Типовая инструкция по контролю металла и продлению срока
реклама
МИНИСТЕРСТВО ЭНЕРГЕТИКИ И МИНЕРАЛЬНЫХ РЕСУРСОВ РЕСПУБЛИКИ КАЗАХСТАН УТВЕРЖДЕНА: Приказом Министерства энергетики и минеральных ресурсов Республики Казахстан от 30 мая 2003 г. № 105 Согласована: С Департаментом по государственному надзору за чрезвычайными ситуациями, техническому и горному надзору Агентства Республики Казахстан по чрезвычайным ситуациям (письмо от 26 февраля 2003 г. № 7/258-И) Типовая инструкция по контролю металла и продлению срока службы основных элементов котлов, турбин и трубопроводов тепловых электростанций Республики Казахстан РД 153-34 РК.1-17.421-03 2 Введение Настоящая Типовая инструкция (ТИ) регламентирует требования к контролю и диагностированию 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 могут быть использованы на предприятиях (организациях) других отраслей, в структуре которых находятся тепловые электростанции и котельные. Государственный надзор за выполнением требований настоящей ТИ на подконтрольных объектах осуществляют территориальные инспекции по предупреждению и ликвидации чрезвычайных ситуаций Государственной инспекции по предупреждению и ликвидации чрезвычайных ситуаций Агентства Республики Казахстан по чрезвычайным ситуациям. С вводом в действие настоящей ТИ утрачивают силу «Типовая инструкция по контролю и продлению срока службы металла основных элементов котлов, турбин и трубопроводов тепловых электростанций». РД 34.17.421-92 и «Дополнение и изменения к «Типовой инструкции по контролю и продлению срока службы металла основных элементов котлов, турбин и трубопроводов тепловых электростанций». РД 34.17.421-92. 1. Общие положения 1.1. Настоящая ТИ регламентирует порядок, объемы и периодичность эксплуатационного контроля в пределах паркового ресурса, а также определяет место его проведения, критерии оценки работоспособности элементов оборудования и порядок продления срока службы сверхпаркового ресурса. Типовая инструкция обязательна для персонала тепловых электростанций, проектных, монтажных и ремонтных организаций электроэнергетической отрасли независимо от организационно-правовых форм и форм собственности. Перечень контролируемых элементов, методы, объемы и сроки проведения контроля приводятся в разделе 3, а критерии оценки состояния металла энергооборудования в разделе 6. ТИ распространяется на котлы, турбины и трубопроводы энергоустановок, работающие с номинальным давлением пара выше 4,0 МПа. 1.2. Контроль проводится с целью оценки технического состояния и возможности дальнейшей эксплуатации металла элементов и деталей энергетического оборудования для обеспечения их надежной эксплуатации до очередного контроля или замены. 3 Элементы оборудования считаются пригодными к дальнейшей эксплуатации, если по результатам контроля окажется, что состояние основного и наплавленного металла удовлетворяет требованиям действующих: Правил технической эксплуатации электрических станций и сетей; Правил устройства и безопасной эксплуатации паровых и водогрейных котлов; Правил устройства и безопасной эксплуатации сосудов, работающих под давлением; Правил устройства и безопасной эксплуатации трубопроводов пара и горячей воды; Методических указаний о порядке проведения работ при оценке индивидуального ресурса паровых турбин и продления срока их эксплуатации сверх паркового ресурса (РД 34.17.440-96); Настоящей ТИ и другой действующей нормативно-технической документации. 1.3. Контроль и техническое диагностирование металла оборудования, подконтрольного территориальным инспекциям по предупреждению и ликвидации чрезвычайных ситуаций Государственной инспекции по предупреждению и ликвидации чрезвычайных ситуаций Агентства Республики Казахстан по чрезвычайным ситуациям проводится силами лабораторий или служб металлов электростанций, ремонтных, специализированных предприятий, имеющих разрешение (заключение) Департамента по государственному надзору за чрезвычайными ситуациями, техническому и горному надзору Агентства Республики Казахстан по чрезвычайным ситуациям. Разрешение (заключение) на проведение работ по контролю и диагностике выдается предприятиям (организациям) на основании положительных результатов обследования предприятия, проведенного в соответствии с «Положением о порядке проведения экспертных обследований предприятий (организаций), независимо от их ведомственной подчиненности и форм собственности, для получения заключения Госгортехнадзора Республики Казахстан о возможности ведения работ на объектах котлогазового надзора, подъемных сооружениях и отрасли хлебопродуктов», утвержденным Госгортехнадзором Республики Казахстан 07.10.96 г. Контроль роторов паровых турбин проводится лабораториями или службами металлов организаций - владельцев оборудования, ремонтными и специализированными предприятиями, имеющими разрешение (лицензию) Департамента электроэнергетики и твердого топлива МЭ и МР РК. 1.4. Для проведения экспертизы по оценке возможности эксплуатации котлов, турбин и трубопроводов (неудовлетворительные результаты контроля металла элементов и деталей энергооборудования или выработка ими паркового ресурса) организация-владелец оборудования создает экспертно- 4 техническую комиссию (ЭТК) для оценки возможности их дальнейшей эксплуатации. При аварийных разрушениях оборудования для анализа его технического состояния и подготовки решения о возможности дальнейшей эксплуатации создается ЭТК Департамента электроэнергетики и твердого топлива МЭ и МР РК. 1.5. Контроль за металлом производится в основном во время плановых остановов оборудования. Допускается смещение сроков контроля в большую или меньшую стороны на 5% паркового ресурса по сравнению со сроками, приведенными в разделе 3 настоящей ТИ. Решение о смещении сроков контроля для оборудования, не отработавшего парковый ресурс, и о смещении сроков контроля в меньшую сторону для оборудования, отработавшего парковый ресурс, принимается руководителем организации - владельца оборудования. Решение о смещении сроков контроля в большую сторону для оборудования, отработавшего парковый ресурс, принимается руководителем предприятия (организации) - владельца оборудования и согласовывается с Департаментом электроэнергетики и твердого топлива МЭ и МР РК. 1.6. При достижении наработки паркового ресурса элементы энергооборудования допускаются к дальнейшей эксплуатации при положительных результатах технического диагностирования. Порядок, организация проведения контроля и продления срока его службы за пределами паркового ресурса приведены в разделе 4, номенклатура и объемы типового контроля - в разделе 3 настоящей ТИ. Для проведения эксплуатационного контроля проектировщиками и изготовителями оборудования должны быть предусмотрены площадки, съемная изоляция, реперы и т.п. На владельца оборудования возлагается задача организации учета температурного режима работы металла тепломеханического оборудования и систематическая обработка суточных графиков температуры пара за каждым котлом и в паропроводах. По всем паропроводам с температурой пара 450°С и выше должны учитываться продолжительность и значения превышения температуры пара на каждые 5°С сверх номинальной. Учет продолжительности (в часах) эксплуатации паропроводов необходимо проводить по каждому участку, в том числе на РОУ, БРОУ и т.п. 1.9. Ответственность за выполнение контроля металла в объеме и сроках, указанных в настоящей ТИ, возлагается на руководителя организации владельца оборудования. Решение о допуске оборудования электростанций к эксплуатации в пределах паркового ресурса принимает руководитель организации с оформлением соответствующего акта. 5 1.10. При неудовлетворительных результатах контроля металла возможность эксплуатации ответственных элементов и деталей энергооборудования (главных паропроводов, гибов трубопроводов, корпусов цилиндров, барабанов, коллекторов котлов, стопорных клапанов, роторов турбин) решается специализированной организацией. Решение о дальнейшей эксплуатации энергооборудования принимается организацией-владельцем оборудования. Решение оформляется актом. 1.11. Возможность дальнейшей эксплуатации ответственных элементов и деталей энергооборудования (см.п. 1.10. раздела 1 настоящей ТИ) после выработки ими паркового ресурса определяется специализированными организациями. Решение о дальнейшей их эксплуатации утверждается Департаментом электроэнергетики и твердого топлива МЭ и МР РК. 1.12. На основании настоящей ТИ допускается разработка местных производственных инструкций на оборудование конкретной электростанции, которые в части объема и периодичности контроля могут повторять ее или отличаться от нее. Такие инструкции подлежат пересмотру не реже одного раза в пять лет. Инструкции согласовываются с Департаментом электроэнергетики и твердого топлива МЭ и МР РК. Новые методы и средства контроля, технического диагностирования металла энергооборудования могут использоваться на электростанциях после утверждения Методик Департаментом электроэнергетики и твердого топлива МЭ и МР РК на основании положительного заключения специализированных организаций и согласования с Департаментом по государственному надзору за чрезвычайными ситуациями, техническому и горному надзору Агентства Республики Казахстан по чрезвычайным ситуациям. Решение по контролю и продлению срока службы элементов энергооборудования, изготовленных из материалов, по технологии и с геометрическими размерами, не вошедшими в настоящую типовую инструкцию, принимается Департаментом электроэнергетики и твердого топлива МЭ и МР РК индивидуально по представлению специализированных организаций и согласовываются с Департаментом по государственному надзору за чрезвычайными ситуациями, техническому и горному надзору Агентства Республики Казахстан по чрезвычайным ситуациям. Изменения в настоящую ТИ вносятся совместным решением Департамента по государственному надзору за чрезвычайными ситуациями, техническому и горному надзору Агентства Республики Казахстан по чрезвычайным ситуациям и Департамента электроэнергетики и твердого топлива МЭ и МР РК на основании предложений специализированных организаций. По турбоагрегатам и турбинному оборудованию Департамент электроэнергетики и твердого топлива МЭ и МР РК вносит изменения в 6 Типовую инструкцию самостоятельно на основании предложений специализированных организаций. 1.16. Допускается корректировка объемов, методов и номенклатуры контроля состояния оборудования при ремонте или техническом перевооружении оборудования ТЭС Департаментом электроэнергетики и твердого топлива МЭ и МР РК. Решение, принимаемое в данной ситуации Департаментом электроэнергетики и твердого топлива МЭ и МР РК, в двухмесячный срок согласовывается с Департаментом по государственному надзору за чрезвычайными ситуациями, техническому и горному надзору Агентства Республики Казахстан по чрезвычайным ситуациям. По турбоагрегатам и турбинному оборудованию Департамент электроэнергетики и твердого топлива МЭ и МР РК без согласования с другими организациями вносит изменения в номенклатуру и объемы контроля металла и методики продления срока службы. Парковый ресурс элементов оборудования с расчетными параметрами пара, не перечисленными в табл. 2.1. - 2.4., устанавливается специализированными организациями. По мере накопления изменения оформляются в соответствии с п. 1.15. настоящей ТИ и вносятся в нее в виде дополнения. 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 2-10). 2. Парковый ресурс элементов теплоэнергетического оборудования В этом разделе приводятся значения паркового ресурса основных элементов энергооборудования ТЭС. Парковый ресурс - наработка однотипных по конструкции и условиям эксплуатации объектов, при которой не произойдет отказа при соблюдении требований действующих «Правил технической эксплуатации станций и сетей», «Правил устройства и безопасной эксплуатации паровых и водогрейных котлов», «Правил устройства и безопасной эксплуатации трубопроводов пара и горячей воды» и настоящей типовой инструкции (Приложение 1). Парковый ресурс не является предельным сроком эксплуатации оборудования. Дополнительный ресурс работы энергетического оборудования определяется специализированными организациями, имеющими право на его техническое диагностирование. 7 2.1. Котлоагрегаты 2.1.1. Парковые ресурсы коллекторов котлов в зависимости от расчетных параметров эксплуатации и применения марок стали приведены в таблице 2.1. Таблица 2.1. Марка стали коллектора котла Расчетная температура пара в коллекторе, °С 12 MX 12 MX 15 MX 12Х1МФ 12Х1М1Ф 15Х1М1Ф 15Х1М1Ф 510 511-530 530 545 св.545 545 св.545 Парковый ресурс коллекторов котла, тыс. ч 300 250 300 1 200 150 200 150 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. 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 значительную поврежденность и большой объем ремонтных заварок, определяется в соответствии с действующей «Инструкцией по порядку продления срока службы барабанов котлов высокого давления» (РД 34.17.44296). 2.2. Турбины 2.2.1. Парковый ресурс турбин в зависимости от параметров их эксплуатации и мощности, а также заводы-изготовители сведены в таблицу 2.2. 8 Таблица 2.2. Заводизготовитель АОТМЗ АОЛМЗ ОАО «Турбоатом» Давление свежего пара 9 и менее 13-24 9 и менее 13-24 24 9 и менее 13 24 24 Мощность, МВт 50 и менее 50-250 100 и менее 50-300 50-1200 50 и менее 160 300 500 Парковый ресурс турбин тыс. ч к-во пусков 270 900 220 600 270 900 220 600 100 300 270 900 200 600 170 450 100 300 2.2.2. Турбины с температурой свежего пара на входе менее 450°С, а также элементы ЦСД турбин без горячего промперегрева паркового ресурса не имеют. 2.2.3. Парковый ресурс турбин, элементы которых работают в условиях ползучести, определяется наработкой или количеством пусков турбины: оба параметра действуют независимо. 2.2.4. Парковый ресурс турбин, не вошедших в данную таблицу, приравнивается к значению расчетного ресурса, указанного в паспорте оборудования. При отсутствии этих данных необходимо обратиться на заводизготовитель. 2.3. Крепеж 2.3.1. Парковый ресурс крепежа арматуры и разъемов турбин в зависимости от номинальных параметров их эксплуатации и примененных марок стали приведен в таблице 2.3. Таблица 2.3. Марка стали крепежа 1 ЭИ723 ЭИ723 ЭП182 Номинальная температура пара, °С 2 525 св.525 560 Парковый ресурс крепежа арматуры и разъемов турбин, тыс. ч 3 200 100 220 9 Продолжение таблицы 1 ЭП44 ЭП44 ЭИ10 ЭИ993 2 545 св.545 510 560 3 220 100 270 220 2.4. Паропроводы 2.4.1. Парковый ресурс паропроводов и их основных элементов в зависимости от типоразмеров паропроводов, номинальных параметров пара и марок стали сведен в таблицу 2.4. Таблица 2.4. № п/п 1 1. 2. 3. 4. 5. 6. 7. 8. 9. 10. 11. 12. 13. 14. 15. 16. 17. 18. 19. 20. Марка стали 2 15Х1М1Ф 15Х1М1Ф 15Х1М1Ф 15Х1М1Ф 15Х1М1Ф 15Х1М1Ф 15Х1М1Ф 15Х1М1Ф 15Х1М1Ф 15Х1М1Ф 15ХШ1Ф 15Х1М1Ф 15Х1М1Ф 15Х1М1Ф 15ХШ1Ф 15Х1М1Ф 15Х1М1Ф 15Х1М1Ф 15Х1М1Ф 15Х1М1Ф Типоразмер паропровода, мм Номинальные параметры пара Dн Sн R t, °C 3 980 720 630 465 426 377 377 377 377 377 377 377 377 325 273 273 273 273 273 273 4 40 25 25 75 16 60 50 45 45 45 43 43 40 60 50 45 36 36 35 34 5 4500 2500 2300 2100 1700 1500 1500 1500 1500 1500 1500 1500 1500 1370 1000 1000 1000 1000 1000 1000 6 545 545 545 545 565 545 560 560 550 545 560 550 545 545 550 545 560 545 565 545 Р. МПа 7 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 Парковый ресурс основных элементов паропровода, тыс. ч прямые гибы трубы труб 8 9 400 100 300 150 400 270 175 110 400 250 150 100 300 250 250 200 300 250 300 250 200 150 300 250 300 240 320 250 250 200 400 350 300 250 400 300 300 220 400 300 Парковый ресурс паропровода в целом, тыс. ч 10 100 150 270 110 250 100 250 200 250 250 150 250 240 250 200 350 250 300 220 300 10 Продолжение таблицы 1 21. 22. 23. 24. 25. 26. 27. 28. 29. 30. 31. 32. 33. 34. 35. 36. 37. 38. 39. 40. 41. 42. 43. 44. 45. 46. 47. 48. 49. 50. 51. 52. 53. 54. 55. 56. 57. 58. 59. 60. 61. 62. 63. 