Руководящий документ РД 10-577-03 Типовая инструкция по контролю металла и продлению срока службы основных элементов котлов, турбин и трубопроводов тепловых электростанций.

Отклонение температуры пара от номинального значения, °С

ФЕДЕРАЛЬНЫЙ ГОРНЫЙ И ПРОМЫШЛЕННЫЙ НАДЗОР РОССИИ

ПОСТАНОВЛЕНИЕ

от 18 июня 2003 года N 94

Об утверждении Типовой инструкции по контролю металла и продлению срока службы основных элементов котлов, турбин и трубопроводов тепловых электростанций

___________________________________________________________

Отменено с 1 января 2021 года на основании

постановления Правительства Российской Федерации

от 6 августа 2020 года N 1192

___________________________________________________________

См. Сравнительный анализ правил осуществления эксплуатационного контроля металла.

Госгортехнадзор России

постановляет:

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

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

Начальник Госгортехнадзора России

В.Кульечев

Зарегистрировано

в Министерстве юстиции

Российской Федерации

19 июня 2003 года,

регистрационный N 4748

Электронный текст постановления

подготовлен ЗАО "Кодекс" и сверен по:

"Российская газета",

N 120/1, 21.06.2003

(специальный выпуск)

Справка

о Типовой инструкции по контролю металла и продлению срока службы основных элементов котлов, турбин и трубопроводов тепловых электростанций

___________________________________________________________

Типовая инструкция по контролю металла и продлению срока службы основных элементов котлов, турбин и трубопроводов тепловых электростанций разработана по инициативе Госгортехнадзора России на основании Федерального закона "О промышленной безопасности опасных производственных объектов" от 21 июля 1997 года N 116-ФЗ (Собрание законодательства Российской Федерации, 1997, N 30, ст.3588) и пункта 1 постановления Правительства Российской Федерации "О федеральном органе исполнительной власти, специально уполномоченном в области промышленной безопасности" от 17.07.98 N 779 (Российская газета, 1998, N 153-154), в соответствии с компетенцией Госгортехнадзора России, определенной постановлением Правительства Российской Федерации "Об утверждении Положения о Федеральном горном и промышленном надзоре России от 03.12.2001 N 841 (Собрание законодательства Российской Федерации, 2001, N 50, ст.4742).

Настоящая Типовая инструкция является переработанной и дополненной редакцией действующей Типовой инструкции по контролю металла и продлению срока службы основных элементов котлов, турбин и трубопроводов тепловых электростанций, утвержденной постановлением Госгортехнадзора России от 02.09.98 N 55, пересмотр которой связан с принятием новых законодательных актов и изменением требований других нормативных документов.

Внесение изменений в действующие нормативные правовые акты Госгортехнадзора России не требуется.

Типовая инструкция согласована с Минэнерго России и РАО "ЕЭС России". Нормативный правовой акт не нуждается в согласовании с другими федеральными органами исполнительной власти, поскольку не содержит положений, норм и поручений, касающихся других федеральных органов исполнительной власти.

Настоящая Типовая инструкция разработана творческим коллективом, состоящим из ведущих специалистов энергетических организаций, научно-исследовательских институтов, экспертных организаций, территориальных органов Госгортехнадзора России, Управления по котлонадзору и надзору за подъемными сооружениями.

Проект Типовой инструкции рассмотрен и одобрен на заседании секции котлонадзора Научно-технического совета Госгортехнадзора России.

Начальник Управления

международных и правовых отношений

Д.Полетаев

УТВЕРЖДЕНО

постановлением Госгортехнадзора России

от 18 июня 2003 года N 94

Типовая инструкция по контролю металла и продлению срока службы основных элементов котлов, турбин и трубопроводов тепловых электростанций

___________________________________________________________

Введение

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

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

Контроль за выполнением требований ТИ осуществляет Госгортехнадзор России

________________

Указами Президента Российской Федерации от 09.03.2004 N 314 и от 20.05.2004 N 649 функции Федерального горного и промышленного надзора России (Госгортехнадзора России) переданы Федеральной службе по экологическому, технологическому и атомному (Ростехнадзору). (

Примеч. изд.)

Научно-техническое руководство по контролю, диагностированию и созданию информационной системы служебных характеристик металла, а также по прогнозированию и управлению ресурсом оборудования ТЭС осуществляет РАО "ЕЭС России"

через отраслевые экспертные организации, которые должны привлекаться к работам, указанным в ТИ.

________________

РАО "ЕЭС России" прекратило деятельность в качестве юридического лица 01.07.2008 путем реорганизации в форме присоединения к ОАО "ФСК ЕЭС".

(Примеч.изд.)

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

1. Общие положения

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

Решение о дальнейшей эксплуатации энергооборудования принимается организацией - владельцем оборудования.

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

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

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

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

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

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

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

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

1.16. Результаты контроля, полученные в соответствии с требованиями предыдущей редакции ТИ, могут использоваться при определении возможности дальнейшей работы оборудования и могут быть оформлены в табличной форме как предыдущей, так и настоящей ТИ (приложения 2-7).

2. Парковый ресурс элементов тепломеханического оборудования

В данном разделе приводятся значения паркового ресурса основных элементов энергооборудования.

Парковый ресурс - наработка однотипных по конструкции, маркам стали и условиям эксплуатация элементов теплоэнергетического оборудования, в пределах которой обеспечивается их безаварийная работа при соблюдении требований действующей нормативно-технической документации.

Парковый ресурс не является предельным сроком эксплуатации.

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

2.1. Котлы

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

Таблица 2.1


Марка стали коллектора котла	Расчетная температура пара в коллекторе, °С	Парковый ресурс коллекторов котла, тыс.ч
12МХ	510	300
12МХ	511-530	250
15ХМ	530	300
12Х1МФ	545	200
12Х1МФ	>545	150
15Х1М1Ф	545	200
15Х1М1Ф	>545	150

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

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

2.1.4. Парковый ресурс барабанов из стали 22К и 16ГНМА составляет 300 тыс.ч для однобарабанных котлов и 250 тыс.ч для двухбарабанных котлов и барабанов из сталей других марок. Парковый ресурс барабанов, имеющих поврежденность на уровне показателей п.2.3 Инструкции [1], корректируется в соответствии с табл. 2.1 данной Инструкции [1].

2.2. Турбины

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

Таблица 2.2


Организация-	Давление свеже-	Мощность, МВт	Парковый ресурс турбин
изготовитель	го пара, МПа		тыс.ч	количество пусков
ТМЗ	9 и менее	50 и менее	270	900
	13-24	50-250	220	600
ЛМЗ	9 и менее	100 и менее	270	900
	13-24	50-300	220	600
	24	500-1200	100	300
НПО Турбоатом	9 и менее	50 и менее	270	900
	13	160	200	600
	24	300	170	450
	24	500	100	300

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

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

Парковый ресурс турбин, не вошедших в табл. 2.2, приравнивается к значению расчетного ресурса, указанного в паспорте оборудования. При отсутствии этих данных следует обращаться в организацию-изготовитель.

2.3. Крепеж

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

Таблица 2.3


Марка стали крепежа	Номинальная температу-	Парковый ресурс крепежа
	па пара, °С	арматуры и разъемов турбин, тыс.ч
ЭИ723	525	200
ЭИ723	>525	100
ЭП182	560	220
ЭП44	545	220
ЭП44	>545	100
ЭИ10	510	270
ЭИ993	560	220

