     1. Коллекторы котла _____ ст. N ______считать пригодным к дальнейшей
эксплуатации на _____________ часов на  расчетных   параметрах   пара  с
суммарной наработкой ___________ ____часов.
     2. Пароперепускные трубы котла ______ ст. N ______ считать пригодным
к дальнейшей эксплуатации на __________часов на расчетных параметрах пара
с суммарной наработкой___ ______________часов.
     3. Паропровод ______________________________________________ считать
пригодным к дальнейшей эксплуатации на___________часов с параметрами пара
Р = _______кгс/см2, Т = _______°C с суммарной наработкой ________________
календарных часов (____________эквивалентных часов.).
     4. Разрешить дальнейшую эксплуатацию турбины________________________
ст. N _____с параметрами пара на входе: Р = _______кгс/см2, Т = _______°C
на.____ часов с суммарной наработкой ________ календарных часов (________
 эквивалентных часов).
     5. Пароперепускные трубы турбины____________________________________
считать пригодными к дальнейшей эксплуатации на _________________ часов с
параметрами пара Р = __________кгс/см2, Т = _______________°C с суммарной
наработкой _________________ календарных часов (_________________________
эквивалентных часов.).
                                   ______________________________________
                                   ______________________________________
                                   ______________________________________
                                   ______________________________________
                                   ______________________________________
                                   ______________________________________
                                   ______________________________________

 

Список рекомендуемой НД

 

1. Инструкция по порядку продления срока службы барабанов котлов высокого давления: РД 34.17.442-96.-М.: НТЦ "Полиформ", 1996 г.

2. Методические указания по техническому диагностированию труб поверхностей нагрева паровых и водогрейных котлов с использованием магнитной памяти металла. РД 34.17.446-97 (М. НПО "Энергодиагностика", 1997).

3. Методические указания по магнитному контролю металла труб поверхностей нагрева котлов теплоэлектростанций. РД 34.17.451-98.

4. Методические указания о порядке проведения работ при оценке остаточного ресурса пароперегревателей котлов электростанций. РД 34.17.452-98.-М., 1998 г.

5. РД 34.17.417. Положения об оценке ресурса, порядке контроля и замены гибов необогреваемых труб котлов с рабочим давлением 10 и 14 МПа. П 34-70-005-85. (М. СПО Союзтехэнерго, 1985).

6. РД 153-34.01-17.455-98. Инструкция по контролю и продлению срока службы паропроводов тепловых электростанций, изготовленных из центробежнолитых труб.

7. Методические указания. Индивидуальный контроль корпусных деталей паровых турбин тепловых электростанций. РД 34.17.436-92 (М. ВТИ 1995 г.)

8. Методика определения возможности эксплуатации с трещинами и выборками литых корпусных деталей турбин с давлением пара более 9 МПа РД 153-34.1-17.458.-98. 10 Котлы стационарные и трубопроводы пара и горячей воды. Нормы расчета на прочность. РД 10-249-98

9. ОСТ 108.901.102-78. Котлы, турбины и трубопроводы. Методы определения жаропрочности металлов

10. ГОСТ 9454-78. Металлы. Методы испытания на ударный изгиб при пониженных, комнатных и повышенных температурах.

11. Методические указания о порядке проведения работ при оценке индивидуального ресурса паровых турбин и продление срока их эксплуатации сверх паркового ресурса. РД 34.17.440-96. (М. АООТ "ВТИ" 1996 г.).

12. Методические указания по проведению акустико-эмиссионного контроля цельнокованых роторов паровых турбин ТЭС: РД 153-34.1-17.457-99.- М.: ВТИ, 1999 г.

13. Методика вихретокового контроля лопаток паровых турбин тепловых электрических станций дефектоскопом "Зонд ВД-96", РД 34.17.449-97. (М. ВТИ, 1997 г.)

14. Методические указания по предотвращению коррозионных повреждений дисков и лопаточного аппарата паровых турбин в зоне фазового перехода. РД 34.30.507-9263.

15. Инструкция по дефектоскопии гибов трубопроводов из перлитной стали. (И. N 23 СД-80). (М. СПО Союзтехэнерго, 1981).

16 ОСТ 108.961.02-79. Отливки из углеродистых сталей для деталей паровых стационарных турбин с гарантированными характеристиками прочности при высоких температурах. Технические условия.

17. ТУ 108.1029-81. Заготовки валов и роторов паровых турбин.

18. ОСТ 34-70-690-96. Металл паросилового оборудования электростанций. Методы металлографического анализа в условиях эксплуатации. (М. ВТИ, 1998).

19. ГОСТ 20700-75. Болты, шпильки, гайки и шайбы для фланцевых и анкерных соединений, пробки и хомуты с температурой среды от 0°C до 650°C. Технические условия.

20. ОСТ 108.020.03-82. Заготовки лопаток турбин и компрессоров штампованные из коррозионно-стойкой и жаропрочной стали. Общие технические условия.

22. Методические указания о порядке оценки работоспособности рабочих лопаток паровых турбин в процессе изготовления эксплуатации и ремонта: РД 153-34.1-17.462-000- М., ВТИ, 2001 г.

23. Сварка, термообработка и контроль трубных систем котлов и трубопроводов при монтаже и ремонте оборудования электростанций. РД 153-34.-003-01 (РТМ-1с).

 


Постановление Федерального горного и промышленного надзора России от 18 июня 2003 г. N 94 "Об утверждении Типовой инструкции по контролю металла и продлению срока службы основных элементов котлов, турбин и трубопроводов тепловых электростанций"


Зарегистрировано в Минюсте РФ 19 июня 2003 г.

Регистрационный N 4748


Настоящее постановление вступает в силу по истечении 10 дней после дня его официального опубликования


Текст постановления официально опубликован не был

Согласно информации, приведенной в приказе Госгортехнадзора РФ от 17 июля 2003 г. N 156, настоящее постановление опубликовано в "Российской газете" (специальный выпуск) N 120/1 от 21 июня 2003 г. Указанный номер "Российской газеты" к подписчикам не поступал


Постановлением Правительства России от 6 августа 2020 г. N 1192 настоящий документ отменен с 1 января 2021 г.

См. Федеральные нормы и правила в области промышленной безопасности "Правила осуществления эксплуатационного контроля металла и продления срока службы основных элементов котлов и трубопроводов тепловых электростанций", утвержденные приказом Ростехнадзора от 15 декабря 2020 г. N 535