2 15Х1М1Ф 15Х1М1Ф 15Х1М1Ф 15Х1М1Ф 15Х1М1Ф 15Х1М1Ф 15Х1М1Ф 15Х1М1Ф 15Х1М1Ф 15Х1М1Ф 15Х1М1Ф 15Х1М1Ф 15Х1М1Ф 15Х1М1Ф 15Х1М1Ф 15Х1М1Ф 15ХШ1Ф 15Х1М1Ф 15Х1М1Ф 15Х1М1Ф 15Х1М1Ф 15ХМ 15ХМ 15ХМ 15ХМ 15ХМ 15ХМ 15ХМ 15ХМ 15ХМ 15ХМ 15ХМ 15ХМ 12Х1МФ 12Х1МФ 12Х1МФ 12Х1МФ 12Х1МФ 12Х1МФ 12Х1МФ 12Х1МФ 12Х1МФ 12Х1МФ 3 273 273 273 273 245 245 245 245 219 219 219 219 219 219 219 194 194 194 168 159 325 325 325 273 273 273 273 273 245 219 194 194 168 630 525 465 465 465 465 465 465 426 426 4 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 5 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 6 545 540 510 510 560 550 545 545 545 540 565 545 545 540 510 560 545 545 550 545 510 510 510 510 510 510 510 510 510 510 510 510 510 560 510 560 545 545 545 545 545 545 545 7 14 10 10 10 25,5 25,5 25,5 14 14 10 14 14 14 10 10 25,5 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 8 300 400 400 300 175 300 300 400 300 400 150 300 300 400 400 250 300 250 300 300 400 400 350 400 400 400 400 350 400 350 400 350 400 300 400 300 300 300 350 300 300 300 350 9 250 350 350 200 110 200 250 300 250 350 100 250 250 350 350 200 250 170 250 250 350 350 300 350 350 350 320 300 350 320 350 300 350 120 400 250 250 250 300 130 200 250 300 10 250 350 350 200* 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 11 Продолжение таблицы 1 64. 65. 66. 67. 68. 69. 70. 71. 72. 73. 74. 75. 76. 77. 78. 79. 80. 81. 82. 83. 84. 85. 86. 87. 88. 89. 90. 91. 92. 93. 94. 95. 96. 97. 98. 99. 100. 101. 102. 103. 104. 105. 106. 2 12Х1МФ 12Х1МФ 12Х1МФ 12Х1МФ 12Х1МФ 12Х1МФ 12Х1МФ 12Х1МФ 12Х1МФ 12Х1МФ 12Х1МФ 12Х1МФ 12Х1МФ 12Х1МФ 12Х1МФ 12Х1МФ 12Х1МФ 12Х1МФ 12Х1МФ 12Х1МФ 12Х1МФ 12Х1МФ 12Х1МФ 12Х1МФ 12Х1МФ 12Х1МФ 12Х1МФ 12Х1МФ 12Х1МФ 12Х1МФ 12Х1МФ 12Х1МФ 12Х1МФ 12Х1МФ 12Х1МФ 12Х1МФ 12Х1МФ 12Х1МФ 12Х1МФ 12Х1МФ 12Х1МФ 12Х1МФ 12Х1МФ 3 426 426 426 426 426 377 377 377 377 377 377 377 377 377 377 325 325 325 325 325 325 325 325 325 325 325 325 325 325 325 325 325 325 325 325 325 325 325 325 325 325 325 273 4 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 5 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 6 545 545 545 565 545 565 565 550 560 545 565 545 545 565 565 560 545 565 565 545 565 560 555 545 565 560 545 540 510 510 500 540 540 520 510 500 530 500 510 500 565 565 550 7 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 8 300 300 400 300 300 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 9 250 250 300 250 175 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 10 250* 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 12 Продолжение таблицы 1 107. 108. 109. 110. 111. 112. 113. 114. 115. 116. 117. 118. 119. 120. 121. 122. 123. 124. 125. 126. 127. 128. 129. 130. 131. 132. 133. 134. 135. 136. 137. 138. 139. 140. 141. 142. 143. 144. 145. 146. 147. 148. 149. 2 12Х1МФ 12Х1МФ 12Х1МФ 12Х1МФ 12Х1МФ 12Х1МФ 12Х1МФ 12Х1МФ 12Х1МФ 12Х1МФ 12Х1МФ 12Х1МФ 12Х1МФ 12Х1МФ 12Х1МФ 12Х1МФ 12Х1МФ 12Х1МФ 12Х1МФ 12Х1МФ 12Х1МФ 12Х1МФ 12Х1МФ 12Х1МФ 12Х1МФ 12Х1МФ 12Х1МФ 12Х1МФ 12Х1МФ 12Х1МФ 12Х1МФ 12Х1МФ 12Х1МФ 12Х1МФ 12Х1МФ 12Х1МФ 12Х1МФ 12Х1МФ 12Х1МФ 12Х1МФ 12Х1МФ 12Х1МФ 12Х1МФ 3 273 273 273 273 273 273 273 273 273 273 273 273 273 273 273 273 273 273 273 273 273 273 273 273 273 273 273 273 273 273 273 273 273 273 273 273 273 273 273 273 273 273 273 4 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 5 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 6 560 545 560 560 555 550 545 540 535 510 560 560 555 555 550 545 540 510 530 510 530 530 510 510 500 540 510 540 510 500 500 540 520 510 510 500 510 520 510 510 510 500 560 7 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 8 300 330 120 200 300 300 300 300 350 400 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 9 250 270 100 160 250 250 250 250 270 350 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 10 250* 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* 13 Продолжение таблицы 1 150. 151. 152. 153. 154. 155. 156. 157. 158. 159. 160. 161. 162. 163. 164. 165. 166. 167. 168. 169. 170. 171. 172. 173. 174. 175. 176. 177. 178. 179. 180 181. 182. 183. 184. 185. 186. 187. 188. 189. 190. 191. 2 12Х1МФ 12Х1МФ 12Х1МФ 12Х1МФ 12Х1МФ 12Х1МФ 12Х1МФ 12Х1МФ 12Х1МФ 12Х1МФ 12Х1МФ 12Х1МФ 12Х1МФ 12Х1МФ 12Х1МФ 12Х1МФ 12Х1МФ 12Х1МФ 12Х1МФ 12Х1МФ 12Х1МФ 12Х1МФ 12Х1МФ 12Х1МФ 12Х1МФ 12Х1МФ 12Х1МФ 12Х1МФ 12Х1МФ 12Х1МФ 12Х1МФ 12Х1МФ 12Х1МФ 12Х1МФ 12Х1МФ 12Х1МФ 12Х1МФ 12Х1МФ 12Х1МФ 12Х1МФ 12Х1МФ 12Х1МФ 3 273 245 245 245 245 245 245 219 219 219 219 219 219 219 219 219 219 219 219 219 219 219 219 219 219 219 219 219 219 219 219 219 219 219 194 194 194 194 194 194 194 194 4 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 5 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 6 545 550 545 540 540 560 510 560 560 555 560 545 560 545 510 510 560 550 545 540 510 500 560 550 545 545 510 510 540 535 545 510 500 510 510 540 540 510 510 510 540 540 7 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 8 400 300 400 400 300 150 350 300 300 300 200 300 160 300 400 400 100 210 300 400 400 400 100 165 235 100 400 400 280 300 400 350 400 300 400 350 300 400 400 400 295 200 9 300 250 350 350 250 115 320 250 250 250 155 250 120 250 350 350 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 10 300 250 350 350 250 115* 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* 14 Продолжение таблицы 1 192. 193. 194. 195. 196. 197. 198. 199. 200. 201. 202. 203. 204. 205. 206. 207. 208. 209. 210. 211. 212. 213. 214. 215. 216. 217. 218. 219. 220. 221. 222. 223. 224. 225. 226. 227. 228. 229. 230. 231. 232. 233. 2 12Х1МФ 12Х1МФ 12Х1МФ 12Х1МФ 12Х1МФ 12Х1МФ 12Х1МФ 12Х1МФ 12Х1МФ 12Х1МФ 12Х1МФ 12Х1МФ 12Х1МФ 12Х1МФ 12Х1МФ 12Х1МФ 12Х1МФ 12Х1МФ 12Х1МФ 12Х1МФ 12Х1МФ 12Х1МФ 12Х1МФ 12Х1МФ 12Х1МФ 12Х1МФ 12Х1МФ 12Х1МФ 12Х1МФ 12Х1МФ 12МХ 12МХ 12МХ 12МХ 12МХ 12МХ 12МХ 12МХ 12МХ 12МХ 12МХ 12МХ 3 194 194 194 194 194 194 194 168 168 168 159 159 159 159 159 133 133 133 133 133 133 133 133 133 133 133 133 133 133 133 325 325 325 325 325 273 273 273 273 273 273 273 4 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 28 28 26 26 5 750 750 750 750 750 750 750 700 700 700 650 650 650 650 650 600 600 600 600 600 600 600 600 600 600 600 600 600 600 600 1370 1370 1370 1370 1370 1000 1000 1000 1000 1000 1000 1000 6 520 510 500 510 510 500 510 560 540 540 545 560 540 510 545 560 550 560 550 540 560 560 550 540 530 500 540 530 500 540 510 510 510 510 510 510 510 500 510 510 510 500 7 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 8 350 370 400 350 350 400 300 90 300 180 225 140 100 250 400 300 320 160 300 400 90 125 210 350 400 400 300 400 400 105 350 330 330 300 170 400 400 400 350 350 320 400 9 300 320 350 250 300 350 110 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 10 300 320 350 250* 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 15 Продолжение таблицы 1 234. 235. 236. 237. 238. 239. 240. 241. 242. 243. 244. 245. 246. 247. 248. 249. 250. 2 12МХ 12МХ 12МХ 12МХ 12МХ 12МХ 12МХ 12МХ 12МХ 12МХ 12МХ 12МХ 12МХ 12МХ 12МХ 12МХ 12МХ 3 273 273 273 245 245 219 219 219 219 194 194 194 194 194 194 194 168 4 22 20 18 25 22 24 22 22 20 20 20 19 19 18 15 14 16 5 1000 1000 1000 1000 1000 850 850 850 850 750 750 750 750 750 750 750 700 6 510 510 510 510 510 510 510 500 510 510 500 510 510 510 500 510 510 7 10 10 10 10 10 10 10 9 10 10 9 10 10 10 10 10 10 8 230 160 110 350 300 350 350 400 350 350 400 350 400 350 350 145 330 9 170 115 75 300 250 330 300 350 300 300 350 300 350 300 300 105 300 10 170 115 75 300 250 330 300 350 300* 300 350 300 350 300 300* 105 300 * Паропроводы, для которых необходимо до 01.12.2002 г. определить возможность дальнейшей эксплуатации, если ранее для них она не была определена специализированными организациями. 2.4.2. Парковый ресурс стыковых сварных соединений приравнивается к парковому ресурсу прямых труб соответствующих паропроводов. 2.4.3. 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. 2.4.4. 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 организациями. 2.4.5. 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: 1. Начало проведения контроля определяется или достижением количества пусков, указанных в графах 3 и 4, или временем, указанным в графе 16 7 (см. табл. 3.1.-3.4), т.е. оба параметра (количество пусков и продолжительность эксплуатации) действуют независимо. 2. В случае выявления повреждений в процессе эксплуатации решение о дополнительных объемах контроля энергооборудования принимает организация, проводившая техническое диагностирование. 3. Методы и объемы контроля состояния металла элементов барабанов при достижении паркового ресурса устанавливается согласно «Инструкции по порядку продления срока службы барабанов котлов высокого давления» (РД 34.17.442-96). 4. В графе 5 табл. «Метод контроля» приняты следующие сокращения: ВК - визуальный контроль; ЦД - цветной контроль проникающими веществами; УЗК - ультразвуковой контроль; МПД - магнитопорошковая дефектоскопия; ТР - химическое травление; ТВК - токовихревый контроль; ТВ - измерение твердости; МР - метод реплик; МК - магнитный контроль; Тип 1 - стыковое сварное соединение трубы с трубой (Тр + Тр); Тип 2 - 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 (ККН); РОПС - ревизия опорно-подвесной системы; УЗТ - ультразвуковая толщинометрия. 5. В графе 8 табл. «Примечания» принято следующее сокращение: ПРПС - поверочный расчет на прочность и самокомпенсацию. Таблица 3.1. Котлы Количество пусков контроля до начала энерг Расчетны оуста Периодичнос энергоб Объект е Метод новки Объем контроля ть проведения Примечания локи контроля параметр мощн контроля контроля мощнос ы среды ость тью 300 ю МВт и менее выше 300 МВт 1 2 3 4 5 6 7 8 Трубы поверхностей нагрева, трубопроводы в пределах котла с наружным дна метром 100 мм и более, коллекторы 17 УЗТ ВК, МК 1. 450°С и Поверхност выше и нагрева - - Оценка состояни я металла вырезок Ниже 450°С - - ВК, МК, УЗТ Оценка состояни я металла вырезок Независи 1 2. мо от Экономайзе параметр р ов - 3. Цельносвар 300°С и ные выше топочные экраны - ВК УЗТ - ВК, УЗТ Выборочно в зонах с При выявлении максимальной уплотнения более температурой стенки Каждые 50 тыс. ч0,5 мм измерения в объеме не менее 25 проводить каждые руб. 25 тыс. ч Перечень труб, доступных для 100% доступных Каждые 50 контроля, труб тыс. ч утверждается главным инженером ТЭС Количество и места вырезок с По каждой результатам поверхности МК, при нагрева с учетом наличии результатов ВК и повреждений МК утверждаются независимо главным от наработки инженером ТЭС в соответствии с [35], [37], [38] 1. Исключая экономайзер. 2. Магнитный контроль проводится по решению главного инженера ТЭС. 50% доступных Каждые 50 3. Количество и труб тыс. ч места вырезок с каждой поверхности нагрева с учетом результатов ВК и МК утверждаются главным инженером ТЭС Не менее 2 труб в зонах, где происходили повреждения или усиленная коррозия Каждые 50 100% тыс. ч Каждые 50 5% тыс. ч Количество Через 50 тыс. контрольных ч, далее в участков каждый размером 200x200 капитальный мм и места их В зоне ремонт. На расположения максимальных котлах, должны тепловых нагрузок работающих соответствовать на газовом схеме, топливе, утвержденной каждые 100 главным тыс. ч инженером 18 электростанции 4. Трубопрово ды из 450°С и сталей: выше 12МХ и 15ХМ 12Х1МФ и 500°С и 15Х1М1Ф выше 450°С и выше независимо от марки стали 500°С и выше - - - - - Оценка состояни я металла вырезок В зонах, где происходили повреждения В ближайший капитальный ремонт Измерени е остаточно й деформац ии Прямые трубы и гибы Каждые 100 тыс. ч Для прямых труб каждые 100 тыс. ч, для гибов каждые 50 тыс. ч - - - Измерени е овальност и и УЗТ, УЗК, МПД гибов, РОПС МР Оценка состояни я металла по вырезкам Гибы 100% В исходном состоянии и после выработки паркового ресурса 10%, но не менее трех гибов труб каждого назначения 1. После выработки паркового ресурса 2. Остаточная деформация достигла половины допустимого значения Одна вырезка из гиба с максимальной степенью микроповрежденнос ти После выработки паркового ресурса или при достижении микроповреж денности 3-го балла и более Количество вырезок и места их расположения должны соответствовать схеме, утвержденной главным инженером станции 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 производятся при достижении наработки, равной парковому ресурсу, гибов равной половине паркового ресурса. 3. По достижении паркового ресурса проводится ПРПС. 4. При выявлении микроповрежденн ости 3 балла и более остаточная деформация измеряется каждые 25 тыс. ч. Выбор гибов для оценки микроповрежденн 19 5. Выходные 535°С и коллекторы выше пароперегре вателей 500 500 ВК Кромки внутренней поверхности радиальных отверстий в количестве не менее 3 шт. После 200 тыс. ч, далее каждые 100 тыс. ч 6. 350°С и Коллекторы ниже 7. Выходной коллектор 500°С и горячего выше промперегр ева 8. Корпус впрыскиваю щего пароохлади Независи теля, мо от штатные параметр впрыски ов паропровод ов между поверхностя ми нагрева Пусковые впрыски в паропровод ах горячего 450°С и промперегр выше ева и главных паропровод ах 9. Гибы необогревае 450°С и мых труб в выше пределах При достижении паркового ресурса, далее каждые 100 тыс. ч ости производится по результатам поверочного прочностного расчета всех гибов 1. Контролируется один коллектор каждого вида поверхности нагрева. 2. При обнаружении трещин или невозможности проведения контроля вопрос о дальнейшей эксплуатации решает специализированн ая организация - 500 - 600 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 ВК, УЗК Наружная и внутренняя поверхности в зоне расположения штуцера водоподающего устройства на длине 40 мм от стенки штуцера Каждые 25 тыс. ч - ВК, МПД или ЦЦ, 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 700 ВК, МПД или ЦЦ, УЗК, УЗТ, 20% гибов труб каждого типоразмера После выработки половины паркового - 700 1. При обнаружении дефектных гибов объем контроля 20 котла с наружным диаметром 57 мм и более измерени е овальност и Ниже 450 °С, 24,0 МПа и выше 200 - ВК, МПД или ЦД, или ТР, УЗК, УЗТ, измерени е овальност и ресурса, далее каждые 50 тыс. ч, но не реже чем через 200 пусков 25% гибов труб каждого типоразмера с D/S>9,0; 10% D/S≤9,0, но не менее 3 гибов 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). Последующи й 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 груб с D/S≤9,0 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 1. Выбор гибов для контроля производится из условия, чтобы количество дренируемых и недренируемых труб находилось в пропорции 1:2. 2. При обнаружении недопустимых дефектов, подтвержденных ВК вырезки гиба, объем контроля гибов груб 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 21 Ниже Гибы 450°С, диаметром 10,0-14,0 57-100 мм МПа Ниже 450°С, ниже 10,0 МПа - - Оценка состояни я металла по вырезкам ВК внутренн ей поверхно сти Не менее 3 шт. на котел После 150 тыс. ч, далее каждые 50 тыс. ч - - - - 400 ВК, МПД или ЦЦ, УЗК, УЗТ, измерени е овальност и 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 определяется главным инженером электростанции. 3. УЗК и МПД (ЦД, ТР) проводятся по всей гнутой части на 2/3 окружности, включая растянутую и нейтральную зоны. 4. При очередном контроле проверяются гибы, не проконтролирован ные 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 Для установок с давлением 10,0 и 14,0 МПа контроль гибов проводится в соответствии с [19] 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 22 1 10. 1,0 МПа и Обечайки выше 11. Основные продольные и 11,0 МПа поперечные и выше сварные швы с околошовно й зоной 12. Ремонтные заварки в основных сварных швах, выполненн ые без отпуска 13. Ремонтные заварки, выполненн ые без отпуска 14. Ремонтные заварки на поверхност 11,0 МПа и выше 11,0 МПа и выше 11,0 МПа и выше - 400 - - - - ВК Внутренняя поверхность в доступных местах ВК По всей длине сварных швов на внутренней поверхности в доступных местах - После наработки 25 тыс. ч, далее каждые 50 тыс. ч После наработки 25 тыс. ч, далее каждые 50 тыс. ч, но не реже чем через 200 пусков МПД или ЦД, или ТР, УЗК 10% длины каждого шва с прилегающими зонами по 40 мм 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 - ВК, МПД или ЦД, или ТР Наплавленный металл и прилегающие зоны по 40 мм - 100% Через 25 тыс. ч и 50 тыс. ч после ремонта - ВК, МПД или ЦД, или ТР Наплавленный металл и прилегающие зоны по 40 мм - 100% Через 25 тыс. ч и 50 тыс. ч после ремонта, - растянутую и нейтральную зоны 1. При выявлении подозрительных мест привлекаются средства инструментальног о контроля. 