2.4. Паропроводы

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

Таблица 2.4


N п/п	Марка стали	Типоразмер паропровода, мм			Номинальные параметры пара		Парковый ресурс основных элементов паропровода, тыс.ч		Парковый ресурс паропро- вода в целом,
		D	S	R	Т, °С	р, МПа	Прямые трубы	Гибы труб	тыс.ч
1	2	3	4	5	6	7	8	9	10
1.	15Х1М1Ф	980	40	4500	545	3,9	400	100	100
2.	15Х1М1Ф	720	25	2500	545	3,9	300	150	150
3.	15Х1М1Ф	630	25	2300	545	3,9	400	270	270
4.	15Х1М1Ф	465	75	2100	545	25,5	175	110	110
5.	15Х1М1Ф	426	16	1700	565	2,2	400	250	250
6.	15Х1М1Ф	377	60	1500	545	25,5	150	100	100
7.	15Х1М1Ф	377	50	1500	560	14	300	250	250
8.	15Х1М1Ф	377	45	1500	560	14	250	200	200
9.	15Х1М1Ф	377	45	1500	550	13	300	250	250
10.	15Х1М1Ф	377	45	1500	545	14	300	250	250
11.	15Х1М1Ф	377	43	1500	560	14	200	150	150
12.	15Х1М1Ф	377	43	1500	550	13	300	250	250
13.	15Х1М1Ф	377	40	1500	545	14	300	240	240
14.	15Х1М1Ф	325	60	1370	545	25,5	320	250	250
15.	15Х1М1Ф	273	50	1000	550	25,5	250	200	200
16.	15Х1М1Ф	273	45	1000	545	14	400	350	350
17.	15Х1М1Ф	273	36	1000	560	14	300	250	250
18.	15Х1М1Ф	273	36	1000	545	14	400	300	300
19.	15Х1М1Ф	273	35	1000	565	14	300	220	220
20.	15Х1М1Ф	273	34	1000	545	14	400	300	300
21.	15Х1М1Ф	273	32	1000	545	14	300	250	250
22.	15Х1М1Ф	273	32	1000	540	10	400	350	350
23.	15Х1М1Ф	273	26	1000	510	10	400	350	350
24.	15Х1М1Ф	273	16	1000	510	10	300	200	200
25.	15Х1М1Ф	245	45	1000	560	25,5	175	110	110
26.	15Х1М1Ф	245	45	1000	550	25,5	300	200	200
27.	15Х1М1Ф	245	45	1000	545	25,5	300	250	250
28.	15Х1М1Ф	245	32	1000	545	14	400	300	300
29.	15Х1М1Ф	219	26	850	545	14	300	250	250
30.	15Х1М1Ф	219	26	850	540	10	400	350	350
31.	15Х1М1Ф	219	25	850	565	14	150	100	100
32.	15Х1М1Ф	219	25	850	545	14	300	250	250
33.	15Х1М1Ф	219	24	850	545	14	300	250	250
34.	15Х1М1Ф	219	24	850	540	10	400	350	350
35.	15Х1М1Ф	219	22	850	510	10	400	380	350
36.	15Х1М1Ф	194	38	750	560	25,8	250	200	200*
________________ * Здесь и далее знак * означает "Парапроводы, для которых необходимо определить возможность дальнейшей эксплуатации, если ранее для них лна не была определена".
37.	18Х1 М1Ф	194	36	750	545	25,5	300	250	250
38.	15Х1М1Ф	194	20	750	545	14	250	170	170
39.	15Х1М1Ф	168	32	700	550	24	300	250	250
40.	15Х1М1Ф	159	30	650	545	25,5	300	250	250
41.	15ХМ	325	40	1370	510	10	400	350	350
42.	15ХМ	325	34	1370	510	10	400	350	350
43.	15ХМ	325	30	1370	510	10	350	300	300
44.	15ХМ	273	40	1000	510	10	400	350	350
45.	15ХМ	273	35	1000	510	10	400	350	350
46.	15ХМ	273	30	1000	510	10	400	350	350
47.	15ХМ	273	28	1000	510	10	400	320	320
48.	15ХМ	273	26	1000	510	10	350	300	300
49.	15ХМ	245	40	1000	510	10	400	350	350
50.	15ХМ	219	22	850	510	10	350	320	320
51.	15ХМ	194	20	750	510	10	400	350	350
52.	15ХМ	194	18	750	510	10	350	300	300
53.	15ХМ	168	19	700	510	10	400	350	350
54.	12Х1МФ	630	28	2300	560	3,9	300	120	120*
55.	12Х1МФ	525	45	2500	510	10	400	400	400
56.	12Х1МФ	465	20	2100	560	2,85	300	250	250
57.	12Х1МФ	465	20	2100	545	3,9	300	250	250*
58.	12Х1МФ	465	20	2100	545	3,2	300	250	250
59.	12Х1МФ	465	19	2100	545	2,8	350	300	300
60.	12Х1МФ	465	19	2100	545	4,2	300	130	130*
61.	12Х1МФ	465	19	2100	545	3,9	300	200	200*
62.	12Х1МФ	426	20	1700	545	3,7	300	250	250
63.	12Х1МФ	426	20	1700	545	3,2	350	300	300
64.	12Х1МФ	426	18	1700	545	3,9	300	250	250*
65.	12Х1МФ	426	18	1700	545	3,2	300	250	256
66.	12Х1МФ	426	18	1700	545	2,5	400	300	300
67.	12Х1МФ	426	17	1700	565	2,4	300	250	250
68.	12Х1МФ	426	17	1700	545	3,9	300	175	175
69.	12Х1МФ	377	50	1500	565	15,5	80	70	70
70.	12Х1МФ	377	50	1500	565	14	150	110	110
71.	12Х1МФ	377	50	1500	550	14	300	250	250
72.	12Х1МФ	377	45	1500	560	14	115	85	85
73.	12Х1МФ	377	45	1500	545	14	300	250	250*
74.	12Х1МФ	377	17	1500	565	3,9	210	95	95*
75.	12Х1МФ	377	17	1500	545	3,9	300	250	250
76.	12Х1МФ	377	16	1500	545	3,2	320	270	270
77.	12Х1МФ	377	15	1500	565	3	300	160	160*
78.	12Х1МФ	377	15	1500	565	2,8	300	200	200*
79.	12Х1МФ	325	50	1370	560	14	300	250	250*
80.	12Х1МФ	325	50	1370	545	14	350	300	300
81.	12Х1МФ	325	48	1370	565	13	300	250	250*
82.	12Х1МФ	325	45	1370	565	14	180	140	140*
83.	12Х1МФ	325	45	1370	545	14	320	270	270
84.	12Х1МФ	325	42	1370	565	13	180	135	135*
85.	12Х1МФ	325	42	1370	560	14	180	130	130*
86.	12Х1МФ	325	42	1370	555	13	300	250	250*
87.	12Х1МФ	325	42	1370	545	14	300	250	250
88.	12Х1МФ	325	40	1370	565	14	80	70	270
89.	12Х1МФ	325	38	1370	560	14	80	75	75
90.	12Х1МФ	325	38	1370	545	14	300	210	210*
91.	12Х1МФ	325	38	1370	540	10	350	270	270
92.	12Х1МФ	325	38	1370	510	10	400	350	350
93.	12Х1МФ	325	30	1370	510	10	400	350	350
94.	12Х1МФ	325	30	1370	500	10	400	350	350
95.	12Х1МФ	325	25	1370	540	10	200	105	105
96.	12Х1МФ	325	24	1370	540	10	110	75	75
97.	12Х1МФ	325	24	1370	520	10	350	300	300
98.	12Х1МФ	325	24	1370	510	10	350	300	300
99.	12Х1МФ	325	24	1370	500	10	400	350	350
100.	12Х1МФ	325	22	1370	530	9	300	145	145*
101.	12Х1МФ	325	22	1370	500	9	400	350	350
102.	12Х1МФ	325	20	1370	510	10	220	140	140
103.	12Х1МФ	325	20	1370	500	8,5	400	300	300
104.	12Х1МФ	325	13	1370	565	3	300	155	155*
105.	12Х1МФ	325	12	1370	565	2,8	300	125	125*
106.	12Х1МФ	273	45	1000	550	14	350	250	250
107.	12Х1МФ	273	40	1000	560	14	300	250	250*
108.	12Х1МФ	273	40	1000	545	14	330	270	270
109.	12Х1МФ	273	36	1000	560	15,5	120	100	100*
110.	12Х1МФ	273	36	1000	560	14	200	160	160*
111.	12Х1МФ	273	36	1000	555	13	300	250	250*
112.	12Х1МФ	273	36	1000	550	14	300	250	250*
113.	12Х1МФ	273	36	1000	545	14	300	250	250
114.	12Х1МФ	273	36	1000	540	14	300	250	250
115.	12Х1МФ	273	36	1000	535	13	350	270	270
116.	12Х1МФ	273	36	1000	510	10	400	350	350
117.	12Х1МФ	273	32	1000	560	14	90	80	80
118.	12Х1МФ	273	32	1000	560	13,5	120	95	95
119.	12Х1МФ	273	32	1000	555	14	140	110	110*
120.	12Х1МФ	273	32	1000	555	13	210	165	165
121.	12Х1МФ	273	32	1000	550	14	200	150	150*
122.	12Х1МФ	273	32	1000	545	14	300	220	220*
123.	12Х1МФ	273	32	1000	540	14	300	250	250*
124.	12Х1МФ	273	32	1000	510	10	400	350	350
125.	12Х1МФ	273	28	1000	530	11	350	300	300
126.	12Х1МФ	273	28	1000	510	10	400	350	350
127.	12Х1МФ	273	26	1000	530	11	350	300	300
128.	12Х1МФ	273	26	1000	530	10	370	320	320
129.	12Х1МФ	273	26	1000	510	10	400	350	350
130.	12Х1МФ	273	26	1000	510	9	400	350	350
131.	12Х1МФ	273	26	1000	500	10	400	350	350
132.	12Х1МФ	273	25	1000	540	10	300	250	250
133.	12Х1МФ	273	24	1000	510	10	400	350	350
134.	12Х1МФ	273	22	1000	540	10	270	165	165*
135.	12Х1МФ	273	22	1000	510	10	400	350	350
136.	12Х1МФ	273	22	1000	500	10	400	350	350
137.	12Х1МФ	273	22	1000	500	9	400	350	350
138.	12Х1МФ	273	20	1000	540	10	105	75	75
139.	12Х1МФ	273	20	1000	520	10	350	300	300
140.	12Х1МФ	273	20	1000	510	10	350	300	300
141.	12Х1МФ	273	20	1000	510	9	400	320	320
142.	142. 12Х1МФ	273	20	1000	500	10	400	330	330
143.	12Х1МФ	273	18	1000	510	10	300	250	250*
144.	12Х1МФ	273	17	1000	520	10	140	70	70
145.	12Х1МФ	273	17	1000	510	11	150	70	70
146.	12Х1МФ	273	17	1000	510	10	300	140	140*
147.	12Х1МФ	273	16	1000	510	10	180	80	80
148.	12Х1МФ	273	16	1000	500	9	350	300	300
149.	12Х1МФ	273	13	1000	560	3,9	300	185	185*
150.	12Х1МФ	273	11	1000	545	2,6	400	300	300
151.	12Х1МФ	245	62,5	1000	550	25,5	300	250	250
152.	12Х1МФ	245	45	1000	545	14	400	350	350
153.	12Х1МФ	245	32	1000	540	10	400	350	350
154.	12Х1МФ	245	32	1000	540	13,5	300	250	250
155.	12Х1МФ	245	30	1000	560	14	150	115	115*
156.	12Х1МФ	245	25	1000	510	14	350	320	320
157.	12Х1МФ	219	35	850	560	14	300	250	250
158.	12Х1МФ	219	32	850	560	13	300	250	250*
159.	12Х1МФ	219	32	850	555	14	300	250	250*
160.	12Х1МФ	219	29	850	560	14	200	155	155*
161.	12Х1МФ	219	29	850	545	14	300	250	250
162.	12Х1МФ	219	28	850	560	14	160	120	120*
163.	12Х1МФ	219	28	850	545	14	300	250	250*
164.	12Х1МФ	219	28	850	510	14	400	350	350
165.	12Х1МФ	219	28	850	510	10	400	350	350
166.	12Х1МФ	219	26	850	560	14	100	75	75
167.	12Х1МФ	219	26	850	550	14	210	150	150*
168.	12Х1МФ	219	26	850	545	14	300	215	215*
169.	12Х1МФ	219	26	850	540	10	400	300	300
170.	12Х1МФ	219	26	850	510	10	400	350	350
171.	12Х1МФ	219	26	850	500	10	400	350	350
172.	12Х1МФ	219	25	850	560	13,5	100	75	75
173.	12Х1МФ	219	25	850	550	14	165	120	120*
174.	12Х1МФ	219	25	850	545	14	235	165	165*
175.	12Х1МФ	219	24	850	545	15,5	100	70	70
176.	12Х1МФ	219	24	850	510	10	400	350	350
177.	12Х1МФ	219	22	850	510	10	400	350	350
178.	12Х1МФ	219	18	850	540	10	280	170	170*
179.	12Х1МФ	219	18	850	535	9	300	250	250
180.	12Х1МФ	219	16	850	545	3,2	400	350	350
181.	12Х1МФ	219	16	850	510	10	350	300	300
182.	12Х1МФ	219	16	850	500	7,1	400	350	350
183.	12Х1МФ	219	14	850	510	10	300	150	150*
184.	12Х1МФ	194	22	750	510	10	400	350	350
185.	12Х1МФ	194	20	750	540	10	350	300	300
186.	12Х1МФ	194	19	750	540	10	300	250	250
187.	12Х1МФ	194	19	750	510	10	400	350	350
188.	12Х1МФ	194	19	750	510	9	400	350	350
189.	12Х1МФ	194	18	750	510	10	400	350	350
190.	12Х1МФ	194	16	750	540	10	295	180	180*
191.	12Х1МФ	194	15	750	540	10	200	100	100*
192.	12Х1МФ	194	15	750	520	10	350	300	300
193.	12Х1МФ	194	15	750	510	10	370	320	320
194.	12Х1МФ	194	15	750	500	10	400	350	350
195.	12Х1МФ	194	14	750	510	11	350	250	250*
196.	12Х1МФ	194	14	750	510	10	350	300	300
197.	12Х1МФ	194	14	750	500	9	400	350	350
198.	12Х1МФ	194	12	750	510	10	300	110	110
199.	12Х1МФ	168	20	700	560	14	90	80	80
200.	12Х1МФ	168	14	700	540	10	300	180	180*
201.	12Х1МФ	168	13	700	540	10	180	100	100*
202.	12Х1МФ	159	30	650	545	25,5	225	160	160*
203.	12Х1МФ	159	20	650	560	14	140	100	100*
204.	12Х1МФ	159	12	650	540	10	100	80	80
205.	12Х1МФ	159	10	650	510	10	250	110	110
206.	12Х1МФ	159	7	650	545	2,6	400	350	350
207.	12Х1МФ	133	20	600	560	14	300	250	250*
208.	12Х1МФ	133	20	600	550	14	320	270	270
209.	12Х1МФ	133	17	600	560	14	160	110	110*
210.	12Х1МФ	133	17	600	550	13	300	250	250*
211.	12Х1МФ	133	17	600	540	10	400	350	350
212.	12Х1МФ	133	16	600	560	14	90	75	75
213.	12Х1МФ	133	16	600	560	13,5	125	90	90
214.	12Х1МФ	133	16	600	550	14	210	150	150*
215.	12Х1МФ	133	15	600	540	10	350	270	270
216.	12Х1МФ	133	15	600	530	9	400	350	350
217.	12Х1МФ	133	15	600	500	9	400	350	350
218.	12Х1МФ	133	13	600	540	10	300	250	250
219.	12Х1МФ	133	13	600	530	9	400	350	350
220.	12Х1МФ	133	13	600	500	9	400	350	350
221.	12Х1МФ	133	10	600	540	10	108	70	70
222.	12МХ	325	36	1370	510	10	350	320	320
223.	12МХ	326	34	1370	510	10	330	300	300
244.	12МХ	325	30	1370	510	10	320	300	300
225.	12МХ	325	28	1370	510	10	300	230	230
226.	12МХ	325	24	1370	510	10	170	120	120
227.	12МХ	273	36	1000	510	10	400	350	350
228.	12МХ	273	32	1000	510	10	400	350	350
229.	12МХ	273	32	1000	500	9	400	350	350
230.	12МХ	273	26	1000	510	11	350	300	300
231.	12МХ	273	28	1000	510	10	350	320	320
232.	12МХ	273	26	1000	510	10	320	300	300
233.	12МХ	273	26	1000	500	9	400	350	350
234.	12МХ	273	22	1000	510	10	230	170	170
235.	12МХ	273	20	1000	510	10	160	115	115
236.	12МХ	273	18	1000	510	10	110	75	75
237.	12МХ	245	25	1000	510	10	350	300	300
238.	12МХ	245	22	1000	510	10	300	250	250
239.	12МХ	219	24	850	510	10	350	330	330
240.	12МХ	219	22	850	510	10	350	300	300
241.	12МХ	219	22	850	500	9	400	350	350
242.	12МХ	219	20	850	510	10	350	300	300*
243.	12МХ	194	20	750	510	10	350	300	300
244.	12МХ	194	20	750	500	9	400	350	350
245.	12МХ	194	19	750	510	10	350	300	300
246.	12МХ	194	19	750	500	10	400	350	350
247.	12МХ	194	18	750	510	10	350	300	300
248.	12МХ	194	15	750	500	10	350	300	300*
249.	12МХ	194	14	750	510	10	145	105	105
250.	12МХ	168	16	700	510	10	330	300	300

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

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

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

Парковый ресурс ЦБЛ труб большинства типоразмеров равен 100 тыс.ч, а труб диаметром 630х25 мм, работающих при температуре 545°С и давлении 2,5 МПа, - 150 тыс.ч.

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

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

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

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

В графе "Метод контроля" приняты следующие сокращения:

ВК - визуальный контроль;

ЦД - цветной контроль проникающими веществами;

УЗК - ультразвуковой контроль;

УЗТ - ультразвуковая толщинометрия;

МПД - магнитопорошковая дефектоскопия;

ТР - химическое травление;

ТВК - токовихревой контроль;

ТВ - измерение твердости;

МР - метод реплик;

МК - магнитный контроль;

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

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

РОПС - ревизия опорно-подвесной системы;

ПРПС - поверочный расчет на прочность и самокомпенсацию.

3.1. Котлы

Объект контроля

Расчет-

ные пара-

метры среды

Количество пусков до начала контроля

Метод контроля

Объем контроля

Перио-

дичность проведения контроля

Примечание

Энерго-

блоки мощ-

ностью 300 МВт и выше

Энерго-

уста-

новки мощ-

ностью менее 300 МВт

Трубы поверхностей нагрева, трубопроводы в пределах котла с наружным диаметром 100 мм и более, коллекторы

1. Поверхности нагрева

450°С и выше

УЗТ

Выбо-

рочно в зонах с макси-

мальной темпе-

ратурой стенки в объеме не менее 25 труб

Каждые 50 тыс.ч

При выявлении утонения более 0,5 мм измерения производить каждые 25 тыс.ч

ВК, МК

100% доступ-

ных труб

Каждые 50 тыс.ч

Перечень труб, доступных для контроля, утверждается главным инженером ТЭС

Оценка состо-

яния металла вырезок

По результатам МК, через каждые 50 тыс.ч. При наличии повреждений - по результатам МК независимо от наработки

Количество и места вырезок с каждой поверхности нагрева с учетом результатов ВК и МК утверждаются главным инженером ТЭС в соответствии с [3-5]

Ниже 450°С

ВК, МК, УЗТ

50% доступ-

ных труб

Каждые 50 тыс.ч

1. Исключая

экономайзер

2. Магнитный контроль проводится по решению главного инженера ТЭС

3. Количество и места вырезок с каждой поверхности нагрева с учетом результатов ВК и МК в соответствии с [4, 5] утверждаются главным инженером ТЭС

Оценка состо-

яния металла вырезок

Не менее 2 труб в зонах с уско-

ренной корро-

зией (более 1 мм за 105 ч)

2. Экономайзер

Незави-

симо от пара-

метров

ВК

100%

Каждые 50 тыс.ч

УЗТ, МК (по небхо-

дим.)

Каждые 50 тыс.ч

3. Цельно-

сварные топочные экраны

300°С и выше

ВК, УЗТ

В зоне макси-

мальных тепловых нагрузок

Через 50 тыс.ч, далее в каждый капитальный ремонт. На котлах, работающих на газовом топливе, - каждые 100 тыс.ч

Количество контрольных участков размером 200х200 мм и места их располо-

жения должны со-

ответствовать схеме, утвержденной главным инженером электро-

станции

Оценка состо-

яния металла вырезок

В зонах, где проис-

ходили повре-

ждения

В ближайший капитальный ремонт

Количество вырезок и места их расположе-

ния должны соответст-

вовать схеме, утвержденной главным инженером станции

4. Паропровод в пределах котла: из сталей:

12МХ и 15ХМ

450°C и выше

Изме-

рение остато-

чной дефо-

рмации

Прямые трубы и гибы

Каждые 100 тыс.ч

1. При достижении значения остаточной деформации, равного половине допустимого, измерение

12Х1МФ и

15Х1М1Ф

500°С и выше

Для прямых труб каждые 100 тыс.ч, для гибов - каждые 50 тыс.ч

остаточной деформации производится для прямых труб каждые 50 тыс.ч, для гибов - 25 тыс.ч

независимо от марки стали

450°С и выше

Изме-

рение оваль-

ности и УЗТ, УЗК, МПД гибов, РОПС

Гибы 100%

После выработки половины парковочного ресурса, далее каждые 50 тыс.ч

2. При значении паркового ресурса 100 тыс.ч и менее измерения остаточной деформации прямых труб производятся при достижении наработки, равной парковому ресурсу, гибов - равной половине паркового ресурса

3. По достижении паркового ресурса проводится ПРПС

4. При выявлении микроповре-

жденности 3-го балла и более остаточная

деформация измеряется каждые 25 тыс.ч.

500°С и выше

МР

10%, но не менее трех гибов труб каждого назна-

чения.

1. После выработки паркового ресурса

2. Остаточная деформация достигла половины допустимого значения.

Выбор гибов для оценки микро-

поврежден-

ности производится по результатам поверочного прочностного расчета всех гобов

Оценка состоя-

ния металла по вырез-

кам

Одна вырезка из гиба с макси-

мальной степенью микро-

повре-

жден-

ности

После выработки паркового ресурса или при достижении микропо-

врежденности 3-го балла и более

5. Коллекторы пароперегрева-

телей

Выше 450°С

500

ВК

Кромки внутрен-

ней повер-

хности радиа-

льных отвер-

стий в количе-

стве не менее 3 шт.