2. При выявлении дефектов, размер которых превышает требования разд. 6.4 настоящей ТИ, по требованию специализированн ой организации проводится исследование свойств металла барабана на пробке 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 Аустенитные заварки контролировать ЦД или ТР каждые 25 тыс. ч Аустенитные заварки контролировать ЦД или ТР 23 и трубных отверстий и на расстоянии от них не менее диаметра, выполненн ые без отпуска далее каждые 50 тыс. ч ВК 15. Швы 11,0 МПа приварки и выше сепарации 16. Днища 11,0 МПа и выше 17. Лазовые 11,0 МПа отверстия и выше 18. Отверстия в 11,0 МПа пределах и выше водяного объема - - - - По всей протяженности швов в доступных местах - - 400 Через 25 тыс. ч, далее каждые 100 тыс. ч ВК, МПД или ЦД, или ТР 10% протяженности швов 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 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 ВК Поверхность отверстий и штуцеров с примыкающими к ним участками поверхности барабана шириной 30-40 мм от кромки отверстия в объеме 100% МПД или ТЩ, или ТР То же в объеме 50% 400 После наработки 100 тыс. ч, далее каждые 50 тыс. ч, но не реже чем через 200 пусков каждые 25 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 контролировавши еся ранее 1. Каждый последующий контроль проводится на участках, не проконтролирован ных ранее. 2. Объем и периодичность контроля окуполенных днищ устанавливаются специализированн ыми организациями 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 24 19. Отверстия 11,0 МПа труб и выше парового объема 20. Угловые сварные соединения приварки 10,0 МПа штуцеров и выше труб водяного и парового объемов - 400 ВК, МПД или ЦД, или ТР ВК - МПД или ЦЦ, 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 С наружной поверхности барабана металл сварного шва с околошовной зоной не менее 30 мм на сторону - 100% в доступных местах С наружной поверхности барабана металл После наработки 25 тыс. ч, 125 тыс. ч, далее каждые 50 тыс. ч. 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 10%. 4. Контроль МПД (ЦД, ТР) в барабанах из стали 16ГНМ проводится каждые 25 тыс. ч, но не реже чем через 100 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% 1. Контроль проводится на швах, худших по 25 сварного шва с околошовной зоной не менее 30 мм на сторону: 1. 15% швов каждой группы труб одноименного назначения, но не менее 2 шт. в каждой группе. 2. Ремонтные заварки: наплавленный металл с околошовной зоной не менее 30 мм на сторону - 100% Литые детали Dy 100 мм и более. Крепеж 450 °С и выше 600 ВК, МПД или ЦД, или ТР Радиусные переходы наружных и внутренних поверхностей 100% деталей ТВ 100% Отбор проб для металлографич еского анализа Одна проба от одной детали с максимальной температурой ВК, МПД или ЦД, или ТР Радиусные переходы наружных и внутренних поверхностей - 10% общего количества деталей каждого назначения 900 21. Корпусы арматуры и другие литые детали Ниже 450°С - - результатам ВК. 2. При обнаружении недопустимых дефектов объем контроля увеличивается до 100% 1. При наличии на детали ремонтной заварки - в каждый капитальный ремонт. 2. Корпусы арматуры с Dy≤250 мм и все Каждые 50 литые детали тыс. ч, но не контролируются реже чем через только с 300 пусков наружной стороны, корпусы арматуры с Dy>250 мм контролируются методом МПД и ВК снаружи 100%, изнутри в доступных местах После выработки паркового ресурса Отбор проб производитс я по После выработки требованию паркового ресурса специализир ованной организации 1. При обнаружени и Каждые 50 тыс. ч, недопустим но не реже чем ых дефектов через 300 пусков объем контроля деталей данного 26 22. Шпильки Независи мо от М42 и большего параметр ов размера для арматуры и фланцевых соединений паропровод ов 450°С и выше 23.Гайки М42 и большего размера - 600 - 600 600 - 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 ТВ Торцевая поверхность со стороны гайки 100% По достижении паркового ресурса ВК, ТВ Торцевая поверхность По достижении паркового ресурса назначения увеличивает ся до 100%. 2. При последующе м контроле проверяются детали, не контролиров авшиеся ранее 1. Решение о контроле шпилек М36 и менее принимает главный инженер ТЭС. 2. Критерии твердости в соответстви ис требованиям ик исходному состоянию. 3. Контроль методами МПД, или ЦД, или ТВК, или ТР проводится факультатив но по решению главного инженера Критерии твердости в соответстви ис требованиям ик исходному состоянию Примечание: Методы и объемы контроля состояния металла элементов барабанов при достижении паркового ресурса устанавливаются согласно [20], [26]. 27 Таблица 3.2. станционные трубопроводы. паропроводы с наружным диаметром 100 мм и более; питательные трубопроводы с наружным диаметром 76 мм и более Объект контроля 1 1. Трубы паропровод ов из сталей: 12МХ, 15ХМ из сталей 12Х1МФ 15Х1М1Ф Количество пусков до начала контроля энер Расчетн гоуст ые энергоб анов парамет локи ки ры мощнос мощ среды тью 300 ност МВт и ью выше мене е 300 МВт 2 3 4 450°С и выше 500°С и выше - Метод контроля 5 Периодичност Объем ь проведения контроля контроля 6 7 Каждые 100 тыс. ч - Измерени е остаточно й деформац ии, РОПС паропров ода Прямые трубы и гибы - 100% Для гибов каждые 50 тыс. ч, для прямых труб - 100 тыс. ч Примечания 8 1. При достижении значения остаточной деформации, равного половине допустимого, измерение остаточной деформации проводится 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 проводится при достижении времени, составляющего 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. 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, РОПС, ПРПС проводятся факультативно. 6. Паропроводы, изготовленные из центробежнолитых труб, 28 контролируются в соответствии с [25], [33] Выше 500 °С 450-500 °С 2. Гибы паропровод ов независимо от марки стали Незав исимо от парам етров 450 °С и выше - - 100% ВК, ЦД или МПД, УЗК - - - 5% 100% После 300 тыс. ч, далее через каждые 100 тыс. ч 100% В исходном состоянии, по достижении паркового ресурса - - - УЗТ, измерени е овальност и Контроль гибов по достижении паркового ресурса Каждые 100 тыс. ч Оценка микропов режденно сти Не менее трех гибов Оценка состояния металла На одном гибе 1. При достижении паркового ресурса. 2. При достижении значения остаточной деформации, равного половине допустимого 1. При достижении паркового 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 менее контроль гибов проводится при достижении наработки, равной половине паркового ресурса При выявлении овальности менее 2% после достижения паркового ресурса или уменьшении ее вдвое по сравнению с результатами исходного контроля производится оценка микроповрежденности металла гиба Контролю подвергаются гибы с максимальной остаточной деформацией или с максимальным уровнем температур, или с максимальным уровнем напряжений Гиб, из которого производится вырезка металла, определяется с 29 по вырезкам 3. Штампован ные, штампосва рные колена Незав исимо от парам етров 4. Крутоизогн утые отводы (R/D<2,5) 5. Участки паропровод ов в местах приварки штуцеров с Dy 50 мм и более, дренажных линий, врезок БРОУ и РОУ 6. Питательн ые трубопрово ды от напорного патрубка питательно го насоса до котла 450 - 450 °С и выше Незав исимо от парам етров - 250 ресурса. 2. При обнаружении микроповреж денности 3 балла и более 450 ВК, ЦД или МПД, УЗК 25% общего количества Каждые 50 тыс. ч, но не реже чем через 150 пусков - ВК, ЦД или МПД, УЗК 50% общего количества Каждые 50 тыс. ч ВК, УЗК 100% в зоне возможного износа, на расстоянии не менее двух диаметров трубы от места вырезки Каждые 50 тыс. ч Измерени е толщины стенки (УЗТ) Трубы и фасонные детали после выходных патрубков регулирующе й арматуры на длине не менее 10D трубы по ходу движения среды от регулирующе го дросселирую щего органа, зоны установки шайбовых наборов, щелевых дросселей, тупиковые участки в зонах возможного коррозионног о износа После 100 тыс. ч, далее каждые 50 тыс. ч, но не реже чем через 150 пусков - 500 учетом результатов неразрушающего контроля 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 При необходимости производится вырезка и ее исследование по программе, утвержденной специализированной организацией 30 7. Корпусы арматуры и другие литые детали 450°С и выше 600 900 ВК, измерени е толщины стенки, овальност и, УЗК, РОПС Гибы 50% ВК, МПД или ЦД, или ТР Радиусные переходы наружных и внутренних поверхностей - 100% Каждые 50 тыс. ч, но не реже чем через 300 пусков ТВ 100% После выработки паркового ресурса Отбор проб для металлог рафическ ого анализа Одна проба от одной детали с максимально й температурой После выработки паркового ресурса 1. Обязательному контролю подлежат крутоизогнутые гибы, гибы байпасов РПК и отводов ПВД. Допускается не контролировать гибы соединительной питательной магистрали электростанций с поперечными связями при отсутствии дефектов на других проконтролированных элементах. При обнаружении дефектов должно быть проконтролировано не менее 10% гибов каждого коллектора питательной воды. 2. При обнаружении недопустимых дефектов хотя бы в одном из гибов и подтверждении их наличия ВК на вырезке из гиба объем контроля увеличивается до 100%. 3. РОПС осуществляется начиная с 2001 г. 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 1. При наличии на детали ремонтной заварки - в каждый капитальный ремонт. 2. Корпусы арматуры с Dy≤250 мм и все литые детали контролируются только с наружной стороны, корпусы арматуры с Dy>250 мм контролируются методом МПД и ВК снаружи 100%, изнутри - в доступных местах Отбор проб производится по требованию специализированной организации 31 ВК, МПД или ЦД, или ТР Ниже 450°С 8. Шпильки М42 и большего размера для арматуры и фланцевых соединений паропровод ов Незав исимо от парам етров 450°С и выше 9. Гайки М42 и большего размера - 600 - 600 600 ВК, МПД или ЦД, или ТВК, или ТР, УЗК Резьбовая поверхность в доступных местах ТВ Торцевая поверхность со стороны гайки – 100% ВК, ТВ Торцевая поверхность - 600 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 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 ЦЦ, или ТВК, или ТР проводится факультативно по решению главного инженера По достижении паркового ресурса По достижении паркового ресурса Критерии твердости в соответствии с требованиями к исходному состоянию Таблица 3.3. Паровые турбины Объект контроля 1 1. Корпусы стопорных регулирующих, защитных клапанов, паровпускные патрубки цилиндров Расчетн ые парамет ры среды 2 450°С выше Метод контроля 3 ВК, ЦД или МПД, или ТР Объем контроля 4 Внутренние поверхности в местах радиусных переходов в доступных местах Наружные поверхности в местах радиусных переходов -100% Периодичность проведения контроля 5 Каждые 25 тыс. ч эксплуатации, но не реже чем через 300 пусков После наработки 25 тыс. ч, далее каждые 50 тыс. ч Примечание 6 Шлифовать и травить в местах аустенитных заварок 32 2. Корпусы цилиндров (наружные и внутренние), сопловые коробки 450°С и выше Каждые 50 тыс. ч, но не реже чем через 450 пусков ВК, ЦД или МПД, или ТР Внутренние и наружные поверхности в местах радиусных переходов - 100% 3. Корпусы цилиндров 9-25 МПа и стопорных клапанов Исследование металла вырезки 1. При наличии оставленных в эксплуатации трещин. 2. После выработки паркового ресурса При наличии ремонтных выборок глубиной более 40% толщины стенки и неудовлетворит ельных свойствах 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 [31], для деталей с трещинами в других зонах по [41] 1. Размеры и место вырезки определяются специализирова нными организациями по согласованию с заводомизготовителем. 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 33 сокращается. 450°С и выше ВК, ЦД или МПД, ТР или ТВК 4. Сварные соединения и ремонтные заварки корпусных деталей турбин и паровой арматуры Ниже 450°С Независ имо от парамет ров ВК, ЦЦ или МПД, ТР или ТВК ВК 5. Цельнокованые валы высокого и среднего давления 450°С и выше ЦД или МПД, или ТВК, УЗК Исследование микрострукту ры, ТВ Сварные швы и околошовная зона шириной не менее 80 мм по обе стороны от шва - 100% Ремонтные заварки, выполненные аустенитными электродами - 100% Ремонтные заварки, выполненные перлитными электродами по [24], 100% Ремонтные заварки вне зависимости от технологии сварки 100% Концевые части валов, свободные от уплотнений, обод, гребни, галтели, полотна дисков, разгрузочные отверстия, тепловые канавки промежуточных, концевых и диафрагменных уплотнений, полумуфты - 100% Обод, гребни, разгрузочные отверстия, полумуфты, галтели, полотна дисков, тепловые канавки Полотно диска первой ступени Через 50 тыс. ч, но не реже чем через 300 пусков Через каждые 25 тыс. ч, но не реже чем через 150 пусков Через каждые 50 тыс. ч, но не реже чем через 300 пусков Через 50 тыс. ч, далее - каждые 75 тыс. ч, но не реже чем через 300 пусков Каждые 50 тыс. ч, но не реже чем через 300 пусков После наработки 100 тыс. ч, далее каждые 50 тыс. ч, но не реже чем через 300 пусков После исчерпания паркового ресурса Шлифовать и травить в местах аустенитных заварок. При вынужденной эксплуатации корпусов с не полностью удаленными при ремонте трещинами вопрос о длительности работы и периодичности контроля решается специализирова нной организацией Для турбин мощностью 500 МВт и более каждые 25 тыс. ч, но не реже чем через 150 пусков 34 6. Насадные диски среднего и низкого давления 7. Диафрагмы и направляющие 8. Рабочие лопатки ВК, МПД или ТВК, УЗК Осевой канал с диаметром 70 мм и более После наработки 100 тыс. ч и исчерпания паркового ресурса 530°С и выше Изменения остаточной деформации Осевой канал с диаметром 70 мм и более После наработки 100 тыс. ч и исчерпания паркового ресурса Независ имо от парамет ра ВК Наружные поверхности в доступных местах ВК, ЦД или МПД или ТВК, УЗК Обод, гребень, разгрузочные отверстия, кромки заклепочных отверстий, галтели, ступичная часть, продольный шпоночный паз 100% ВК В доступных местах ВК В доступных местах ВК, ЦД или МПД, или Паровходные и выходные кромки в В зоне фазовог о переход а Независ имо от парамет ров Независ имо от парамет ров В зоне фазовог Через каждые 50 тыс. ч, но не реже чем через 300 пусков Каждые 50 тыс. ч, но не реже чем через 300 пусков Каждые 50 тыс. ч, но не реже чем через 300 пусков 1. Для турбин мощностью 500 МВт и более проводится контроль через каждые 50 тыс. ч, 2. Допускается не проводить контроль осевого канала, имеющего на поверхности уступы, локальные выборки, задиры. Срок эксплуатации таких роторов определяется специализирова нными организациями Обязат ельно - для турбин К-500240 ЛМЗ, К800-240 ЛМЗ и К-1200-240 ЛМЗ, факультативно - для остальных турбин производства АО ЛМЗ и АО ТМЗ Для дисков 16, 18, 20-й ступеней турбин Т175/185-130 ТМЗ - через каждые 25 тыс. ч, но не реже чем через 150 пусков 35 о переход а 9. Рабочие лопатки последних ступеней Независ имо от парамет ров ТВК, или ТР доступных местах, поверхность отверстий УЗК Хвостовики ВК, ЦД или МПД, или ТВК, или ТР Паровходные и выходные кромки, прикорневая зона, хвостовики в доступных местах, кромки отверстий УЗК Выходные кромки 100% УЗК хвостовиков проводится при конструктивной возможности Каждые 50 тыс. ч, но не реже чем через 300 пусков 10. Бандажи (цельнокованые, ленточные) Независ имо от парамет ров ВК В доступных местах 100% Каждые 50 тыс. ч, но не реже чем через 300 пусков 11. Призонные болты Независ имо от парамет ров 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 из сталей: 12Х1МФ, 15Х1М1Ф 500°С и выше Каждые 100 тыс. ч Измерение остаточной деформации, РОПС паропровода Прямые трубы и гибы - 100% Для гибов каждые 50 тыс. ч, для прямых труб - 100 тыс. ч При наличии эрозионного износа В подозрительны х местах дополнительно контролировать ЦД или МПД, или ТВК, или ТР 1. При достижении значения остаточной деформации, равного половине допустимого, измерение остаточной деформации проводится через 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 проводится при достижении наработки, составляющей 50% паркового 36 Выше 500°С 13. Гибы пароперепускных труб независимо от марки стали 100% Контроль гибов по достижении паркового ресурса 50% Каждые 100 тыс. ч 100% После 300 тыс. ч, далее через каждые 100 тыс. ч ВК, ЦД или МПД, УЗК 450-500°С ресурса. 