При достижении паркового ресурса, далее каждые 100 тыс.ч

1. Контро-

лируется один коллектор каждого вида поверхности нагрева

2. При обнаружении трещин или невозмож-

ности проведения контроля вопрос о дальнейшей эксплуатации решает специали-

зированная организация

6. Коллекторы

450°С и ниже

После 200 тыс.ч, далее каждые 100 тыс.ч

7. Выходной коллектор горячего пром-

перегрева

500°С и выше

ВК, УЗК или ТВК

Наруж-

ная повер-

хность колле-

кторов в зоне распо-

ложения штуцеров на участке протя-

женно-

стью не менее 1000 мм, отстоя-

щем от 1-го штуцера не ближе чем на 400 мм

Каждые 100 тыс.ч

8. Корпус впрыски-

вающего паро-

охладителя, штатные впрыски паропроводов между поверх-

ностями нагрева

Незави-

симо от пара-

метров

500

700

ВК, УЗК

Наруж-

ная и внутрен-

няя повер-

хности в зоне распо-

ложения штуцера водопо-

дающего устрой-

ства на длине 40 мм от стенки штуцера

Каждые 25 тыс.ч

Пусковые впрыски в паропроводах горячего промперегрева и главных паропроводах

450°С и выше

ВК, МПД или ЦД, УЗК, УЗТ

Наруж-

ная повер-

хность на нижней образу-

ющей на длине 0,5 м от места впрыска и за защитной рубашкой на длине 50-100 мм

Каждые 25 тыс.ч

9. Гибы необогре-

ваемых труб в пределах котла с наружным диаметром 57 мм и более

450°С выше

600

700

ВК, МПД или ЦД, УЗК, УЗТ, изме-

рение оваль-

ности

20% гибов труб каждого типора-

змера

После выработки половины паркового ресурса, далее каждые 50 тыс.ч, но не реже чем через 200 пусков

1. При обнаружении дефектных гибов объем контроля гибов данного назначения увеличива-

ется в два раза. При повторном обнаружении дефектов объем контроля увеличива-

ется до 100%

2. Гибы труб диаметром менее 100 мм контроли-

руются каждые 100 тыс.ч

3. УЗК и МПД (ЦД) проводятся по всей гнутой части на 2/3 окружности, включая растянутую и нейтральную зоны

Ниже 450°С, 24,0 МПа и выше

200

ВК, МПД или ЦД, или ТР, УЗК, УЗТ, измере-

ние оваль-

ности

25% гибов труб каждого типораз-

мера 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). Последующий контроль через 50 тыс.ч, но не реже чем через 150 пусков для гибов труб с

D/S

> 9,0 и через 200 пусков для гибов труб с

D/S

9,0

1. Выбор гибов для контроля производится из условия, чтобы количество дренируемых и недрени-

руемых труб находилось в пропорции 1:2

2. При обнаружении недопусти-

мых дефектов, подтверж-

денных ВК вырезки гиба, объем контроля гибов труб данного назначения (перепуска) увеличива-

ется в два раза. При повторном обнаружении дефектов объем контроля гибов труб данного назначения (перепуска) увеличива-

ется до 100%. Необходи-

мость увеличения объема контроля остальных гибов определяется главным инженером электро-

станции

3. УЗК и МПД (ЦЦ, ТР) проводятся по всей гнутой части на 2/3 окружности, включая растянутую и нейтральную зоны

4. При очередном контроле проверяются гибы, не проконтро-

лированные ранее

Гибы диаме-

тром 57-100 мм контро-

лируются вырезкой и ВК внутрен-

ней повер-

хности

Гибы диаме-

тром 57-100 мм - не менее 3 шт. на котел

Гибы диаметром 57-100 мм - после 150 тыс.ч, далее каждые 50 тыс.ч

При обнаружении недопусти-

мых дефектов в гибах диаметром 57-100 мм объем контроля увеличива-

ется в два раза, при повторном обнаружении дефектов подлежат замене 100% гибов труб данного назначения и диаметра

Ниже 450°С, 10,0-

14,0 МПа

Для установок с давлением 10,0 и 14,0 МПа контроль гибов проводится в соответствии с [6]

Ниже 450°С, ниже 10,0 МПа

400

ВК, МПД или ЦД, УЗК, УЗТ, измере-

ние оваль-

ности

10% гибов труб каждого типо-

размера и назна-

чения, но не менее трех

После наработки 150 тыс.ч, далее каждые 50 тыс.ч, но не реже чем через 200 пусков

1. При обнаружении дефектных гибов труб данного типоразмера объем контроля увеличива-

ется вдвое, при повторном обнаружении - до 100%

2. УЗК и МПД проводятся по всей гнутой части на 2/3 окружности, включая растянутую и нейтральную зоны

Барабаны сварные и цельнокованые*

________________

* Методы и объемы контроля состояния металла элементов барабанов при достижении паркового ресурса устанавливаются согласно [1].

10. Обечайки

11,0 МПа и выше

ВК

Внутрен-

няя поверх-

ность в доступ-

ных местах

После наработки 25 тыс.ч, далее каждые 50 тыс.ч

1. При выявлении подозри-

тельных мест привлекаются средства инструмен-

тального контроля

2. При выявлении дефектов, размер которых превышает требования разд.6.4 настоящей ТИ, по требованию специализи-

рованной организации проводится исследование свойств металла барабана на вырезке (пробке)

11. Основные продольные и поперечные сварные швы с околошовной зоной

11,0 МПа и выше

400

ВК

По всей длине сварных швов на внутрен-

ней поверх-

ности в доступ-

ных местах

После наработки 25 тыс.ч, далее каждые 50 тыс.ч, но не реже чем через 200 пусков

1. В следующий контроль проверяются участки швов, не проверенные ранее, в том числе в недоступных местах (например, с наружной стороны)

2. При выявлении дефектов контроль увеличива-

ется до 100%

3. УЗК допускается проводить по наружной стороне

МПД или ЦП, или ТР, УЗК

10% длины каждого шва с приле-

гающими зонами по 40 мм

12. Ремонтные заварки в основных сварных швах, выполненные без отпуска

11, МПа и выше

ВК, ЦД или МПД, или ТР, УЗК

Наплав-

ленный металл и приле-

гающие зоны по 40 мм - 100%

Через 25 тыс.ч и 50 тыс.ч после ремонта, далее каждые 50 тыс.ч

Аустенитные заварки контроли-

ровать ЦД или ТР каждые 25 тыс.ч

13. Ремонтные заварки, выполненные без отпуска

11,0 МПа и выше

ВК, МПД или ЦД, или ТР

Напла-

вленный металл и прилега-

ющие зоны по 40 мм - 100%

Через 25 тыс.ч и 50 тыс.ч после ремонта

14. Ремонтные заварки на поверхности трубных отверстий и на расстоянии от них менее диаметра, выполненные без отпуска

11, МПа и выше

ВК, МПД или ЦД, или ТР

Напла-

вленный металл и прилега-

ющие зоны по 40 мм - 100%

Через 25 тыс.ч и 50 тыс.ч после ремонта, далее каждые 50 тыс.ч

15. Швы приварки сепарации

11,0 МПа и выше

ВК

По всей протя-

женности швов в доступ-

ных местах

Через 25 тыс.ч, далее каждые 100 тыс.ч

1. Для барабанов из стали 16 ГНМ через 25 тыс.ч., далее через каждые 50 тыс.ч.

2. Для следующего контроля выбирать швы, не контролиро-

вавшиеся ранее

ВК, МПД или ЦД, или ТР

10% протя-

женности швов

16. Днища

11,0 МПа и выше

ВК, МПД или ЦД, или ТР

Внутрен-

няя поверх-

ность - 20%; швы приварки крепле-

ния лазового затвора - 100%

После наработки 100 тыс.ч, далее каждые 50 тыс.ч

1. Каждый последующий контроль проводится на участках, не проконтро-

лированных ранее

2. Объем и периодич-

ность контроля окуполенных днищ устанавли-

ваются специали-

зированными организа-

циями

17. Лазовые отверстия

11,0 МПа и выше

400

ВК, МПД или ЦД, или ТР, УЗК

Поверх-

ность лаза по всей площади и уплотни-

тельная поверх-

ность затвора 100%

После наработки 100 тыс.ч, далее 50 тыс.ч, но не режа чем через 200 пусков

Методом УЗК контролируется зона поверхности лаза на выявление расслоя металла

18. Отверстия в пределах водяного объема

11,0 МПа и выше

400

ВК

Поверх-

ность отвер-

стий и штуцеров с примы-

кающими к ним участ-

ками поверх-

ности барабана шириной 30-40 мм от кромки отвер-

стия в объеме 100%

После наработки 100 тыс.ч, далее каждые 50 тыс.ч, но не реже чем через 200 пусков

1. Контроль поверхности с защитными рубашками или присоеди-

ненных методом вальцовки проводится на участках внутренней поверхности шириной 30-40 мм, прилегающих к отверстию, без удаления вальцовки или защитной рубашки.

2. Выбор отверстий для контроля МПД (ЦД, ТР) производится по результатам ВК. В контрольную группу должны включаться все отверстия труб для ввода фосфатов, рециркуляции, контроля и регулировки уровня

3. При обнаружении дефектов объем контроля увеличива-

ется до 100%

4. Контроль МПД (ЦД, ТР) в барабанах из стали 16 ГНМ проводится каждые 25 тыс.ч, но не реже чем через 100 пусков

МПД или ЦД, или ТР

То же в объеме 50%

19. Отверстия труб парового объема

11,0 МПа и выше

400

ВК, МПД или ЦД, или ТР

Поверх-

ность отвер-

стий и штуцеров с примы-

кающим к ним участком внутрен-

ней поверх-

ности барабана шириной 30-40 мм от кромки отвер-

стий - в объеме 15% каждой группы однои-

менного назна-

чения, но не менее 3

После наработки 150 тыс.ч, далее каждые 50 тыс.ч, но не реже чем через 200 пусков

1. Каждый последующий контроль проводить на отверстиях, не прошедших контроль ранее

2. При выявлении дефектов объем контроля увеличива-

ется в два раза, при повторном выявлении дефектов объем контроля увеличива-

ется до 100%

20. Угловые сварные соединения приварки штуцеров труб водяного и парового объемов

10,0 МПа и выше

ВК

С наружной повер-

хности барабана металл сварного шва с около-

шовной зоной не менее 30 мм на сторону - 100% в доступ-

ных местах

После наработки 125 тыс.ч, далее каждые 50 тыс.ч.