3. По достижении паркового ресурса проводится ПРПС и независимо от срока наработки при отклонениях, выявленных при РОПС. 4. При выявлении микроповрежде нности 3 балла и более остаточная деформация измеряется через каждые 25 тыс. ч. Ревизия ОПС и ПРПС осуществляютс яв обязательном порядке для паропроводов свежего пара, горячего промперегрева пара; для других паропроводов в соответствии с действующими документами, а также по усмотрению главного инженера электростанций 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, 37 равной половине паркового ресурса Независ имо от парамет ров УЗТ, измерение овальности 100% 450°С и выше Оценка микроповреж денности Не менее трех гибов В исходном состоянии, по достижении паркового ресурса 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 микроповрежденност и 14. Литые колена и другие фасонные детали 450°С и выше ВК, МПД, или ЦД, или ТР Радиусные переходы наружных поверхностей - 100% Каждые 100 тыс. ч, но не реже чем через 300 пусков 15. Шпильки М42 и большего размера для клапанов и разъемов цилиндров турбины Независ имо от парамет ров 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. При выявлении овальности менее 2% после достижения паркового ресурса или уменьшении ее вдвое производится оценка микроповрежде нности металла гиба. 2. Контролю подвергаются гибы с максимальной остаточной деформацией или с максимальным уровнем температур, или с максимальным уровнем напряжений. 3. Гиб, из которого производится вырезка металла, определяется с учетом результатов неразрушающег о контроля При наличии на детали ремонтной заварки - в каждый капитальный ремонт Решение о контроле шпилек М36 и менее принимает главный инженер ТЭС 38 16. Гайки М42 и большего размера 450°С и выше ТВ Независ имо от парамет ров ВК, ТВ Торцевая поверхность со стороны гайки 100% По достижении паркового ресурса 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 Критерии твердости в соответствии с требованиями к исходному состоянию Таблица 3.4. Сварные соединения трубопроводов и коллекторов с наружным диаметром 100 мм и более Объект контроля Расчетны Количество е пусков до параметр начала ы контроля среды энер энерг гобл оуста ок и новки мощ мощн ност остью ью менее 300 300 МВт МВт и (текс т соот ветс твуе т ориг инал у.) 1 2 3 4 1. Незави Питатель симо от Тип Мето свар д ного контр соед оля ине ния Об Периодичность ъе проведения м контроля ко нт ро ля 5 Тип 1 7 5 % 6 ВК, УЗК 8 Каждые тыс. ч Примечание 9 150 1. При обнаружении в 39 ный параме трубопро тров вод от напорног о патрубка питательн ого насоса до котла 2. Коллекто ры и трубопро воды в пределах котла, турбины, станцион ные трубопро воды и паропров оды 900 Тип 2 ВК, 25 МПД, % или ЦД, или ТР, УЗК, измер ение катета углов ых швов Каждые 100 тыс. ч, но не реже чем через 400 пусков От 250 до 450 °С 900 - Тип 1 ВК, УЗК 5 % Каждые тыс. ч 1200 Тип 2 25 % Каждые 150 тыс. ч, но не реже чем через 600 пусков От 450 450 до 510 °С 600 Тип 1 ВК, МПД или ЦД, или ТР, УЗК ВК, УЗК 10 % ВК, МПД или ЦД, или 50 % После 100, 200 тыс. ч, далее каждые 50 тыс. ч После 100, 200 тыс. ч, далее каждые 50 тыс. ч, но не реже чем через 300 600 Тип 2 150 контролируем ой группе недопустимых дефектов хотя бы в одном сварном соединении (трубных элементах 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 40 510 °С 450 и выше 600 ТР, УЗК Тип ВК, 20 1 МПД % или ЦД, или ТР, УЗК Тип ВК, 10 2 МПД 0% или ЦД, или ТР, УЗК Тип 2 МР 10 % Тип ВК, 10 1 МПД 0% Сва или рны ЦД, е или соед ТР, ине УЗК ния цент робе жно лит ых труб Тип 1 ТВ 100 и 2 металла % труб шва и из основно стали го 15Х1 металла М1Ф пусков После 100 тыс. ч, далее каждые 50 тыс. ч Через 100 тыс. ч, далее каждые 50 тыс. ч, но не реже чем через 200 пусков По исчерпании паркового ресурса, далее по рекомендации специализирован ной организации 1. В местах с максимальным уровнем напряжений, выявленных при ПРПС. 2. Для штуцерных сварных соединений коллекторов Dү 100 мм и более 5% По исчерпании паркового ресурса, далее по рекомендации специализирова нной организации Каждые 100 тыс. 1. При ч отношении твердости металла шва к твердости основного металла << 1 41 3. 400 °С Трубопро и выше воды из стали 20 с сварные литым соединения и подлежат детал переварке или ями объем их из контроля стали назначается 15Х1 специализирова М1Ф нной Л организацией Тип 1 Оценка Одн По достижении В месте с состоян о паркового максимальным ия свар ресурса уровнем сварног ное напряжений, о соед выявленных при соедине инен ПРПС ния по ие (текст на соответ коте ствует л оригина лу) Тип Оценк Од Каждые 100 1. При 100%1 а но тыс. ч ном контроле состо св микроструктур яния ар ы сварных метал но соединений ла по е неразрушающ вырез со ими методами ке для ед вырезку выявл ин можно не ения ен производить. графи ие 2. При та выявлении свободного графита 1 -го балла контроль проводится через каждые 50 тыс. ч 4. Порядок и организация проведения индивидуального контроля металла и продления срока службы оборудования после выработки паркового ресурса 4.1. Парковый ресурс для большинства элементов не является предельным. Дальнейшее увеличение срока службы энергетического 42 оборудования за пределы паркового ресурса может, быть осуществлено на основании: анализа режимов эксплуатации и результатов контроля металла данного 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; поверочного расчета на прочность элементов оборудования; поверочного расчета на прочность паропровода как единой пространственной конструкции с оценкой состояния опорно-подвесной системы (в соответствии с разд. 8 настоящей ТИ); оценки физико-химических, структурных, механических и жаропрочных свойств длительно работающего металла; расчета остаточного ресурса элементов энергооборудования, работающего в условиях ползучести или циклического нагружения. Для оценки температурных режимов эксплуатации элементов оборудования, работающих в условиях ползучести, необходимо организовать соответствующий контроль, который должен быть согласован группой (лабораторией) металлов и утвержден руководителем ТЭС. 4.2. Исходными данными для определения индивидуального остаточного ресурса являются: фактические условия эксплуатации (температура и давление пара, наработка за все годы эксплуатации, число пусков из различных тепловых состояний и т.д.); физико-химические, структурные, механические и жаропрочные свойства длительно работающего металла, микроповрежденность на момент продления срока его службы; геометрические формы и размеры элемента; результаты дефектоскопического контроля; дополнительные данные (при наличии), 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, а также результатам расчета остаточного ресурса и требованиям правил устройства и безопасной эксплуатации соответствующих объектов. 4.4. Для определения возможности и сроков дальнейшей эксплуатации котлов, турбин и трубопроводов предприятие-владелец оборудования создает ЭТК и привлекает специализированную организацию. 4.4.1. Экспертно-техническая комиссия проводит анализ технической документации по контролю состояния основного металла и сварных соединений за весь период эксплуатации соответствующего оборудования по проведенным заменам элементов и отдельных деталей и причинам их замены, 43 по выполненным ремонтам и их качеству, по условиям эксплуатации и соответствию их проектным условиям, по результатам выполненных расчетов, а также предписаниям территориальной инспекции по предупреждению и ликвидации чрезвычайных ситуаций. 4.4.2. На основании исследований и данных владельца оборудования специализированная организация проводит анализ состояния длительно работающего металла и составляет заключение о возможности и условиях дальнейшей эксплуатации оборудования. При необходимости для подготовки заключения специализированные организации могут использовать результаты контроля и другие данные, имеющиеся у владельца оборудования. Для подготовки заключений могут быть привлечены и другие организации, которые имеют разрешение (заключение) Департамента по государственному надзору за чрезвычайными ситуациями, техническому и горному надзору Агентства Республики Казахстан по чрезвычайным ситуациям на проведение технического диагностирования поднадзорного оборудования. 4.5. Для подготовки заключения владелец оборудования представляет проект решения ЭТК, включающий документы по контролю оборудования, в специализированную организацию не позднее чем через 2 месяца после исчерпания паркового ресурса. 4.6. На основании исследований специализированная организация готовит в течение 10 месяцев заключение о возможности и дальнейшей эксплуатации оборудования. При положительной оценке возможности дальнейшей эксплуатации оборудования она разрабатывает и вносит в заключение номенклатуру и объемы контроля оборудования, условия его эксплуатации. На основании заключения специализированной организации ЭТК составляет «Решение экспертно-технической комиссии», состоящее из двух частей (см. приложение 11 настоящей ТИ). В первой части дается подробная характеристика оборудования, а во второй - описывается уровень технического состояния рассматриваемого оборудования на момент обследования. Вторая часть «Решения экспертно-технической комиссии» включает в себя предложения о дальнейшей эксплуатации оборудования в соответствии с заключением специализированной организации или о прекращении его работы. 4.7. При отрицательном заключении специализированной организации о возможности дальнейшей эксплуатации оборудования его владелец, после проведения ремонтных работ или восстановительной термической обработки представляет результаты диагностирования этого оборудования в специализированную организацию, которая дала отрицательное заключение, для рассмотрения и подготовки заключения о возможности и условиях дальнейшей эксплуатации энергетического оборудования. Заключения, подготовленные организациями, получившими разрешение (заключение) Департамента по государственному надзору за чрезвычайными 44 ситуациями, техническому и горному надзору Агентства Республики Казахстан по чрезвычайным ситуациям на техническое диагностирование поднадзорного оборудования и разрешение Департамента электроэнергетики и твердого топлива МЭ и МР РК на контроль и продление срока службы турбин, необходимо согласовать со специализированной организацией. 4.8. Решение ЭТК о дальнейшей эксплуатации оборудования утверждается Департаментом электроэнергетики и твердого топлива МЭ и МР РК и вносится владельцем оборудования в его паспорт. Для утверждения решения ЭТК в Департамент электроэнергетики и твердого топлива МЭ и МР РК представляется заключение специализированной организации о состоянии оборудования, возможности его дальнейшей эксплуатации и номенклатуре, а также объеме контроля в разрешенный период эксплуатации. 4.9. Проведение экспертизы должно быть завершено в течение одного года после исчерпания срока службы энергооборудования. Организациявладелец оборудования в течение этого времени может эксплуатировать оборудование при номинальных или пониженных параметрах. На это время специализированная организация, проводящая экспертизу, представляет владельцу оборудования временное заключение о возможных параметрах его эксплуатации. Для осуществления вышеуказанного владелец оборудования представляет специализированной организации необходимые для экспертизы материалы и образцы. 5. Основные методические требования по проведению контроля металла Для оценки состояния металла и сварных соединений оборудования и его пригодности к дальнейшей эксплуатации проводится контроль и исследование металла вырезок ответственных элементов в соответствии с требованиями, изложенными в разд. 3 и 4 настоящей ТИ. 5.1. Поверхности нагрева 5.1.1. Оценка остаточного ресурса труб поверхностей нагрева, работающих при температуре выше 450°С, проводится по вырезкам из зон, где происходили повреждения или была выявлена ускоренная наружная коррозия (более 1 мм за 100 тыс. ч). Рекомендуется для сравнения провести исследования вырезок труб из других зон той же поверхности, где разрушений и ускоренной коррозии не наблюдалось. 45 5.1.2. При наличии ускоренной наружной коррозии дополнительно проводятся измерения толщины стенки входных и выходных труб неразрушающими методами. Результаты этих измерений учитываются при выборе места вырезки образцов. 5.1.3. Для выявления зоны повышенного риска преждевременных разрушений проводится магнитная диагностика поверхностей нагрева в соответствии с действующей нормативно-технической документацией (НТД): «Методические указания по техническому диагностированию труб поверхностей нагрева паровых и водогрейных котлов с использованием магнитной памяти металла» (РД 34.17.446-97); «Методические указания по магнитному контролю металла труб поверхностей нагрева котлов теплоэлектростанций» (РД 34.17.451-98); «Методические указания о порядке проведения работ при оценке остаточного ресурса пароперегревателей котлов электростанций» (РД 34.17.452-98). Выбор мест вырезки образцов осуществляется в соответствии с результатами этого контроля. 5.1.4. При исследовании металла вырезок труб поверхностей нагрева определяются: толщина стенки и наружный диаметр в двух взаимно-перпендикулярных на правлениях (лоб - тыл, бок - бок); внутренний диаметр труб; скорость наружной коррозии в котлах, работающих на агрессивных топливах (экибастузском угле, сернистом мазуте и т.п.); толщина окалины на внутренней поверхности труб с лобовой и тыловой сторон и ее строение по всему периметру, при этом указывается характер макроповреждений оксидной пленки (язвы, трещины, осыпание пленки и т.п.); микроструктура металла, а также характер и глубина коррозионных повреждений на кольцевых образцах с наружной и внутренней сторон по всему периметру; химический и фазовый состав металла; механические свойства металла в объеме требований ТУ на трубы; твердость металла (НВ) по поперечному сечению трубы; длительная прочность при необходимости. 5.1.5. При выявлении повреждений металла, указанных в разд.6.1 настоящей ТИ, оценка остаточного ресурса не производится. 5.2. Паропроводы 5.2.1. После отработки паркового ресурса, накопления остаточной деформации отдельными элементами паропровода более половины 46 допустимой, а также при выявлении микроповрежденности структуры оценка срока дальнейшей эксплуатации паропровода проводится по вырезке. 5.2.2. На каждую марку стали изгиба с максимальной остаточной деформацией на паропроводе производится одна вырезка. При невозможности вырезать весь гиб целиком можно оценить изменение свойств металла в процессе эксплуатации на вырезке из прямого участка гиба с обязательной проверкой 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 электрической 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. 5.2.6. При исследовании металла вырезок из паропроводов определяются: химический состав металла, в том числе содержание легирующих элементов в карбидах; механические свойства металла при комнатной и рабочей температурах; твердость (НВ) по поперечному сечению; микроструктура и неметаллические включения по толщине стенки трубы; микроповрежденность (поры) по толщине стенки трубы; жаропрочность металла; дополнительный ресурс работы паропроводов. Рисунок 1. Схема вырезки образцов из трубы паропровода: 47 1 и 2 - образцы для испытания соответственно на разрыв и удар; 3 - образец для карбидного анализа; 4 - образец для металлографического анализа. 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. Положительные результаты повторных испытаний считаются окончательными, при отрицательных - трубы могут быть допущены к эксплуатации только после экспертного заключения специализированной организации. 5.2.8. Испытания на длительную прочность и ползучесть проводятся для получения количественных оценок длительной прочности и ползучести в соответствии с ОСТ 108.901.102-78 «Котлы, турбины и трубопроводы. Методы определения жаропрочности металлов». 5.2.9. Исследования микроповрежденности проводятся на образцах из вырезанного участка по всей толщине стенки. Оценку микроповрежденности металла допускается проводить методами оптической и электронной микроскопии, прецизионным определением плотности. 5.2.10. Трубы, гибы, коллекторы, работающие в условиях ползучести, при достижении значений остаточной деформации выше значений, указанных в п.6.2.1. настоящей ТИ (до или после достижения паркового ресурса), допускается эксплуатировать не более срока, установленного по результатам акустико-эмиссионного контроля. 5.2.11. Измерение остаточной деформации ползучести производится на паропроводах, изготовленных из: углеродистых, кремнемарганцевых и хромомолибденовых сталей, работающих при температуре пара 450°С и выше; хромомолибденованадиевых сталей - при 500°С и выше; высокохромистых и аустенитных сталей - при 540°С и выше. Контролю подвергаются 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 труб измеряется по реперам микрометром с точностью шкалы до 0,05 мм. Реперы устанавливают на прямых трубах длиной 500 мм и более и на гибах, имеющих прямые участки длиной не менее 500 мм. Реперы следует располагать по двум взаимно-перпендикулярным диаметрам (рис.2) в средней части каждой прямой трубы, прямого участка каждого гиба на расстоянии не менее 250 мм от сварного соединения или гнутого участка гиба. Конструкция применяемых реперов приведена на рис.3. 48 Измерение ползучести коллекторов производится в произвольном сечении по их длине, за исключением концевых участков длиной не менее 400 мм от начала расположения радиальных отверстий для змеевиков. При невозможности установить реперы в двух взаимноперпендикулярных плоскостях допускается, как исключение, установка реперов по одному диаметру (одна пара). Приварка реперов к телу контролируемой трубы должна осуществляться только аргонодуговым способом сварки. Приварка реперов на трубы и нанесение на исполнительную схемуформуляр мест их расположения производятся во время монтажа при непосредственном участии представителя лаборатории металлов и цехавладельца паропровода. Реперы на схеме должны быть пронумерованы. Нумерация остается постоянной в течение всего периода эксплуатации паропровода. Места расположения реперов должны быть отмечены указателями, выступающими над поверхностью изоляции паропровода, рис. 2 и 3. Измерение остаточной деформации ползучести производится при температуре стенки трубы не выше 50°С. Результаты измерений заносятся в формуляр (см. приложение 9). Остаточная деформация от начала эксплуатации до i-го измерения определяется по формуле: где: ΔЕ - остаточная деформация ползучести, %; Di - диаметр трубы, измеренный по реперам при i-м измерении в двух взаимноперпендикулярных плоскостях (горизонтальной Дг и вертикальной Дв, мм (см. рис. 2); Ducx - исходный диаметр трубы, измеренный по реперам в исходном состоянии, мм; Dmp - наружный диаметр той же трубы, измеренный вблизи реперов в исходном состоянии в двух взаимно-перпендикулярных плоскостях. В формулу подставляются значения измерений как в горизонтальной, так и в вертикальной плоскости. 49 Рисунок 2. Схема расположения реперов на трубе паропровода: 1 - реперы с втулкой; 2 - простые реперы Рисунок 3. Эскиз репера: а - простой репер; б - репер с резьбовой втулкой для определения первоначального размера (репер выполняется из аустенитной стали; резьбовая втулка из перлитной стали аналогичной материалу паропровода) Наибольшее полученное значение принимается за расчетное. Меньшее полученное значение также заносится в формуляр (см. приложение 10). Результаты измерений остаточной деформации по всем агрегатам, на которых производились измерения за истекший год, отражаются в формах, приведенных в приложении 10, согласно номенклатуре агрегата. Методика определения плотности металла приведена в разд. 9 настоящей ТИ. 5.3. Барабаны 5.3.1. Методические указания по проведению неразрушающего контроля, а так же рекомендации по проведению вырезок металла и технологии восстановления герметичности барабана даны в приложениях 6, 7 и 8 «Инструкции по порядку продления срока службы барабанов котлов высокого давления». РД 34.17.442-96. 5.3.2. Оценка остаточного ресурса в условиях развития повреждаемости от коррозионно-термической усталости производится в соответствии с рекомендациями приложения 4 вышеуказанной инструкции (п.5.3.1). 50 5.4. Корпусы арматуры и другие литые детали паропровода 5.4.1. После отработки паркового ресурса литых деталей оценка 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 необходимо делать в зоне трещины. 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 ГОСТ 9454-78 «Металлы. Методы испытания на ударный изгиб при пониженных, комнатной и повышенных температурах». Два параллельных надреза, расположенных в средней части и одной из боковых сторон образца перпендикулярно к его продольной оси, наносятся при помощи фрезы толщиной 0,5 ± 0,1 мм; глубина надрезов 5,0 ± 0,5 мм, расстоянием между ними 5,0 ± 0,1 мм (см. рис.4). Один торец образца должен быть базовым и обработан с шероховатостью не хуже Rz=40. Расстояние до надрезов должно отсчитываться от этого торца. Сторона образца с базовым торцом должна быть отмечена керном. Профиль надрезов прямоугольный; при этом радиусы закругления в месте сопряжения дна надреза и его стенок не должны превышать 0,025 мм. Испытание на удар при рабочей температуре выполняется по ГОСТ 945478. «Металлы. Методы испытания на ударный изгиб при пониженных, комнатной и повышенных температурах». 51 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% раствор HNO3 в спирте. При шлифовке должен быть снят слой толщиной 1,5-2,0 мм. Рисунок 4. Ударный образец с двумя надрезами 52 Рисунок 5. Схема измерения критического раскрытия: а - до испытания; б - после испытания Правильность проведенного испытания проверяется путем измерения расстояния между риской и краем излома. Оно не должно превышать 0,3 мм. Кроме того, при неудовлетворительной локальной пластичности в микроструктуре наблюдается 50% и более участков с бейнитной ориентацией. Измерения проводятся инструментальным или металлографическим микроскопом (например, ММУ-3) с точностью до 0,01 мм. 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, то есть только дно надреза. Значение критического раскрытия определяется по формуле: δс = bк-bо; где: bо - начальная ширина неразрушенного надреза, мм; bк - ширина того же надреза после испытания, мм. 53 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 α 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 РД 34.17.436-92. «Методические указания. Индивидуальный контроль корпусных деталей паровых турбин тепловых электростанций», а для остальных зон - по РД 153-34.1-17.458-98. «Методика определения возможности эксплуатации с трещинами и выборками литых корпусных деталей турбин с давлением пара более 9 МПа». 5.6. Детали проточной части турбин 5.6.1. Методики проведения контроля состояния металла цельнокованых роторов паровых турбин даны в РД 34.17.440-96. «Методические указания о порядке проведения работ при оценке индивидуального ресурса паровых турбин и продления срока их эксплуатации сверх паркового ресурса» и РД 15334.1.-17.457-99. «Методические указания по проведению акустикоэмиссионного контроля цельнокованых роторов паровых турбин ТЭС». 5.6.2. Методики проведения контроля состояния металла насадных дисков и рабочих лопаток, работающих в зоне фазового перехода паровых турбин, даны в РД 34.17.449-97. «Методика вихретокового контроля лопаток паровых турбин тепловых электрических станций дефектоскопом «Зонд ВД96» и РД 34.30.506-90 «Методические указания по нормализации тепловых расширений цилиндров паровых турбин тепловых электростанций». 5.6.3. При контроле дисков фиксируют 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, 54 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 минимальной, а другая - с максимальной твердостью. 5.8. Сварные соединения 5.8.1. После наработки паркового ресурса оценка срока дальнейшей эксплуатации сварных соединений проводится по вырезке. 5.8.2. Предпочтительными считаются сварные соединения, вырезаемые из паропроводов с наибольшей наработкой, с учетом результата контроля. 5.8.3. Стыковое сварное соединение вырезается из паропровода с помощью газовой резки. Длина вырезанного 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. Вырезка сварного трубного элемента на погоны и изготовление образцов для испытаний и исследований проводятся только механическим способом. 5.8.6. При исследовании металла сварных соединений определяются: твердость основного и наплавленного металла; механические свойства основного и наплавленного металла при комнатной и рабочей температурах; однократный трехточечный изгиб; ударный изгиб при комнатной и рабочей температурах; химический состав металла шва и основного металла, прилегающего с обеих сторон к сварному шву; фазовый состав металла шва и основного металла по результатам карбидного анализа (при необходимости); 55 по результатам макроанализа 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 (при необходимости). 6. Критерии оценки состояния металла 6.1. Трубы поверхностей нагрева 6.1.1. Не допускается выход труб поверхностей нагрева из ранжира 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 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 (обнаруженных при исследовании вырезок). 6.1.5. При металлографическом анализе вырезок в металле не допускаются: трещины; обезуглероженный слой глубиной 0,2 мм и более; цепочки газовых пузырей внутри металла, параллельные поверхности трубы, язвы глубиной 0,3 мм и более. 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 σв и предел текучести σ0.2) на 30 МПа (3,0 кгс/мм2) и ударной вязкости на 15 кДж/м2 (1,5 кгс - м/см2) по сравнению с нижним пределом на поставку. 56 6.2.3. Снижение плотности металла вблизи наружной поверхности по сравнению с исходным состоянием не должно превышать 0,3%. 6.2.4. Овальность гибов должна быть не ниже 2% (за исключением гибов, изготовленных нагревом ТВЧ с осевым поджатием). 6.2.5. Предел текучести σ0.2 должен быть не ниже 180 МПа для стали 12Х1МФ и 200 МПа для стали 15Х1М1Ф при температуре 550 °С; 200 МПа для сталей 12МХ и 15ХМ при температуре 510°С. 6.2.6. При исследовании на оптическом микроскопе при увеличении х500 микроповрежденность должна быть не выше 4-го балла по стандартной шкале микроповреждаемости. 6.2.7. Трещины любого вида на гибах паропроводов, работающих в условиях ползучести, не допускаются. 6.2.8. Остаточная деформация для коллекторов из стали 15Х1М1Ф не должна превышать 0,7%, для остальных марок сталей - 1%. Если скорость ползучести будет превышать указанные значения, через 7000 ч необходимо произвести повторное измерение и, если скорость ползучести превысит установленные значения, следует провести оценку микроповреждаемости неразрушающим методом и выполнить испытания на длительную прочность. 6.3. Гибы, работающие при температурах ниже 450°С Критерии эксплуатационной надежности гибов, работающих при температуре ниже 450°С, должны соответствовать требованиям: «Положения об оценке ресурса, порядке контроля и замены гибов необогреваемых труб котлов с рабочим давлением 10 и 14 МПа». П34-70-00585; «Инструкции по дефектоскопии гибов трубопроводов из перлитной стали.» И № 23 СД-80. 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 57 элементов барабанов должны удовлетворять требованиям «Основного положения по обследованию и технологии ремонта барабанов котлов высокого давления из стали 16ГНМ, 16ГНМА и 22К». Возможность эксплуатации барабана с дефектами типа трещин определяется специализированными организациями. 6.4.3. При выявлении расслоения в обечайке или днище возможность и условия дальнейшей эксплуатации барабана определяются специализированными организациями. 6.4.4. Структура металла по результатам металлографических исследований (на репликах, сколах или вырезках) не должна иметь микротрещин и (или) графитизации 2 балла и более. 6.4.5. Свойства металла, определенные при комнатной температуре на образцах из вырезок (пробок) основных элементов барабана, должны соответствовать 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 по ставку; 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 - м/см2). 6.4.6. 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 одним из методов МПД или ЦЦ, ТР или ТВК. 58 6.5. Питательные трубопроводы 6.5.1. Механические свойства, определенные при комнатной температуре на образцах вырезок металла из прямых участков трубопровода, должны соответствовать 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; отношения 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 - м/см2). 6.5.2. 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. 6.5.3. 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. Овальность гибов труб не должна превышать 8%. 6.5.5 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 (D - средний диаметр элемента, мм; S - толщина стенки, мм). Одиночными считаются дефекты, расстояния 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. 6.6. Корпуса арматуры и другие детали паропровода 6.6.1. Качество поверхности литых деталей должно удовлетворять требованиям ОСТ 108.961.02-79. «Отливки из углеродистых и легированных сталей для деталей паровых стационарных турбин с гарантированными характеристиками прочности при высоких температурах. Технические условия». 59 6.6.2. Твердость литого металла должна соответствовать требованиям ТУ на по ставку. 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 5 мкм и более не допускаются. 6.7. Корпусные детали турбин 6.7.1. Требования по характеристике металла сведены в таблицу. Характеристика единица измерения или Температура испытания, °С 1 2 1. Предел текучести, МПа 20 2. Доля вязкой 150/80 составляющей в изломе ударного образца Шарпи (KCV),% 3. Ударная вязкость (KCV), 150/80 кДж/м 4. Критическое раскрытие Температура при ударном нагружении, пара на входе мм в турбину 5. Горячая твердость, МШ Температура пара на входе в турбину 6. Твердость, НВ 20 7. Количество пор 20 ползучести диаметром более 2 мкм в одном поле зрения при х500 Допустимое значение (не менее) для сталей марок 15Х1М1ФЛ 20ХМФЛ 20ХМЛ 3 4 5 255 245 220 100/50 100/50 100/50 30, 30 30 0,25 0,25 0,25 850 950 900 145 140 115 3 (не более) 5 (не 5 (не более) 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 имеющихся трещин, 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 РД 34.17.436-92 «Методические указания. Индивидуальный контроль корпусных деталей паровых турбин тепловых электростанций», в других зонах - в соответствии с 60 РД 153-34.1-17.458-98 «Методика определения возможности эксплуатации с трещинами и выборками литых корпусных деталей турбин с давлением пара более 9 МПа». 6.8. Роторы турбин 6.8.1. На наружной поверхности ротора (концевые части валов, гребни, обод, полотно, галтели дисков, полумуфты, тепловые канавки) не допускаются дефекты, превышающие требования ТУ 108.1029-81 «Заготовка валов и роторов паровых турбин». Кроме этого на всей поверхности не допускаются коррозионные язвы, следы эрозионного износа, трещины глубиной более 1 мм, следы 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, превышающие 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- 10-5%/ч для роторов из сталей Р2 и Р2МА и 0,4 ∙ 10-5% / ч для роторов из сталей других марок; в зоне с рабочей температурой металла 400°С и более не должно быть одиночных равноосных 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. Степень сфероидизации второй структурной составляющей в металле высокотемпературных ступеней ротора не должна превышать 3 баллов по шкале ОСТ 34-70-690-96. «Металл паросилового оборудования электростанций. Методы металлографического анализа в условиях эксплуатации». 