МПД или ЦД, или ТР

С наружной поверх-

ности барабана металл сварного шва с около-

шовной зоной не менее 30 мм на сторону 1.15% швов каждой группы труб однои-

менного назна-

чения, но не менее 2 шт. в каждой группе

1. Контроль проводится на швах, худших по результатам ВК

2. При обнаружении недопусти-

мых дефектов объем контроля увеличива-

ется до 100%

2. Ремон-

тные заварки: наплав-

ленный металл с около-

шовной зоной не менее 30 мм на сторону - 100%

Литые детали

100 мм и более. Крепеж

21. Корпусы арматуры и другие литые детали

450°С и выше

600

900

ВК, МПД или ЦД, или ТР

Радиу-

сные пере-

ходы наруж-

ных и внутрен-

них поверх-

ностей - 100% деталей

Каждые 50 тыс.ч, но не реже чем через 300 пусков

1. При наличии на детали ремонтной заварки - в каждый капитальный ремонт

2. Корпусы арматуры с

250 мм и все литые детали контроли-

руются только с наружной стороны, корпусы арматуры с

> 250 мм контроли-

руются методом МПД и ВК снаружи 100%, изнутри - в доступных местах

ТВ

100%

После выработки паркового ресурса

Отбор проб для метал-

логра-

фичес-

кого анализа

Одна проба от одной детали с макси-

мальной темпе-

ратурой

После выработки паркового ресурса

Отбор проб производится по требованию специали-

зированной организации

Ниже 450°С

ВК, МПД или ЦД, или ТР

Радиу-

сные пере-

ходы наруж-

ных и внутрен-

них повер-

хностей - 10% общего коли-

чества деталей каждого назна-

чения

Каждые 50 тыс.ч, но не реже чем через 300 пусков

1. При обнаружении недопусти-

мых дефектов объем контроля деталей данного назначения увеличива-

ется до 100%

2. При последующем контроле проверяются детали, не контроли-

ровавшиеся ранее

22. Шпильки М42 и большего размера для арматуры и фланцевых соединений паропроводов

Не-

зави-

симо от пара-

мет-

ров

600

ВК, МПД или ЦД, или ТВК, или ТР, УЗК

Резь-

бовая поверх-

ность - в доступ-

ных местах

Каждые 50 тыс.ч, но не реже чем через 300 пусков

1. Решение о контроле шпилек М36 и менее принимает главный инженер ТЭС

2. Критерии твердости в соответствии с требованиями к исходному состоянию

450°С и выше

ТВ

Торцевая поверх-

ность со стороны гайки - 100%

По достижении паркового ресурса

3. Контроль методами МПД или ЦД, или ТВК, или ТР проводится факульта-

тивно по решению главного инженера

23. Гайки М42 и большего размера

600

ВК, ТВ

Торцевая поверх-

ность

По достижении паркового ресурса

Критерии твердости в соответствии с требованиями к исходному состоянию

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


Объект контроля	Расчет- ные пара-	Количество пусков до начала контроля		Метод контроля	Объем контроля	Периодичность проведения контроля	Примечание
	метры среды	Энерго- блоки мощно- стью 300 МВт и выше	Энерго- уста- новки мощно- стью менее 300 МВт
1	2	3	4	5	6	7	8
1. Трубы паро- проводов: из сталей 12МХ, 15ХМ	450°С и выше	-	-	Изме- рение остато- чной дефор- мации, РОПС паро- провода	Прямые трубы и гибы - 100%	Каждые 100 тыс.ч	1. При достижении значения остаточной деформации, равного половине допустимого, измерение остаточной деформации производится каждые 50 тыс.ч для прямых труб и 25 тыс.ч - для гибов 2. При значении паркового ресурса 100 тыс.ч и менее измерение остаточной деформации производится при достижении времени, составляю- щего 50% паркового ресурса 3. По достижении паркового ресурса проводится ПРПС и независимо от срока наработки при отклонениях, выявленных при ревизии ОПС 4. При выявлении микропов- режденности 3 балла и более остаточная деформация измеряется каждые 25 тыс.ч 5. На тех электро- станциях, где за весь период эксплуатации паропро- водов не происходило разрушений его элементов, включая сварные соединения, а также отсутствуют отклонения от проекта в трассировке, по результатам РОПС, ПРПС проводится факульта- тивно 6. Паропро- воды, изготовлен- ные из центро- бежно-литых труб, контроли- руются в соответствии с [6]
из сталей 12Х1МФ, 15Х1М1Ф	500°С и выше	-	-			Для гибов - каждые 50 тыс. ч, для прямых труб - 100 тыс. ч прямых труб
2. Гибы паропроводов независимо от марки стали	Выше 500°С	-	-	ВК, ЦД или МПД, УЗК	100%	Контроль гибов по достижении паркового ресурса	1. УЗК и МПД проводятся по всей длине гнутой части на 2/3 окружности трубы, включая растянутую и нейтральную зоны
	450- 500°С	-	-		5%	Каждые 100 тыс.ч	2. При значении паркового ресурса 100 тыс.ч и менее контроль гибов производится при достижении наработки, равной половине паркового ресурса
					100%	После 300 тыс.ч, далее через каждые 100 тыс.ч
	Незави- симо от пара- метров	-	-	УЗТ, изме- рение оваль- ности	100%	В исходном состоянии, по достижении паркового ресурса	При выявлении овальности менее 2% после достижения паркового рecурca или уменьшении ее вдвое производится оценка микропов- режденности металла гиба
	450°С и выше	-	-	Оценка микро- повре- жден- ности	Не менее трех гибов	1. При достижении паркового ресурса 2. При достижении значения остаточной деформации, равного половине допустимого	Контролю подвергаются гибы с максималь- ной остаточной деформа- цией или с максималь- ным уровнем температур, или с максималь- ным уровнем напряжений
				Оценка состоя- ния металла по вырезкам	На одном гибе	1. При достижении паркового ресурса 2. При обнаружении микропов- режденности 4 балла и более	Гиб, из которого производится вырезка металла, определяется с учетом результатов неразруша- ющего контроля
3. Штампованные, штампосварные колена	Незави- симо от пара- метров	450	450	ВК, ЦД или МПД, УЗК	25% общего количе- ства	Каждые 50 тыс.ч, но не реже чем через 150 пусков	1. В штампо- сварных коленах контроли- руется 100% продольных сварных швов 2. При обнаружении недопусти- мых дефектов контроль увеличива- ется до 100% 3. В каждый последующий контроль должны проверяться колена, не проконтро- лированные ранее
4. Крутоизогнутые отводы (R/D< 2,5)	-	-	-	ВК ЦД или МПД, УЗК	50% общего количе- ства	Каждые 50 тыс.ч
5. Участки паропроводов в местах приварки штуцеров с D 50 мм и более, дренажных линий, врезок БРОУ и РОУ	450°С и выше	-	-	ВК, УЗК	100% в зоне возмож- ного износа, на рассто- янии не менее двух диамет- ров труб от места врезки	Каждые 50 тыс.ч
6. Питательные трубопроводы от напорного патрубка питательного насоса до котла	Незави- симо от пара- метров	250	500	Изме- рение толщины стенки (УЗТ)	Трубы и фасон- ные детали после выходных патруб- ков регули- рующей арма- туры на длине нe менее 10 D трубы ходу движения среды от регули- рующего дрос- сели- рующего органа, зоны установки- дрос- сельных шайбо- наборов, щелевых дрос- селей, тупико- вые участки в зонах возможного коррози- онного износа	После 100 тыс.ч, далее каждые 50 тыс.ч, но не реже чем через 150 пусков	При необхо- димости производятся вырезка и ее исследование по программе, утвержденной специали- зированной организацией
				ВК, измере- ние толщины стенки, оваль- ности, УЗК, РОПС	Гибы 50%		1. Обязатель- ному контролю подлежат крутоизо- гнутые гибы, гибы байпасов РПК и отводов ПВД. Допускается не контроли- ровать гибы соедини- тельной питательной магистрали электро- станций с поперечными связями при отсутствии дефектов на других проконтро- лированных элементах. При обнаружении дефектов должно быть проконтро- лировано не менее 10% гибов каждого коллектора питательной воды 2. При обнаружении недопусти- мых дефектов хотя бы в одном из гибов и подтверждении их наличия ВК вырезки из гиба объем контроля увеличива- ется до 100% 3. РОПС осуществ- ляется по решению специали- зированной организации 4. При обнару- жении недопу- стимых дефектов более чем в 30% гибов проводится ВК внутренней поверхности литых колен в количестве не менее двух 5. Измерение овальности гибов производится один раз за все время эксплуатации
7. Корпусы арматуры и другие литые детали	450°С и выше	600	900	ВК, МПД или ЦД, или ТР	Радиус- ные пере- ходы наруж- ных и внутрен- них поверх- ностей - 100%	Каждые 50 тыс.ч, но не реже чем через 300 пусков	1. При наличии на детали ремонтной заварки - в каждый капитальный ремонт 2. Корпусы арматуры с D 250 мм и все литые детали контроли- руются только с наружной стороны, корпусы арматуры с D > 250 мм контроли- руются методом МПД и ВК
				ТВ	100%	После выработки паркового ресурса	снаружи 100%, изнутри - в доступных местах
				Отбор проб для метал- логра- фичес- кого анализа	Одна проба от одной детали с макси- мальной темпе- ратурой	После выработки паркового ресурса	Отбор проб проводится по требованию специали- зированной организации
	Ниже 450°С	-	-	ВК, МПД или ЦД, или ТР	Ради- усные пере- ходы наруж- ных и внутрен- них поверх- ностей - 10% общего коли- чества деталей каждого назна- чения	Каждые 50 тыс.ч, но не реже чем через 300 пусков	1. При обнаружении недопусти- мых дефектов объем контроля деталей данного назначения увеличива- ется до 100% 2. При последующем контроле проверяются детали, не контроли- ровавшиеся ранее
8. Шпильки М42 и большего размера для арматуры и фланцевых соединений паропроводов	Незави- симо от пара- метров	600	600	ВК, МПД или ЦД, или ТВК, или ТР, УЗК	Резьбо- вая поверх- ность - в доступ- ных местах	Каждые 50 тыс.ч, но не реже чем через 300 пусков	1. Решение о контроле шпилек М36 и менее принимает главный инженер ТЭС 2. Критерии твердости в соответствии с требованиями к исходному состоянию 3. Контроль методами МПД или ЦД, или ТВК, или ТР проводится
	450°С и выше			ТВ	Торцевая поверх- ность со стороны гайки - 100%	По достижении паркового ресурса	факульта- тивно по решению главного инженера ТЭС
9. Гайки М42 и большего размера	-	600	600	ВК, ТВ	Торцевая поверх- ность	По достижении паркового ресурса	Критерии твердости в соответствии с требо- ваниями к исходному состоянию