6.8.4. Твердость металла роторов из сталей 34ХМА, Р2, Р2МА должна быть не ниже 180 НВ, а роторов из стали ЭИЧ15- 200 НВ. 6.8.5. В объеме поковки не допускаются дефекты, размер которых по сопоставлению с плоскими отражателями, а также 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; общее количество дефектов эквивалентным диаметром от 4 до 6 мм включительно - 10 шт., расстояние между ними должно быть более 50 мм; 61 дефекты эквивалентным диаметром более 6 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. 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 должны удовлетворять требованиям ГОСТ 20700-75. «Болты, шпильки, гайки и шайбы для фланцевых и анкерных соединений, пробки и хомуты с температурой среды от 0 до 650 °С. Технические условия». 6.10. Лопатки 6.10.1. Рабочие и направляющие лопатки должны удовлетворять требованиям ОСТ 108.020.03-82. «Заготовки лопаток турбин и компрессоров штампованные из коррозионностойкой и жаропрочной стали. Общие технические условия». Кроме этого на лопатках должны отсутствовать следы задеваний и механических повреждений. Размеры лопаток (особенно толщина выходной кромки рабочих лопаток последних ступеней) должны соответствовать чертежам. 6.10.2. Коррозионные повреждения рабочих лопаток, работающих в зоне фазового перехода турбин, не должны превышать требований РД 34.30.507-92. «Методические указания по предотвращению коррозионных повреждений дисков и лопаточного аппарата паровых турбин в зоне фазового перехода». 6.10.3. Величина эрозионного износа направляющих и рабочих лопаток не должна превышать допускаемую заводом-изготовителем турбины. 6.10.4. Не допускается отслоение противоэрозионных стеллитовых пластин на лопатках последних ступеней. 6.10.5. Не допускаются обрывы проволочных бандажей, их выползание, заклинивание в отверстиях лопаток, трещины и коррозионные повреждения на их поверхности. 6.10.6. Не допускаются трещины в покрывных бандажах, их истирание при задевании и другие нарушения требований завода-изготовителя турбины. 62 6.11. Диски 6.11.1. На наружной поверхности дисков (обод, гребень, полотно, ступичная часть, шпоночный паз) не допускаются дефекты, не удовлетворяющие требованиям ТУ 108.1029-81. «Заготовки валов и роторов паровых турбин». Кроме этого не допускаются следы эрозионного износа, следы задеваний и металлических повреждений, превышающие нормы завода-изготовителя. 6.11.2. Нормы коррозионной поврежденности дисков, работающих в зоне фазового перехода турбин, определены в РД 34.30.507-92. «Методические указания по предотвращению коррозионных повреждений дисков и лопаточного аппарата паровых турбин в зоне фазового перехода». 6.12. Сварные соединения 6.12.1. Качество и форма наружной поверхности сварных соединений должны удовлетворять требованиям РД-04-07-94. «Методические указания по сварке, термообработке и контролю трубных систем котлов и трубопроводов при монтаже и ремонте оборудования электростанций». 6.12.2. Нормы кратковременных механических свойств металла сварных соединений при измерении твердости и испытании образцов на растяжение и ударный изгиб регламентированы вышеуказанным РД-04-07-94. 6.12.3. Химический состав наплавленного металла сварных швов и нормы оценки качества сварных швов при микроанализе также регламентированы приведенным в п. 6.12.1 РД-04-07-94. 6.12.4. При оценке микроповрежденности металла зон сварного соединения браковочным признаком является наличие цепочек пор ползучести по границам зерен, наличие микротрещин любых размеров, для стали 20графитизация 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 статистический изгиб бра ковочным признаком являются значения удельной энергии на зарождение трещины (А3) и развитие разрушения (Ар): А3 < 0,8 МДж/м2 при температуре 20°С; Ар < 0,3 МДж/м2 при температуре 20°С; А3 < 0,4 МДж/м2 при температуре 510-560°С; Ар < 0,7 МДж/м2 при температуре 510-560°С. 6.12.6. Длительная прочность сварных соединений и коэффициент запаса прочности должны удовлетворять требованиям ОСТ 108.031.08-85 - ОСТ 108.031.10-85 «Котлы стационарные и трубопроводы пара и горячей воды. Нормы расчета на прочность». 63 Допустимый минимальный уровень длительной пластичности должен быть не менее 10% относительного сужения в месте разрушения образцов при испытании на длительную прочность. 7. Определение плотности металла Плотность стали на каждом этапе эксплуатации оборудования определяется структурным и фазовым составом материала, а также уровнем его поврежденности. Методика определения плотности стали в исходном состоянии и после эксплуатации позволяет выявить динамику ее изменения на разных этапах работы теплоэнергетического оборудования. Методика позволяет определять плотность стали, эксплуатировавшейся при температурах: для углеродистой стали tpaб больше или равна 400°С; для перлитной и ферритной стали tpaб больше или равна 470°С; для аустенитной, мартенситной и мартенсито-ферритной стали tpaб больше или равна 525°С. 7.1. Сведения о методе 7.1.1. Прецизионный метод определения плотности основан на гидростатическом взвешивании и заключается в последовательном взвешивании образца на воздухе и в жидкости, плотности которых известны. Метод позволяет определять плотность материала без фиксации его объема, что дает возможность оценить плотность образцов любой геометрической формы с заданной относительной погрешностью, не превышающей ± 0,01%. 7.1.2. Схема установки для прецизионного определения плотности металлов представлена на рис. 6. 7.1.3. Установка включает в себя: аналитические весы с погрешностью не более ± 10-7 кг; ультратермостат, поддерживающий температуру рабочей среды с точностью не ниже ± 0,05°С. 7.1.4. Рабочая среда, в которой производится взвешивание, должна обладать стабильной во времени плотностью: в течение 6 мес. плотность не должна изменяться более чем на ± 0,1 кг/м3. При большем изменении плотности жидкость должна быть заменена. 7.1.5. Контроль плотности рабочей среды необходимо проводить не реже одного раза в месяц. В температурном интервале производства измерений должен соблюдаться линейный закон зависимости плотности от температуры. 64 7.1.6. Температура кристаллизации рабочей жидкости должна быть меньше 10°С. Температура кипения рабочей жидкости должна значительно превышать температуру окружающего пространства при проведении взвешивания. 7.1.7. Рабочая жидкость должна обладать вязкостью менее 0,5 МПа/с. 7.1.8. Система подвесок, состоящая из капроновых нитей, крепится к нижней поверхности чашек весов. На концах капроновых нитей закрепляются корзинки из плати новой проволоки. Масса подвесок правой и левой чашек весов не должна отличаться более чем на 10-5 кг. Корзинки, погруженные в сосуды с рабочей жидкостью, не должны касаться дна сосудов, их стенок или выступать над поверхностью жидкости. 7.1.9. Сосуды с рабочей жидкостью представляют собой стеклянные цилиндры с двойными стенками, между которыми циркулирует вода. 7.1.10. Постоянство температуры жидкости в ультратермостате обеспечивается с точностью ± 0,05°С. Ультратермостат поддерживает температуру рабочей жидкости в сосудах за счет циркуляции воды между стенками цилиндров. 7.1.11. Контроль температуры воды и рабочей жидкости осуществляется термометрами с точностью ± 0,05°С. 7.2. Подготовка к анализу 7.2.1. Подготовка установки к анализу для запуска необходимо: обеспечить циркуляцию воды в ультратермостате; включить ультратермостат; осуществить термостатирование рабочей жидкости; снять разъемные крышки с сосудов. установки 65 Рисунок 6. Установка для прецизионного измерения плотности: 1 - аналитические весы; 2 - система подвесок образцов; 3 - сосуды с рабочей жидкостью; 4 - термометр для контроля температуры рабочей жидкости; 5 - вытяжной шкаф; 6 - ультратермостат 7.2.2. Установка плотности рабочей среды При необходимости получения абсолютных значений плотности образца производится температурная градуировка плотности рабочей среды по ГОСТ 15139-69. «Пластмассы. Методы определения плотности (объемной массы)». 7.2.3. Подготовка образца к анализу Для взвешивания используются образцы массой от 0,004 до 0,02 кг. Для проведения сравнительных испытаний разность масс любой пары образцов не должна превышать 0,001 кг. Образцы могут иметь произвольную форму. При этом параметр шероховатости поверхности образца по ГОСТ 2789-73. «Шероховатость поверхности. Параметры и характеристики» не должен превышать 1,0 мкм. Подготовка образцов для определения его плотности производится поэтапно: вырезка образца; зачистка поверхности со снятием острых углов, заусенцев и т.д.; 66 шлифование образца; промывка образца в спирте; просушка образца. 7.3. Проведение анализа Определение плотности образца следует производить не ранее чем через 30 мин после установления постоянной температуры среды. 7.3.1. Определение массы образца в воздухе (Рв). 7.3.1.1. Образец помещается на одну из чашек весов, производятся три взвешивания с «недогрузкой» и три взвешивания с «перегрузкой». 7.3.1.2. Образец переносится на другую чашку весов, производятся три взвешивания с «недогрузкой» и три взвешивания с «перегрузкой». Масса образца на воздухе (Рв) определяется как средняя по результатам 12 измерений. 7.3.2. Определение массы образца в рабочей жидкости 7.3.2.1. Образец помещается в сосуд с рабочей жидкостью и термостатируется в течение 30 мин, затем переносится (из жидкости не вынимать) в платиновую корзинку, находящуюся в этом же сосуде. Осуществляется по три взвешивания образца с «не догрузкой» и «перегрузкой». Образец переносится в корзинку, находящуюся в другом сосуде, аналогичным образом производится еще шесть взвешиваний. 7.3.2.2. Если весы обеспечивают погрешность менее 10~7 кг, то допускается определение массы образца однократным взвешиванием. 7.3.2.3. Масса образца в жидкости (Рж) определяется как средняя по результатам 12 измерений. 7.3.2.4. Образец дважды промывается в спирте, высушивается. Производится вторичное определение веса. 7.3.2.5. Окончательное значение массы образца в рабочей жидкости определяется как среднее по двум измерениям. 7.4. Обработка результатов 7.4.1. Плотность стали определяется по формуле: где: Р - плотность контрольного образца, кг/м3; Рв - масса контрольного образца на воздухе, кг; Рж - масса контрольного образца в жидкости, кг; de - плотность воздуха, кг/м3; 67 dж - плотность жидкости, кг/м3. Результаты определения плотности образца следует сводить в таблицу. 7.4.2. При определении плотности возникают ошибки, связанные с погрешностью весов, изменением плотности воздуха и жидкости в зависимости от колебаний температуры окружающей среды, давления и влажности. Суммарная погрешность при определении плотности образца составляет: ΔР, ΔPв, ΔРж, Δde, Δdж - абсолютные ошибки при определении соответствующих величин. Пример расчета ошибки эксперимента приведен в разд. 7.6. 7.5. Меры безопасности 7.5.1. При использовании в качестве рабочей среды токсичных жидкостей необходимо осуществлять следующие основные меры предосторожности: работу на установке производить в вытяжном шкафу; термостатирование рабочей жидкости в начале работы производить при включенной вытяжке; два раза в день осуществлять перерывы в работе, включая при этом вытяжку; погружать образец в рабочую жидкость и извлекать его из нее следует специальным пинцетом, хранящимся в вытяжном шкафу; промывку образца после взвешивания производить в спирте; при попадании рабочей жидкости на руки их следует протереть спиртом и вымыть в воде. 7.5.2. При работе с токсичными средами запрещается: вынимать сосуды с рабочей жидкостью из вытяжного шкафа; погружать образцы в рабочую жидкость и извлекать их из нее руками. 7.6. Расчет суммарной погрешности при определении плотности металла Рабочая жидкость - тетрабромэтан. Ошибки Δ1 и Δ2, определяющиеся точностью весов (± 10-7 кг), составляют: Δ1 = 0,21 кг/м3 и Δ2 = 8,4 - 10-4 кг/м3 Ошибка Δ3 связана с изменением температуры рабочей среды. Для тетрабромэтана изменение его температуры на 1°С приводит к изменению плотности на 2,2 кг/м3. При точности поддержания температуры ± 0,05°С ошибка составляет Δз = 0,29 кг/м3. 68 Ошибка Δ4 определяется колебаниями температуры, давления и влажности воздуха. Изменение температуры на 10°С, колебание атмосферного давления на 60 мм рт.ст. (например, с 760 до 700 мм рт.ст.) и изменение влажности воздуха на 100% дают ошибку Δ4 = 0,20 кг/м3. Таким образом, суммарная погрешность Δ р = ± 0,70 кг / м3, т. е. не превышает ± 0,01%. 8. Выявление деталей и элементов трубопроводов, работающих с наибольшими напряжениями 8.1. В этом разделе приводится методика выявления деталей и элементов трубопроводов, которые работают с наибольшими напряжениями, причин повреждений трубопроводов, а также определения индивидуального остаточного ресурса деталей и элементов трубопроводов. 8.1.1. Работа по обследованию технического состояния трубопроводов и опорноподвесной системы их креплений (ОПС) должна соответствовать требованиям РД 34.39.503-89. «Типовой инструкции по эксплуатации трубопроводов тепловых электростанций» и «Методическим указаниям по наладке паропроводов тепловых электростанций, находящихся в эксплуатации» и включает в себя следующие этапы: измерение фактических линейных размеров трасс трубопроводов с уточнением расположения ответвлений, опор, подвесок, арматуры и индикаторов тепловых перемещений, проверку соответствия типов опор и подвесок проекту, целостности и работоспособности элементов ОПС и индикаторов тепловых перемещений; измерение геометрических характеристик установленных пружин: количество витков, диаметров прутков и навивки пружин, а также высот пружин в рабочем состоянии трубопроводов; дополнительно - измерение длины тяг пружинных подвесок и их отклонение от вертикали; выполнение проверки отсутствия защемлений при температурных расширениях трубопроводов; составление на основании полученных данных ведомостей дефектов трубопроводов (см. приложение 2), в которых указываются необходимые мероприятия по устранению дефектов и сроки их выполнения; разработку расчетных схем трубопроводов (см. приложение 3), на которых указываются защемления, препятствующие свободному температурному расширению (если они имеются), и которые являются основным исходным материалом для выполнения расчетов на прочность по фактическому состоянию трубопроводов. 8.1.2. Выполнение расчетов трубопроводов на прочность для выявления деталей и элементов, работающих с наибольшими напряжениями, по 69 программе, реализующей в полном объеме требования РТМ 24-038-08-72. «Расчет трубопроводов энергетических установок на прочность». Выполнение расчетов следует осуществить в двух вариантах: Вариант 1. Определение деталей и элементов трубопроводов, работающих с наибольшими напряжениями. Расчет производится с учетом: фактического состояния трасс и ОПС трубопроводов; фактической нагрузки пружинных опор и подвесок; фактических длин тяг пружинных подвесок; фактической массы 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 выдаются лабораторией металлов электростанции), жест кости установленных опор и подвесок; монтажных натягов (при наличии документов на их выполнение); защемлений (при их наличии). На основании анализа результатов, проведенных расчетов определяются детали и элементы трубопроводов, работающие с наибольшими напряжениями от совместного воздействия всех нагружающих факторов. Кроме того, выявляются возможные причины повреждений трубопроводов. Вариант 2. Определение индивидуального остаточного ресурса трубопровода и его элементов. Расчет выполняется с учетом факторов, изложенных в варианте 1. Дополнительно учитывается следующее: жесткость вновь установленных (или замененных по результатам обследования) пружин опор и подвесок; изменения, внесенные в расположение опор и подвесок; соответствие состояния трубопроводов принятым в НТД требованиям (в частности, дефекты трубопроводов и их ОПС, а также имеющиеся защемления должны быть устранены); масса тепловой изоляции, с которой трубопровод будет эксплуатироваться после ремонта. Результаты расчета в дальнейшем используются для: определения индивидуального остаточного ресурса трубопровода в целом и его элементов (см. приложение 4); проведение наладки ОПС (см. приложение 5); контроля за тепловыми перемещениями трубопроводов (см. приложение 6); 8.1.3. По результатам работы, выполненной в соответствии с п.п.8.1.18.1.2, оформляется следующая техническая документация, которая представляется на рассмотрение ЭТК: 70 акты о техническом состоянии трубопроводов и ОПС (см. приложение 7), в которые должны быть включены (при необходимости) мероприятия со сроками их выполнения по реконструкции трубопроводов или ОПС; ведомости дефектов (см. приложение 2) трубопроводов и ОПС (с отметками об устранении дефектов); расчетные схемы трубопроводов (см. приложение 3); выходные формы программы на прочность (см. приложение 4 и 5); результаты контроля за тепловыми перемещениями трубопроводов (см. приложение 6) 8.1.4. Работы, перечисленные в данном разделе, выполняются не менее чем за 2 месяца до капитального ремонта оборудования. Измерение высоты пружины в упругих подвесках и опорах, а также проверка отсутствия защемлений должны быть выполнены в рабочем состоянии трубопровода. Работы по п. 8.1.1 (за исключением разработки расчетных схем трубопроводов) могут выполняться как ответственными за состояние ОПС данного объекта, так и специализированными организациями. Разработка расчетных схем, а также работы по п.п. 8.1.2 и 8.1.3 должны осуществляться только специализированными организациями, имеющими соответствующие лицензии на производство указанных работ. 9. Живучесть энергетического оборудования В период эксплуатации теплоэнергетического оборудования в металле могут возникнуть различные дефекты, в том числе трещиноподобные. Они могут появляться в процессе эксплуатации оборудования как во время паркового срока службы, так и после его достижения. Возникновение трещин в значительной мере связано с неравномерностью свойств сталей, из которых изготавливается энергетическое оборудование, концентрациями остаточных и рабочих напряжений, наложением непроектных и циклических нагрузок. При уровнях температур и напряжений, близких к эксплуатационным, зарождение и развитие трещин может носить длительный характер. Далеко не все трещины представляют опасность для эксплуатации. Наличие и развитие дефектов, в том числе и трещин, являются фактором оценки степени изменения свойств стали и конструкции в целом. Их проявление и развитие позволяют эксплуатационному персоналу оценить степень близости состояния металла и конструкции к предельно допустимому, более внимательно относиться к соблюдению рекомендаций по режимам эксплуатации. Основными задачами прогнозирования живучести энергетических конструкций являются: дефектоскопия и кинетика развития трещин; оценка трещиностойкости металла энергетического оборудования; 71 разработка технологий, препятствующих образованию и развитию трещин. Основные положения по решению перечисленных задач отражены в РД 153-34.10.-17.458-98. «Методика определения возможности эксплуатации с трещинами и выборками литых корпусных деталей турбин с давлением пара более 9 МПа». Вышеуказанная методика распространяется на энергетическое оборудование с дефектами или повреждениями и устанавливает основные требования к организации и правилам проведения диагностирования, его периодичности, определяет зоны, методы и объемы, нормы и критерии оценки возможности дальнейшей эксплуатации энергетического оборудования с дефектами. 72 Приложение 1 к «Типовой инструкции по контролю металла и продлению срока службы основных элементов котлов, турбин и трубопроводов тепловых электростанций Республики Казахстан» от 30 мая 2003 г. № 105 Термины и определения Термин 1 1. Гиб 2. Деталь 3. Дефект 4. Дефектоскопия 5. Живучесть 6. Колено 7. Колено кованое Определение 2 Колено, изготовленное с применением деформации трубы (Правила устройства и безопасной эксплуатации трубопроводов пара и горячей воды, утвержденные Госгортехнадзором Республики Казахстан 21.04.94 г.) Изделие, изготовленное из однородного по наименованию и марке материала без применения сборочных операций (Правила устройства и безопасной эксплуатации паровых и водогрейных котлов, утвержденные Госгортехнадзором Республики Казахстан 21.04.94 г.) Каждое отдельное несоответствие продукции установленным требованиям (ГОСТ 15467-79) Обобщенное 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 эксплуатации, или сохранять 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 (ГОСТ 27.002-89) Фасонная часть обеспечивающая изменение направления потока рабочей среды на угол от 15 до 180° (Правила устройства и безопасной эксплуатации паровых и водогрейных котлов, утвержденные Госгортехнадзором Республики Казахстан 21.04.94 г.) Колено, изготовленное из поковки с последующей механической обработкой (Правила устройства и безопасной эксплуатации паровых и водогрейных котлов, утвержденные Госгортехнадзором Республики Казахстан 21.04.94 г.) 73 Продолжение таблицы 1 2 8. Колено Колено, изготовленное гибкой радиусом от одного до трех крутоизогнутое номинальных наружных диаметров трубы (Правила устройства и безопасной эксплуатации трубопроводов пара и горячей воды, утвержденные Госгортехнадзором Республики Казахстан 21.04.94 г.) 9. Колено Колено, изготовленное из листа штамповкой и сваркой штампосварное 10. Коллектор Элемент котла, предназначенный для сбора или раздачи рабочей среды, объединяющий группу труб (ГОСТ 23172-78) 11. Контроль Проверка соответствия значений параметров объекта требованиям технического технической документации и определение на этой основе одного из состояния 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 (ГОСТ 20911-89). 12. Наработка Продолжительность или объем работы объекта (ГОСТ 27.002-89) 13. Предельное Состояние объекта, при котором его дальнейшая эксплуатация либо состояние восстановление работоспособного состояния невозможны или нецелесообразны (ГОСТ 27.002-89) 14. Прогнозирование Определение технического состояния объекта с заданной технического вероятностью на предстоящий интервал времени. состояния 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 (ГОСТ 20911-89) 15. Ресурс Суммарная наработка объекта от начала его эксплуатации или ее возобновления после ремонта до перехода в предельное состояние (ГОСТ 27.002-89) 16. Ресурс Суммарная наработка объекта от момента контроля его остаточный технического состояния до перехода в предельное состояние (ГОСТ 27.002-89) 17. Ресурс парковый Наработка однотипных по конструкции, маркам стали и условиям эксплуатации элементов теплоэнергетического оборудования, которая обеспечивает их безаварийную работу при соблюдении требований настоящей ТИ и [1] 18. Служебные Комплекс механических и физических характеристик, используемый свойства металла в прочностных и тепловых расчетах энергооборудования 19. Средство Аппаратура и программы, с помощью которых осуществляется технического диагностирование (контроль) (ГОСТ 20911-89) диагностирования (контроля технического состояния) 74 Продолжение таблицы 1 2 20. Стыковое сварное Соединение, в котором свариваемые элементы примыкают друг к соединение другу торцевыми поверхностями и включают в себя шов и зону термического влияния 21. Технический Результат диагностирования (ГОСТ 20911-89) диагноз (результат контроля) 22. Техническое Определение технического состояния объекта диагностирование Примечание. Задачами технического диагностирования являются: контроль технического состояния; поиск места и определение причин отказа (неисправности); прогнозирование технического состояния (ГОСТ 20911-89) 23. Техническое Состояние, которое характеризуется в определенный момент состояние объекта времени, при определенных условиях внешней среды значениями параметров, установленных технической документацией на объект (ГОСТ 20911-89) 24. Толщина стенки Толщина стенки детали, измеренная на конкретном ее участке при фактическая изготовлении или в эксплуатации 25. Условия Совокупность факторов, действующих на объект при его эксплуатации объекта эксплуатации 75 Приложение 2 к «Типовой инструкции по контролю металла и продлению срока службы основных элементов котлов, турбин и трубопроводов тепловых электростанций Республики Казахстан» от 30 мая 2003 г. № 105 Утверждаю Главный инженер _______________ _______________________________ «___» ____________ 200__ г Ведомость дефектов трубопровода и ОПС № п/п 1 Характер Место Рекомендации Ответственный Отметка о дефекта расположения по за устранение выполнении дефекта устранению 2 3 4 5 6 Обследование провели: Представитель специализированной организации ________________________________________________________ (должность, ф.и.о., подпись) Представитель эксплуатации ТЭС ______________________________________ (должность, ф.и.о., подпись) 76 Приложение 3 к «Типовой инструкции по контролю металла и продлению срока службы основных элементов котлов, турбин и трубопроводов тепловых электростанций Республики Казахстан» от 30 мая 2003 г. № 105 Расчетная схема трубопровода Характеристика труб: типоразмер __________________________________________________________ радиус гиба _________________________________________________________ материал ___________________________________________________________ Расчетные параметры: р = ______________ МПа; t = ____________________°С 77 78 Приложение 4 к «Типовой инструкции по контролю металла и продлению срока службы основных элементов котлов, турбин и трубопроводов тепловых электростанций Республики Казахстан» от 30 мая 2003 г. № 105 Напряжение в сечениях трубопроводов Номер сечения 1 Расчетные данные напряжения в выполнение 2 сечениях, кгс см условия прочности: σэкв.раб σэкв.хол «да» «нет» 2 3 4 Фактические данные напряжения в выполнение 2 сечениях, кгс/см условия прочности: σэкв.раб σэкв.хол «да» «нет» 5 6 7 Расчеты выполнил: Представитель специализированной организации ___________________________________________________________________ (должность, ф.и.о., подпись) 79 Приложение 5 к «Типовой инструкции по контролю металла и продлению срока службы основных элементов котлов, турбин и трубопроводов тепловых электростанций Республики Казахстан» от 30 мая 2003 г. № 105 Нагрузки на опоры и подвески трубопровода Наимен ование трубопр овода Ном ер опор ы по схем е Номер а пружи н по МВН или ОСТ Высот а пружи н в свобод ном состоя нии hсв, мм 1 2 3 4 Макси Холодное состояние мальна высота нагрузка я пружины, на опору, нагруз мм кгс ка на Расче факт Рас факт пружи тная ичес чет ичес ну Рдоп, h кая ная кая хол кгс hфхо Pхо Рфхо л л л 5 6 7 8 9 Рабочее состояние высота нагрузка на пружины опору, кгс ,мм Рас фак Расчет факт чет тиче ная ичес ная ская Pхол кая hхол hфхол Рфхол неба ланс нагр узок на опор у,% 10 14 11 12 13 Примечания: 1 .Таблица составлена на основании измерений высот пружин, произведенных: в холодном состоянии _____________________________________________ (число, месяц, год) в горячем состоянии ______________________________________________ (число, месяц, год) 2. Расчетные значения нагрузок на опоры взяты из расчетов, выполненных по договору № ____ Обследование провели: Представитель специализированной Организации _____________________________________________________________ (должность, ф.и.о., подпись) Представитель эксплуатации __________________________________________ (должность, ф.и.о., подпись) ТЭС 80 Приложение 6 к «Типовой инструкции по контролю металла и продлению срока службы основных элементов котлов, турбин и трубопроводов тепловых электростанций Республики Казахстан» от 30 мая 2003 г. № 105 Результаты контроля температурных перемещений трубопровода Наим енова ние трубо прово да 1 Номер индик атора по схеме Перемещение вдоль осей мм X1 Х2 расч факт расч факт етн. ич. етн. ич. координат, Небаланс перемещений вдоль осей координат, мм Х3 X1 Х2 Х3 расч факт допу факт допу фак допу факт етн. ич. ск. ич. ск. тич. ск. ич. 2 3 7 4 5 6 8 9 10 11 12 114 3 Примечания: 1 .Таблица составлена на основании измерений высот пружин, произведенных: в холодном состоянии ________________________________________ (число, месяц, год) в горячем состоянии _________________________________________ (число, месяц, год) 2. Расчетные значения нагрузок на опоры взяты из расчетов, выполненных по договору № ____ Обследование провели: Представитель специализированной Организации ________________________________________________ (должность, ф.и.о., подпись) Представитель эксплуатации ТЭС ______________________________ (должность, ф.и.о., подпись) 81 Приложение 7 к «Типовой инструкции по контролю металла и продлению срока службы основных элементов котлов, турбин и трубопроводов тепловых электростанций Республики Казахстан» от 30 мая 2003 г. № 105 Главный инженер ____________________ ___________________________________ «___» ______________________ 200___ 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 2). (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 = _____________ МПа, t = C (см. приложение 4). 3. Отклонения фактических нагрузок упругих опор от расчетных не превышают допустимых значений, предусмотренных НТД (см. приложение 5). 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 6). (Если указанные разницы превышают допустимые значения, должны быть указаны причины превышения, а также способы и сроки устранения дефекта). 82 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) 83 Приложение 8 к «Типовой инструкции по контролю металла и продлению срока службы основных элементов котлов, турбин и трубопроводов тепловых электростанций Республики Казахстан» от 30 мая 2003 г. № 105 Общие сведения о котле, коллекторах и пароперепускных трубах котла, результаты контроля 8.1. Котел Котел ___________________________ (тип котла) изготовлен на __________________ (завод-изготовитель) Расчетное давление: Расчетная температура: в барабане ___________________ МПа в барабане __________________ °С на выходе из котла ____________ МПа на выходе из котла ___________ °С Станционны Регистрацион й номер ный номер Заводской Год Год Наработка на номер изготовле пуска момент ния обследования , ч/к-во пусков 8.2. Коллекторы котла (барабанных котлов, начиная от барабана, прямоточных - с t ≥ 400°С) Ступень перегрев а среды на котле Коллектор входной выходной тапоразмер расч. (текст типоразмер, параметр нараб мм марка соответствует наработ марка ы отка, стали оригиналу), мм ка, ч стали ч Р. D S t, °С D S МПа расч. параметры Р. МПа t, °С 84 8.3. Пароперепускные трубы котла (барабанных котлов, начиная от барабана, прямоточных - с t ≥ 400 °С) Пароперепускная труба из _____ в ______ Марка стали Типоразмер, мм Наработка, ч D S Расчетные параметры р, t,°C МПа 8.4. Результаты контроля пароперепускных труб котла Перепускна Номер Типораз я труба из схемы мер, мм _____ в D S ______ Рад иус гиб а, мм Ма рка ста ли Измерения и контроль сплошности дат а органи зация, провод ившая контро ль. Номер заключ ения нараб отка на моме нт контр оля, ч Стен ки раст янут ой зоны , мм Макс имал ьная овал ьнос ть, % визуа льны й осмо тр, опис ание дефе ктов мет од описани оценка е качества дефекто в Начальник лаборатории металлов _________________________________ (ф.и.о., подпись) Начальник КТЦ _________________________________________________ (ф.и.о., подпись) 85 Приложение 9 к «Типовой инструкции по контролю металла и продлению срока службы основных элементов котлов, турбин и трубопроводов тепловых электростанций Республики Казахстан» от 30 мая 2003 г. № 105 Общие сведения о трубопроводах, результаты контроля 9.1. Трубопровод Трубопров од (принадле жность) Регистраци онный номер Завод ской номер Год Год изгото пуск влени а я Нарабо тка на момент обслед ования, ч Расчетные Типораз параметр мер, мм ы р, t, D S МП °C а Марка стали 9.2. Результаты измерений остаточной деформации ползучести прямых труб и отводов (гибов) Трубо провод Номе р схем ы Типора змер DxS, мм Марк а стали Номе р точки измер ения Дата измер ения Продолжительность эксплуатации, ч об ща я до 1го изме рени я до пред ыдущ его измер ения Относительная деформация по бобышкам, % между исходным и данным измерением в в верти гор кальн изо ом нта напра льн влени ом и нап рав лен ии Диаметр трубы в двух взаимно перпендикул ярных между предыдущим плоскостях, и данным мм измерением в Drор в D вертик Верт ально гор м изо направ нта лении льн ом нап рав лен ии 86 Начальник лаборатории металлов __________________ (ф.и.о., подпись) Начальник КТЦ _________________________________ (ф.и.