3.3. Паровые турбины


Объект контроля	Расчет- ные пара- метры среды	Метод контроля	Объем контроля	Периодичность проведения контроля	Примечание
1	2	3	4	5	6
1. Корпусы стопорных регулирующих, защитных клапанов, паровпускные патрубки цилиндров	450°С и выше	ВК, ЦД или МПД, или ТР	Внутренние поверхности в местах радиусных переходов в доступных местах	Каждые 25 тыс.ч эксплуатации, но не реже чем через 300 пусков	Шлифовать и травить в местах аустенитных заварок
			Наружные поверхности в местах радиусных переходов - 100%	После наработки 25 тыс.ч, далее - каждые 50 тыс.ч
2. Корпусы цилиндров (наружные и внутренние), сопловые коробки	450°С и выше	ВК, ЦД или МПД, или ТР	Внутренние и наружные поверхности в местах радиусных переходов - 100%	Каждые 50 тыс.ч, но не реже чем через 450 пусков	При наличии ремонтных выборок глубиной более 40% толщины стенки и неудовле- творительных свойств металла, выявленных при исследовании вырезок, согласно разд.5.5 и 6.7 настоящей ТИ или при вынужденной эксплуатации корпусов с трещинами периодичность контроля определяется для деталей с трещинами в недоступных зонах по [8], для деталей с трещинами в других зонах - по [9]
3. Корпусы цилиндров и стопорных клапанов	9-25 МПа	Иссле- дование металла вырезки		1. При наличии оставленных в эксплуатации трещин 2. После выработки паркового ресурса	1. Размеры и место вырезки определяются специализированными организациями по согласованию с организацией-изготовителем 2. Виды испытаний и критерии оценки состояния металла представлены в разд.5.5 и 6.7 настоящей ТИ 3. При отсутствии трещин за весь срок эксплуатации объем вырезанного металла сокращается
4. Сварные соединения и ремонтные заварки корпусных деталей турбин и паровой арматуры	450°С и выше	ВК, ЦД или МПД, ТР или ТВК	Сварные швы и околошовная зона шириной не менее 80 мм по обе стороны от шва - 100%	Через 50 тыс.ч, но не реже чем через 300 пусков	Шлифовать и травить в местах аустенитных заварок
			Ремонтные заварки, выполненные аустенитными электродами, - 100%	Через каждые 25 тыс.ч, но не реже чем через 150 пусков
			Ремонтные заварки, выполненные перлитными электродами, - 100%	Через каждые 50 тыс.ч, но не реже чем через 300 пусков	При вынужденной эксплуатации корпусов с не полностью удаленными при ремонте трещинами вопрос о длительности работы и периодичности контроля решается специализированной организацией
	Ниже 450°С	ВК, ЦД или МПД, ТР, или ТВК	Ремонтные заварки вне зависимости от технологии сварки - 100%	Через 50 тыс.ч, далее - каждые 75 тыс.ч, но не реже чем через 300 пусков
5. Цельнокованые валы высокого и среднего давления	Неза- виси- мо от пара- мет- ров	ВК	Концевые части валов, свободные от уплотнений, обод, гребни, галтели, полотна дисков, разгрузочные отверстия, тепловые канавки промежуточных, концевых и диафрагменных уплотнений, полумуфты -100%	Каждые 50 тыс.ч, но не реже чем через 300 пусков	Для турбин мощностью 500 МВт и более - каждые 25 тыс.ч, но не реже чем через 150 пусков
	450°С и выше	ЦД или МПД или ТВК, УЗК	Обод, гребни, разгрузочные отверстия, отверстия полумуфты, галтели дисков, тепловые канавки	После наработки 100 тыс.ч, далее - каждые 50 тыс.ч, но не реже чем через 300 пусков
		Исследо- вание микро- структуры, ТВ	Полотно диска первой ступени	После исчерпания паркового ресурса
		ВК, МПД или ТВК, УЗК	Осевой канал с диаметром 80 мм и более	После наработки 100 тыс.ч и исчерпания паркового ресурса	1. Для турбин мощностью 500 МВт и более проводится контроль каждые 50 тыс.ч 2. Допускается не проводить контроль осевого канала, имеющего на поверхности уступы, локальные выборки, задиры. Срок эксплуатации таких роторов определяется специализиро- ванными организациями
	530°С и выше	Измере- ния остаточ- ной дефор- мации	Осевой канал с диаметром 80 мм и более	После наработки 100 тыс.ч и исчерпания паркового ресурса	Для турбин производства АО ЛМЗ и АО ТМЗ факультативно
6. Насадные диски среднего и низкого давления	Неза- виси- мо от пара- мет- ра	ВК	Наружные поверхности в доступных местах	Через каждые 50 тыс.ч, но не реже чем через 300 пусков	Для дисков 16, 18, 20-й ступеней турбин Т-175/185-130 ТМЗ - через каждые 25 тыс.ч, но не реже чем через 150 пусков
	В зоне фазо- вого пере- хода	ВК, ЦД или МПД, или ТВК, УЗК	Обод, гребень, разгрузочные отверстия, кромки заклепочных отверстий, галтели, ступичная часть, продельный шпоночный паз - 100%
7. Диафрагмы и направляющие лопатки	Неза- виси- мо от пара- мет- ров	ВК	В доступных местах	Каждые 50 тыс.ч, но не реже чем через 300 пусков
8. Рабочие лопатки	Неза- виси- мо от пара- мет- ров	ВК	В доступных местах	Каждые 50 тыс.ч, но не реже чем через 300 пусков
	В зоне фазо- вого пере- хода	ВК, ЦД или МПД, или ТВК, или ТР	Паровходные и выходные кромки в доступных местах, поверхность отверстий
		УЗК	Хвостовики		УЗК хвостовиков проводится при конструктивной возможности
9. Рабочие лопатки последних ступеней	Неза- виси- мо от пара- мет- ров	ВК, ЦД или МПД, или ТВК, или ТР	Паровходные и выходные кромки, прикорневая зона, хвостовики в доступных местах, кромки отверстий	Каждые 50 тыс.ч, но не реже чем через 300 пусков
		УЗК	Выходные кромки - 100%		При наличии эрозионного износа
10. Бандажи (цельнокованые, ленточные, проволочные)	Неза- виси- мо от пара- мет- ров	ВК	В доступных местах - 100%	Каждые 50 тыс.ч, но не реже чем через 300 пусков	В подозрительных местах - дополнительно контролировать ЦД или МПД, или ТВК, или ТР
11. Призонные болты	Неза- виси- мо от пара- мет- ров	ВК, ЦД, или МПД, или ТВК, контроль разме- ров, ТВ	100%	Каждые 50 тыс.ч
12. Пароперепуск- ные трубы: из сталей 12МХ, 15ХМ	450°С и выше	Измере- ние остаточ- ной дефор- мации, РОПС паропро- вода	Прямые трубы и гибы - 100%	Каждые 100 тыс.ч	1. При достижении значения остаточной деформации, равного половинe допустимого, измерение остаточной деформации производится каждые 50 тыс.ч для прямых труб и 25 тыс.ч - для гибов 2. При значении паркового ресурса 100 тыс.ч и менее измерение остаточной деформации производится при достижении наработки, составляющей 50% паркового ресурса 3. По достижении паркового ресурса проводится ПРПС и независимо от срока наработки при отклонениях, выявленных при РОПС 4. При выявлении микроповреж- денности 3 балла и более остаточная деформация измеряется каждые 25 тыс.ч. РОПС и ПРПС осуществляют- ся в обязательном порядке для паропроводов свежего пара, горячего промперегрева пара; для других паропроводов - в соответствии с действующими документами, а также по усмотрению главного инженера ТЭС
из сталей 12Х1МФ, 15Х1М1Ф	500°С и выше			Для гибов каждые 50 тыс.ч, для прямых труб -100 тыс.ч
13. Гибы пароперепускных труб независимо от марки стали	Выше 500°С	ВК, ЦД или МПД, УЗК	100%	Контроль гибов по достижении паркового ресурса	1. УЗК и МПД проводятся по всей длине гнутой части на 2/3 окружности трубы, включая растянутую и нейтральную зоны 2. При значении паркового ресурса 100 тыс.ч и менее контроль гибов проводится при достижении наработки, равной половине паркового ресурса
	450- 500°С		5%	Каждые 100 тыс.ч
			100%	После 300 тыс.ч, далее через каждые 100 тыс.ч
	Неза- виси- мо от пара- мет- ров	УЗТ, измере- ние оваль- ности	100%	В исходном состоянии, по достижении паркового ресурса	1. При выявлении овальности менее 2% после достижения паркового ресурса или уменьшении ее вдвое производится оценка микроповреж- денности металла гиба 2. Контролю подвергаются гибы с максимальной остаточной
	450°С и выше	Оценка микро- повреж- денности	Нe менее трех гибов	1. При достижении паркового ресурса 2. При достижении значения остаточной деформации, равного половине допустимого	деформацией или с максимальным уровнем температур, или с максимальным уровнем напряжений 3. Гиб, из которого производится вырезка металла, определяется с учетом результатов неразрушающего контроля
		Оценка состояния металла по вырезкам	На одном гибе	1. При достижении паркового ресурса 2. При обнаружении микро- поврежденности 4 балла и выше
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	При наличии на детали ремонтной заварки - в каждый капитальный ремонт
15. Шпильки М42 и большего размера для клапанов и разъемов цилиндров турбины	Неза- виси- мо от пара- мет- 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. Решение о контроле шпилек М36 и менее принимает главный инженер ТЭС 2. Контроль методами МПД или ЦД, или ТВК, или ТР проводится факультативно по решению главного инженера ТЭС
	450°С и выше	ТВ	Торцевая поверхность со стороны гайки - 100%	По достижении паркового ресурса	Критерии твердости в соответствии с требованиями к исходному состоянию
16. Гайки М42 и большего размера	Неза- виси- мо от пара- мет- ров	ВК, ТВ	-	По достижении паркового ресурса	Критерии твердости в соответствии с требованиями к исходному состоянию

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


Объект контроля	Рас- четные пара- метры	Количество пусков до начала контроля		Тип сварно- го соеди- нения	Метод контроля	Объем контро- ля	Пе- риодич- ность прове-	Примечание
	среды	Энер- го- блоки мощ- ностью 300 МВт и выше	Энер- го- уста- новки мощ- ностью менее 300 МВт				дения контроля
1	2	3	4	5	6	7	8	9
1. Пита- тельный трубо- провод от напорного патрубка пита- тельного насоса до котла	Неза- виси- мо от пара- мет- ров	-	-	Тип 1	ВК, УЗК	5%	Каждые 150 тыс.ч	1. При обнаружении в контролируемой группе недопустимых дефектов хотя бы в одном сварном соединении (трубных элементов данного назначения) объем контроля увеличивается вдвое. При повторном обнаружении недопустимых дефектов объем контроля увеличивается до 100% 2. При каждом следующем контроле обследованию подлежит новая группа сварных соединений
.		600	900	Тип 2	ВК, МПД, или ЦД, или ТР, УЗК, измерение катета угловых швов	25%	Каждые 100 тыс.ч, но не реже чем через 400 пусков
2. Кол- лекторы и трубо- проводы в пределах котла, турбины, станцион- ные трубо- проводы и паро- проводы	От 250 до 450°С	-	-	Тип 1	ВК, УЗК	5%	Каждые 150 тыс.ч
	-	900	1200	Тип 2	ВК, МПД или ЦД, или ТР, УЗК	25%	Каждые 150 тыс.ч, но не реже чем через 600 пусков
	От 450 до 510°С	450	600	Тип 1	ВК, УЗК	10%	После 100, 200 тыс.ч, далее каждые 50 тыс.ч
			-	Тип 2	ВК, МПД или ЦД, или ТР, УЗК	50%	После 100, 200 тыс.ч, далее каждые 50 тыс.ч, но не реже чем через 300 пусков
	510°С и выше	450	600	Тип 1	ВК, МПД или ЦД, или ТР, УЗК	20%	После 100 тыс.ч, далее каждые 50 тыс.ч
				Тип 2	ВК, МПД или ЦД, или ТР, УЗК	100%	Через 100 тыс.ч, далее каждые 50 тыс.ч, но не реже чем через 200 пусков
				Тип 2	МР	10%	По исчер- пании пар- кового ресурса, далее по реко- менда- ции спе- циали- зиро- ванной органи- зации	1. В местах с максимальным уровнем напряжений, выявленных при ПРПС 2. Для штуцерных сварных соединений коллекторов D 100 мм и более - 5%
				Тип 1. Сварные соеди- нения центро- бежно- литых труб	ВК, МПД или ЦД, или ТР, УЗК	100%	По исчер- пании пар- кового ресурса, далее по реко- менда- ции спе- циали- зиро- ванной органи- зации
				Тип 2. Труб из стали 15Х1М1Ф с литыми дета- лями из стали 15Х1М1ФЛ	ТВ металла шва и основного металла	100%	Каждые 100 тыс.ч	1. При отношении твердости металла шва к твердости основного металла <<1 сварные соединения подлежат переварке или объем их контроля назначается специа- лизирован- ной организацией
				Тип 1	Оценка состояния сварного соедине- ния по вырезкам	Одно сварное соеди- нение на котел, или паропровод, или турбину	По дости- жении пар- кового ресурса	В месте с максимальным уровнем напряжений, выявленных при ПРПС
3. Трубо- проводы из стали 20	400°С и выше	-	-	Тип 1	Оценка состояния металла по вырезке для выявления графита	Одно сварное соеди- нение	Каждые 100 тыс.ч	1. При 100%-ном контроле микроструктуры сварных соединений неразрушаю- щими методами вырезку можно не производить 2. При выявлении свободного графита 1-го балла контроль проводится каждые 50 тыс.ч

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

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

________________

В настоящее время действует Положение о порядке продления срока безопасной эксплуатации технических устройств, оборудования и сооружений на опасных производственных объектах (РД 03-484-02), утвержденное постановлением Госгортехнадзора России от 09.07.2002 N 43, зарегистрированным в Минюсте России 05.08.2002, регистрационный N 3665.

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

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

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

поверочного расчета на прочность элементов оборудования;

поверочного расчета на прочность паропровода как единой пространственной конструкции (в соответствии с приложением 2 настоящей ТИ) с оценкой состояния опорно-подвесной системы;

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

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

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

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

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

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

результаты дефектоскопического контроля;

другие дополнительные данные, характерные для конкретного элемента оборудования.

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

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

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

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

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

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

5. Порядок проведения контроля и исследований металла

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

5.1. Поверхности нагрева

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

5.1.2. При исследовании металла вырезок труб поверхностей нагрева определяются:

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

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

внутренний диаметр труб;

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

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

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

химический и фазовый состав металла;

твердость (НВ) металла по поперечному сечению трубы;

длительную прочность при необходимости;

оценку остаточного ресурса проводят в соответствии с [4].

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

Для труб из стали 12Х1МФ, работающих при температуре ниже 450°С, и из стали 20, работающих при температуре ниже 400°С, дополнительно определяются механические свойства при кратковременном разрыве.

5.2. Паропроводы

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

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

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

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

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

Рис.1. Схема вырезки образцов из трубы паропровода:

1 и 2 - образцы для испытания на разрыв и удар соответственно;

3 - образец для карбидного анализа;

4 - образец для металлографического анализа

5.2.6. При исследовании металла вырезок из паропроводов определяются:

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

твердость (НВ) металла по поперечному сечению;

механические свойства металла при комнатной и рабочей температурах;

микроструктура металла и наличие неметаллических включений по толщине стенки трубы;

микроповрежденность (поры) по толщине стенки трубы;

жаропрочность металла;

дополнительный ресурс работы паропроводов.

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

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

5.2.8. Испытания на длительную прочность и ползучесть проводятся для получения количественных оценок длительной прочности и ползучести. Испытания на длительную прочность и ползучесть проводятся в соответствии с [9].

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

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

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

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

хромомолибденованадиевых сталей - при 500°С и выше;

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

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

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

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

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

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

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

Измерение остаточной деформации ползучести производится при температуре стенки трубы не выше 50°С.

Рис.2. Схема расположения реперов на трубе паропровода:

1 - реперы с втулкой; 2 - простые реперы

Рис.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)

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

где

- остаточная деформация ползучести, %;

- диаметр, измеренный по реперам при i-м измерении в двух взаимно перпендикулярных плоскостях (горизонтальной

, вертикальной

(см.рис.2), мм;

- исходный диаметр трубы, измеренный по реперам в исходном состоянии, мм;

- наружный диаметр трубы, измеренный вблизи реперов в двух взаимно перпендикулярных плоскостях в исходном состоянии.

В формулу подставляются значения измерений как в горизонтальной, так и в вертикальной плоскости. Наибольшее полученное значение принимается за расчетное. Сводные результаты измерений остаточной деформации по всем агрегатам, на которых производились измерения, заносятся в формуляр парапровода.

5.3. Барабаны

5.3.1. Методические требования к проведению неразрушающего контроля, а также рекомендации по проведению вырезок металла и технологии восстановления герметичности барабана приведены в приложениях 5, 6 и 7 Инструкции [1].

5.3.2. Оценка остаточного ресурса барабана выполняется по условиям малоцикловой усталости с учетом термических напряжений и коррозионного фактора в соответствии с рекомендациями приложения 3 Инструкции [1].

5.4. Корпусы арматуры и другие литые детали паропровода

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

5.4.2. Исследование структуры проводится на сколе, взятом на радиусном переходе в зоне максимальных напряжений.

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 10х10х55 мм. Вырезку следует делать как можно ближе к трещине по эскизам специализированной организации или организации - изготовителя турбины [8].

5.5.2. Из заготовки делаются образцы с двойными надрезами для определения критического раскрытия при рабочей температуре и горячей твердости (рис.4 и 5). Качество поверхности образца и допуски на его размеры должны соответствовать требованиям к ударным образцам по [11].

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

Один торец образца должен быть базовым и обработан с чистотой R

=0,16. 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.

Испытания на удар при рабочей температуре выполняются по [11]. Температура испытания должна быть равна температуре пара на входе в корпус.

При испытании на ударный изгиб необходимо образец расположить так, чтобы удар осуществлялся точно посредине образца. На боковой стороне образца строго посредине 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 - кратном увеличении с точностью до 0,01 мм.

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

5.5.3. Измерение раскрытия после испытания осуществляется на полированной и протравленной поверхности половинки ударного образца с неразрушившимся надрезом, травитель - 3%-ный раствор НNO

в спирте. При шлифовке должен быть снят слой толщиной 1,5-2,0 мм.

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

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

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

Рис.4. Ударный образец с двумя надрезами

Рис.5. Схема измерения критического раскрытия (начало):

а - до испытания; б - после испытания

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:

где

- начальная ширина неразрушающего надреза, мм;

- ширина того же надреза после испытания, мм.

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

и значения проекции дна надреза на горизонталь

(см.рис.5).

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

5.5.5. Допустимые размеры трещин определяются для недоступных зон деталей в соответствии с требованиями [7], а для остальных зон - по [8].

5.6. Детали проточной части турбин

5.6.1. Методики проведения контроля состояния металла цельнокованых роторов паровых турбин приведены в [12] и [13].

5.6.2. Методики проведения контроля состояния металла насадных дисков и рабочих лопаток, работающих в зоне фазового перехода паровых турбин, приведены в [14] и [15].

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

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

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

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

5.7. Крепеж

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

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

5.8. Сварные соединения

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

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

5.8.3. Стыковое сварное соединение вырезается из паропровода с помощью газовой резки. Длина вырезаемого сварного трубного элемента с кольцевым швом посредине 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 посредине.

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

5.8.6. При исследовании сварных соединений определяются:

твердость основного и наплавленного металла;

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

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

химический состав металла шва и основного металла;

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

макроструктура сварного соединения на трех макрошлифах поперечного сечения;

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

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

жаропрочность сварного соединения паропровода.

6. Критерии оценки состояния металла

6.1. Трубы поверхностей нагрева

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

6.1.2. На трубах не должно быть отдулин.

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

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

6.1.5. При металлографическом анализе вырезок в металле не допускаются:

трещины;

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

обезуглероженный слой;

участки внутреннего окисления;

развитие коррозионных повреждений параллельно поверхности трубы.