о., подпись) 9.3. Результаты контроля отводов гнутых (гибов) и сварных соединений трубопроводов (паропроводов и питательных трубопроводов) Трубоп Номер Типораз Ради ровод схемы мер, мм ус гиба, D S мм Марка стали Измерения и контроль сплошности дата организа ция, проводи вшая контрол ь. Номер заключе ния нарабо тка на момен т контро ля, ч стенки растяну той зоны, мм Макс ималь ная оваль ность, Визуа льный осмот р. Описа ние дефек тов мет од опис ание дефе ктов оце нка кач ест ва Начальник лаборатории металлов ___________________ (ф.и.о., подпись) Начальник КТЦ __________________________________ (ф.и.о., подпись) 9.4. Результаты контроля литых деталей Трубопр овод, на котором установл ена литая деталь Но мер схе мы Ли тая дет аль Зав одизг ото вит ель D y, мм Мар ка стал и Нара ботка на моме нт обсле дован ия, ч Контроль поверхности дат а м ет од рез уль тат Контр оль качест Наличие выборок ва дефектов, мм заварк и выбор ок оценк ши а дли глуби метод рин качест на на контроля а ва Примеч ание Начальник лаборатории металлов ___________________ (ф.и.о., подпись) Начальник КТЦ ________________________________ (ф.и.о., подпись) 87 Приложение 10 к «Типовой инструкции по контролю металла и продлению срока службы основных элементов котлов, турбин и трубопроводов тепловых электростанций Республики Казахстан» от 30 мая 2003 г. № 105 Общие сведения о турбине и пароперепускных трубах, результаты контроля Турбина ____________________________________________________________________ (тип турбины) Изготовлена на __________________________________________________ (завод-изготовитель) Расчетные параметры на входе: вЦВД давление ___________________________ МПа температура ________________________ °С вЦСД давление ___________________________ МПа температура ________________________ °С вЦНД давление __________________________ МПа температура _______________________ °С 10.1. Турбина Станционный Регистрационн Заводской Год Год номер ый номер номер изготовления пуска Наработка на момент обследования , 88 10.2. Результаты контроля металла ротора Тип рот ора Заво Нар дабот изго ка, ч тови тель, зав. № Наличи е прогиба , задеван ий, механич еских повреж дений Дата прове дения и вид ремон тной опера ции Результаты контроля осевой канал ободья галтели и дисков тепловые высокотемп канавки ературных высокотемпер ступеней атурных зон состо мет опис метод опи метод опис яние од ание контр сан контр ание повер кон дефе оля ие оля дефе хност тро ктов деф ктов и ля ект ов оп иса ни е ми кро стр укт ур ы твер дос ть, НВ Начальник лаборатории металлов __________________ (ф.и.о., подпись) Начальник КТЦ _________________________________ (ф.и.о., подпись) 10.3. Результаты контроля металла насадных дисков Тип ротор а Номер ступен и Нарабо тка, ч Визуальный осмотр наличие коррози задеван я ий |Результаты дефектоскопического контроля метод контрол я контролиру емая зона координаты и размеры дефектов Начальник лаборатории металлов __________________ (ф.и.о., подпись) Начальник КТЦ __________________________________ (ф.и.о., подпись) 10.4. Результаты контроля металла рабочих лопаток Тип ротор а Ном ер ступ ени На раб отк а, ч Визуальный осмотр наличие коррози и, балл наличие механич еских поврежд ений Результаты дефектоскопического контроля наличие состояние метод зона разме эрозии и бандажа и контрол располо ры состояние проволок я жения трещ защитных и(Текст трещин ин, пластин соответствует мм оригиналу) 89 Начальник лаборатории металлов _______________ (ф.и.о., подпись) Начальник КТЦ ________________________________ (ф.и.о., подпись) 10.5. Результаты контроля металла диафрагм Тип Номер Нарабо ротора ступени тка, ч Визуальный осмотр наличие наличие задеваний коррозии направляю щих лопаток Результаты дефектоскопического контроля состояние метод контр размер фиксиру контрол олиру ы ющих я емая дефект деталей зона ов Начальник лаборатории металлов __________________ (ф.и.о., подпись) Начальник КТЦ _________________________________ (ф.и.о., подпись) 10.6. Результаты контроля пароперепускных труб турбины Типоразмер, мм Номер схемы D S Измерения и контроль сплошности Радиус Марка гиба, стали мм организация, проводившая дата контроль Номер заключения наработка на момент контроля ,ч толщина стенки растянуто й зоны, мм Максимальная овальность, Визуальный осмотр. Описание дефектов Описаоценка ние метод качест дефек-ва тов Начальник лаборатории металлов __________________ (ф.и.о., подпись) Начальник КТЦ _________________________________ (ф.и.о., подпись) 90 Приложение 11 к «Типовой инструкции по контролю металла и продлению срока службы основных элементов котлов, турбин и трубопроводов тепловых электростанций Республики Казахстан» от 30 мая 2003 г. № 105 Решение экспертно-технической комиссии, организованной согласно приказу ___________________________ (наименование организации) № ____________ _________________ (дата) от По установлению возможности и сроков дальнейшей эксплуатации _______________________________________________________________ (коллекторов котла, пароперепускных труб котла, паропровода _______________________________________________________________ общестанционного коллектора, турбины, пароперепускных труб турбины) _________________ _____ г. Экспертно-техническая комиссия в составе: Председатель комиссии _________________________________________ (должность, ф.и.о.) Заместитель председателя ________________________________________ (должность, ф.и.о.) Члены комиссии: Главный инженер ____________________________________________ (ф.и.о.) Начальник лаборатории металлов _______________________________ (ф.и.о.) Представитель _______________________________________________ (наименование организации, должность, ф.и.о.) рассмотрела следующую техническую документацию: 1. Подробная техническая характеристика оборудования 91 _______________________________________________________________ _____________________________________________________ _______________________________________________________________ _____________________________________________________ _______________________________________________________________ _____________________________________________________ 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, соответствуют требованиям настоящей ТИ. Анализ результатов обследования, отраженных в представленной технической документации, показывает, что качество металла 92 _______________________________________________________________ _____________________________________________________ (наименование оборудования) удовлетворяет требованиям технических условий, инструкций, циркуляров и других РД. На основании вышеизложенного экспертно-техническая комиссия решила: 1. Коллекторы котла ________ ст. № ____ считать пригодными к дальнейшей эксплуатации на _________ ч при параметрах пара Р _______ МПа, t ________ °С с суммарной наработкой ч. 2. Пароперепускные трубы котла __________ ст. № _______ считать пригодными к дальнейшей эксплуатации на ___________ ч при параметрах пара Р _________ МПа, t _________ °С с суммарной наработкой _______________ ч. 3. Паропроводы считать пригодными к дальнейшей эксплуатации на ______________ ч при параметрах пара Р __________ МПа, t ________ °С с суммарной наработкой ч. 4. Разрешить дальнейшую эксплуатацию на _________ ч при параметрах пара Р ____ МПа, t _________ °С с суммарной наработкой __________ ч. 5. Пароперепускные трубы турбины считать пригодными к дальнейшей эксплуатации на ________ ч при параметрах пара Р ________ МПа, t _______ °С с суммарной наработкой __________ ч. Подписи: ________________________________________________________ _______________________________________________________________ _______________________________________________________________ _________________________________________________________________ _______________________________________________________________ _________________________________________________________________ _______________________________________________________________ 93 Библиография 1. Правила технической эксплуатации электрических станций и сетей Казахстана. РД 34.РК20.501-02, утвержденные Министерством энергетики и минеральных ресурсов Республики Казахстан 14.11.02 г. 2. Правила устройства и безопасной эксплуатации паровых и водогрейных котлов, утвержденные Госгортехнадзором Республики Казахстан 21.04.94 г. 3. Правила устройства и безопасной эксплуатации трубопроводов пара и горячей воды, утвержденные Госгортехнадзором Республики Казахстан 21.04.94 г. 4. Правила устройства и безопасной эксплуатации сосудов, работающих под давлением, утвержденные Госгортехнадзором Республики Казахстан 21.04.94 г. 5. ГОСТ 27.002-89. Надежность в технике. Основные понятия. Термины и определения. 6. ГОСТ 2789-73. Шероховатость поверхности. Параметры и характеристики. 7. ГОСТ 9454-78. Металлы. Методы испытания на ударный изгиб при пониженных, комнатной и повышенных температурах. 8. ГОСТ 15139-69. Пластмассы. Методы определения плотности (объемной массы). 9. ГОСТ 15467-79. Управление качеством продукции. Основные понятия. Термины и определения. 10. ГОСТ 20700-75. Болты, шпильки, гайки и шайбы для фланцевых и анкерных соединений, пробки и хомуты с температурой среды от 0 до 650°С. Технические условия. 11. ГОСТ 20911-89. Техническая диагностика. Термины и определения. 12. ГОСТ 23172-78. Котлы стационарные. Термины и определения. 13. ОСТ 34-70-690-96. Металл паросилового оборудования электростанций. Методы металлографического анализа в условиях эксплуатации. 14. ОСТ 108.020.03-82. Заготовки лопаток турбин и компрессоров штампованные из коррозионно-стойкой и жаропрочной стали. Общие технические условия. 15. ОСТ 108.031.08-85 - ОСТ 108.031.10-85. Котлы стационарные и трубопроводы пара и горячей воды. Нормы расчета на прочность. 16. ОСТ 108.901.102-78. Котлы, турбины и трубопроводы. Методы определения жаропрочности металлов. 17. ОСТ 108.961.02-79. Отливки из углеродистых и легированных сталей для деталей паровых стационарных турбин с гарантированными характеристиками прочности при высоких температурах. Технические условия. 18. ТУ 108.1029-81. Заготовки валов и роторов паровых турбин. 94 19. Положение об оценке ресурса, порядке контроля и замены гибов необогреваемых труб котлов с рабочим давлением 10 и 14 МПа. П 34-70-00585. 20. Основные положения по обследованию и технологии ремонта барабанов котлов высокого давления из стали 16ГНМ, 16ГНМА и 22К. 21. Положение о порядке проведения экспертных обследований предприятий (организаций), независимо от их ведомственной подчиненности и форме собственности, для получения заключения Госгортехнадзора Республики Казахстан о возможности ведения работ на объектах котлогазового надзора, подъемных сооружениях и отрасли хлебопродуктов, утвержденные Госгортехнадзором Республики Казахстан 07.10.96 г. 22. Инструкция по дефектоскопии гибов трубопроводов из перлитной стали. И № 23 СД-80. 23. Извещение об изменении и дополнении «Инструкции по дефектоскопии гибов трубопроводов из перлитной стали. И № 23 СД-80». 24. Инструкция по технологии ремонтной заварки корпусных деталей паровых турбин и арматуры перлитными электродами без термической обработки. И 34-70-020-85. 25. Инструкция по контролю и продлению срока службы паропроводов тепловых электростанций, изготовленных из центробежнолитых труб. РД 153.34.1-17.455-98. 26. Инструкция по порядку продления срока службы барабанов котлов высокого давления. РД 34.17.442-96. 27. Типовая инструкция по эксплуатации трубопроводов тепловых электростанций: РД 34.39.503-89. 28. Методические указания по наладке паропроводов тепловых электростанций, находящихся в эксплуатации. 29. Методические указания по нормализации тепловых расширений цилиндров паровых турбин тепловых электростанций. РД 34.30.506-90. 30. Методические указания по предотвращению коррозионных повреждений дисков и лопаточного аппарата паровых турбин в зоне фазового перехода. РД 34.30.507-92. 31. Методические указания. Индивидуальный контроль корпусных деталей паровых турбин тепловых электростанций. РД 34.17.436-92. 32. Методические указания по сварке, термообработке и контролю трубных систем котлов и трубопроводов при монтаже и ремонте оборудования электростанций. РД-04-07-94. 33. Методические указания по проведению ультразвукового контроля сварных соединений центробежнолитых труб из сталей 15Х1М1Ф и 15ГС. РД 34.17.311-96. 34. Методические указания о порядке проведения работ при оценке индивидуального ресурса паровых турбин и продлении срока их эксплуатации сверх паркового ресурса. РД 34.17.440-96. 95 35. Методические указания по техническому диагностированию труб поверхностей нагрева паровых и водогрейных котлов с использованием магнитной памяти металла. РД 34.17.446-97. 36. Методические указания по магнитному контролю металла труб поверхностей нагрева котлов теплоэлектростанций. РД 34.17.451-98. 37. Методические указания о порядке проведения работ при оценке остаточного ресурса пароперегревателей котлов электростанций. РД 34.17.45298. 38. Методические указания по контролю тепловых канавок и галтельных переходов роторов паровых турбин ТЭС вихретоковым дефектоскопом «Зонд ВД-96». РД 153-34.1-17.454-98. 39. Методические указания по проведению акустико-эмиссионного контроля цельнокованых роторов паровых турбин ТЭС. РД 153-34.1-1-17.45799. 40. Методика вихретокового контроля лопаток паровых турбин тепловых электрических станций дефектоскопом «Зонд ВД-96». РД 34.17.449-97. 41. 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. 42. Расчет трубопроводов энергетических установок на прочность. РТМ 24-038.08-72. 43. Сварка, термообработка и контроль при ремонте сварных соединений трубных систем котлов и паропроводов в период эксплуатации. РД 34.17.31096. 96 Содержание 2 2 6 5.1. 5.2. 5.3. 5.4. 5.5. 5.6. 5.7. 5.8. 6. 6.1. 6.2. Введение Общие положения Парковый ресурс элементов теплоэнергетического оборудования Котлоагрегаты Турбины Крепеж Паропроводы Методы, объемы и сроки проведения контроля состояния металла и сварных соединений энергооборудования Порядок и организация проведения индивидуального контроля металла и продления срока службы оборудования после выработки паркового ресурса Основные методические требования по проведению контроля металла Поверхности нагрева Паропроводы Барабаны Корпусы арматуры и другие литые детали паропровода Корпусные детали турбин Детали проточной части турбин Крепеж Сварные соединения Критерии оценки состояния металла Трубы поверхностей нагрева Прямые трубы и гибы, работающие в условиях ползучести 6.3. 6.4. 6.5. 6.6. 6.7. 6.8. 6.9. 6.10. 6.11. 6.12. 7. 7.1. 7.2. 7.3. Гибы, работающие при температурах ниже 450°С Барабаны Питательные трубопроводы Корпуса арматуры и другие детали паропровода Корпусные детали турбин Роторы турбин Крепеж Лопатки Диски Сварные соединения Определение плотности металла Сведения о методе Подготовка к анализу Проведение анализа 56 56 58 58 59 60 61 61 62 62 63 63 64 66 1. 2. 2.1. 2.2. 2.3. 2.4. 3. 4. 5. 7 7 8 9 15 41 44 44 45 49 50 50 53 54 54 55 55 55 97 7.4. 7.5. 7.6. 8. 9. Обработка результатов Меры безопасности Расчет суммарной погрешности при определении плотности металла Выявление деталей и элементов трубопроводов, работающих с наибольшими напряжениями Живучесть энергетического оборудования Приложение 1. Термины и определения Приложение 2. Ведомость дефектов трубопровода и ОПС Приложение 3. Расчетная схема трубопровода Приложение 4. Напряжение в сечениях трубопроводов Приложение 5. Нагрузки на опоры и подвески трубопровода Приложение 6. Результаты контроля температурных перемещений трубопровода Приложение 7. Акт приемки паропроводов ТЭС _______ после выполнения планового ремонта в ___________ г. Приложение 8. Общие сведения о котле, коллекторах и пароперепускных трубах котла, результаты контроля Приложение 9. Общие сведения о трубопроводах, результаты контроля Приложение 10. Общие сведения о турбине и пароперепускных трубах, результаты контроля Приложение 11. Решение экспертно-технической комиссии, организованной согласно приказу Библиография 66 67 67 68 70 72 75 76 78 79 80 81 83 85 87 90 93 98 99 100