6.2. Прямые трубы и гибы, работающие в условиях ползучести

6.2.1. Остаточная деформация не должна превышать:

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

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

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

6.2.2. Механические свойства сталей должны удовлетворять требованиям технических условий на поставку. После 100 тыс.ч эксплуатации допускается снижение прочностных характеристик (предел прочности

и предел текучести -

) на 30 МПа (3,0 кгс/мм

) и ударной вязкости на 15 кДж/м

(1,5 кгс

м/см

) по сравнению с нижним пределом на поставку.

6.2.3. Предел текучести

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.

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.

6.2.4. Длительная прочность для конкретной марки стали на базе 10

и 2

· 10

часов не должна отклоняться более чем на 20% в меньшую сторону по сравнению со средними значениями данной характеристики, приведенными в табл.15 ТУ 14-3Р-55-2001.

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

6.2.5. При исследовании на оптическом микроскопе при 500-кратном увеличении микроповрежденность должна быть не выше 4-го балла по стандартной шкале микроповрежденности согласно [19].

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

6.2.7. Овальность гибов должна быть не ниже 1,5% (за исключением гибов, изготовленных нагревом ТВЧ с осевым поджатием).

6.2.8. Трещины любого вида на гибах паропроводов не допускаются.

6.3. Гибы, работающие при температурах ниже 450°С

Характеристики гибов должны удовлетворять требованиям [5] и [16]. Не допускается наличие дефектов на поверхности гибов с глубиной более 10% толщины стенки или более 2 мм.

6.4. Барабаны

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

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

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

6.4.2. В основном металле и сварных соединениях барабана не допускаются дефекты типа трещин всех видов и направлений. Порядок выборки дефектов, контроля мест выборок и технология ремонта основных элементов барабанов должны соответствовать требованиям [23]. Возможность эксплуатации барабана с дефектами типа трещин определяется специализированными научно-исследовательскими организациями.

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

6.4.4. Допускаются одиночные коррозионные язвы, эрозионные повреждения, раковины и другие подобные дефекты пологого профиля глубиной не более 10% от толщины стенки, но не более 8 мм с максимальным размером на поверхности не более 400 мм

, отстоящие от кромки ближайшего отверстия или сварного шва на расстоянии не менее 300 мм. В зонах отверстий (включая кромки) и сварных соединений, то есть на расстоянии от них менее 300 мм, допускаются одиночные дефекты (кроме трещин) глубиной не более 5 мм и максимальным диаметром не более 10 мм.

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

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

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

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

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

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

относительное удлинение должно быть не менее 16%;

ударная вязкость на образцах с надрезом типа 11 (Шарпи) должна составлять не менее 25 кДж/м

(2,5 кгс

м/см

6.5. Питательные трубопроводы

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

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

6.5.2. Овальность гибов труб не должна превышать 8%.

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

6.5.4. Допускается оставлять в эксплуатации элементы с одиночными коррозионными язвами, эрозионными повреждениями или раковинами глубиной не более 10% номинальной толщины стенки элемента, но не более 3 мм и протяженностью не более 0,25

(

- средний диаметр элемента, мм;

- толщина стенки, мм). Одиночными считаются дефекты, расстояние между ближайшими кромками которых превышает утроенное значение максимального диаметра наибольшего из дефектов,

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

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

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

минимальное значение ударной вязкости на образцах с надрезом типа 11 (Шарпи) должно быть не менее 25 кДж/м

(2,5 кгс

м/см

6.6. Корпуса арматуры и другие литые детали паропровода

6.6.1. Качество поверхности литых деталей оценивается в соответствии с требованиями [17].

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

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

6.7. Корпусные детали турбин

6.7.1. Требования по характеристикам металла приведены в таблице.


Характеристика или единица измерения	Температура испытания, °С	Допустимое значение (не менее) для сталей марок
		15Х1М1ФЛ	20ХМФЛ	20ХМЛ
1	2	3	4	5
1. Предел текучести, МПа	20	255	245	220
2. Доля вязкой составляющей в изломе ударного образца Шарпи (KCV), %	150/80	100/50	100/50	100/50
3. Ударная вязкость (KCV), кДж/м	150/80	300	300	300
4. Критическое раскрытие при ударном нагружении, мм	Температура пара на входе в турбину	0,25	0,25	0,25
5. Горячая твердость, МПа	Температура пара на входе в турбину	850	950	900
6. Твердость, НВ	20	145	140	115
7. Количество пор ползучести диаметром более 2 мкм в одном поле зрения при 500-кратном увеличении	20	3 (не более)	5 (не более)	5 (не более)

6.7.2. Фактическая средняя скорость роста трещины за межремонтный период не должна превышать 10

мм/ч.

6.7.3. В случае невозможности удаления имеющейся трещины, а также при прочих неудовлетворительных результатах контроля металла возможность и условия дальнейшей эксплуатации определяются для корпусов с трещинами в недоступных зонах детали в соответствии с требованиями [7], в других зонах - в соответствии с [8].

6.8. Роторы турбин

6.8.1. На наружной поверхности ротора (концевых частях валов, ободе, гребнях, полотне, галтелях дисков, полумуфтах, тепловых канавках) не допускаются дефекты, превышающие требования [18]. Кроме этого, на всей поверхности не допускаются трещины глубиной более 1 мм, коррозионные язвы, следы эрозионного износа, задеваний и механических повреждений, грубые риски и следы электроэрозии на поверхности шеек в местах посадки подшипников; грубые риски на призонных поверхностях отверстий под болты на полумуфтах, превышающих нормы организации - 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

%/ч для роторов из сталей Р2 и Р2МА и 0,4

·10

%/ч для роторов из сталей других марок;

в зоне с рабочей температурой металла 400

С и более не должно быть одиночных равноосных металлургических дефектов с диаметром 3 мм и более и скоплений более мелких равноосных дефектов в количестве более 10 шт. на площади 60 см

. Точечные дефекты размером менее 1,5 мм не учитываются;

не должно быть коррозионных повреждений глубиной более 2 мм;

не допускается наличие протяженных трещиноподобных дефектов глубиной более 1 мм;

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

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

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

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

дефекты эквивалентным диаметром более 6 мм.

Отдельные дефекты эквивалентным диаметром до 2 мм не учитываются.

6.8.4. Степень сфероидизации (дифференциации) второй структурной составляющей в металле высокотемпературных ступеней ротора не должна превышать 3-го балла по шкале [19].

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

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

6.9. Крепеж

Критериями оценки надежности металла крепежных деталей являются твердость и механические свойства, которые приведены в [20].

6.10. Лопатки

6.10.1. Рабочие и направляющие лопатки должны удовлетворять требованиям [21].

6.10.2. Коррозионные повреждения рабочих лопаток, работающих в зоне фазового перехода турбин, не должны превышать требований [15].

6.10.3. Величина эрозионного износа лопаток не должна превышать допускаемую заводом - изготовителем турбины и [22].

6.11. Диски

6.11.1. На наружной поверхности дисков (ободе, гребне, полотне, ступичной части, шпоночном пазу) не допускаются дефекты, превышающие требования [18]. Кроме этого, не допускаются следы эрозионного износа, превышающие нормы завода - изготовителя турбины.

6.11.2. Нормы коррозионной поврежденности дисков, работающих в зоне фазового перехода турбин, определены в [15].

6.12. Сварные соединения

6.12.1. Качество и форма наружной поверхности сварных соединений должны удовлетворять требованиям [23].

6.12.2. Нормы кратковременных механических свойств металла сварных соединений при измерении твердости и испытании образцов на растяжение и ударный изгиб регламентированы в [23].

6.12.3. Химический состав наплавленного металла сварных швов должен удовлетворять нормам [23].

6.12.4. Нормы оценки качества сварных швов при макроанализе регламентированы [23].

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

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

) и развитие разрушения (А

< 0,8 МДж/м

при температуре 20

С;

< 0,3 МДж/м

при температуре 20

С;

< 0,4 МДж/м

при температуре 510-560

С;

< 0,7 МДж/м

при температуре 510-560

С.

6.12.6. Длительная прочность сварных соединений и коэффициент запаса прочности должны удовлетворять требованиям [19]. Допустимый минимальный уровень длительной пластичности должен быть не менее 10% относительного сужения в месте разрушения образцов при испытании на длительную прочность.

Приложение 1

Термины и определения


Термин	Определение
1	2
1. Гиб	Колено, изготовленное с применением деформации изгиба трубы
2. Деталь	Изделие, изготовленное из однородного материала (без применения сборочных операций)
3. Дефект (ГОСТ 15467-79)	Каждое отдельное несоответствие продукции установленным требованиям
4. Дефектоскопия	Обобщающее название неразрушающих методов контроля материалов (изделий); используется для обнаружения нарушений сплошности или неоднородности макроструктуры
5. Живучесть (ГОСТ 27.002.89)	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
6. Колено	Фасонная часть, обеспечивающая изменение направления потока рабочей среды на угол от 15 до 180°
7. Колено кованое	Колено, изготовленное из поковки с последующей механической обработкой
8. Колено крутоизогнутое	Колено, изготовленное гибкой, радиусом от одного до трех номинальных наружных диаметров трубы
9. Колено штампосварное	Колено, изготовленное из листа штамповкой и сваркой
10. Коллектор (ГОСТ 23172-78)	Элемент котла, предназначенный для сборки или раздачи рабочей среды, объединяющий группу труб
11. Контроль технического состояния (ГОСТ 20911-89)	Проверка соответствия значений параметров объекта требованиям технической документации и определение на этой основе одного из данных видов технического состояния в данный момент времени. Примечание. Видами технического состояния являются, например, исправное, работоспособное, неисправное, неработоспособное и т.п. в зависимости от значений параметров в данный момент времени
12. Наработка (ГОСТ 20911-89)	Продолжительность работы объекта
13. Предельное состояние	Состояние объекта, при котором его дальнейшая эксплуатация либо восстановление работоспособного состояния невозможны или нецелесообразны
14. Прогнозирование технического состояния (ГОСТ 20911-89)	Определение технического состояния объекта с заданной вероятностью на предстоящий интервал времени
	Примечание. Целью прогнозирования технического состояния может быть определение с заданной вероятностью интервала времени (ресурса), в течение которого сохранится работоспособное (исправное) состояние объекта, или вероятности сохранения работоспособного (исправного) состояния объекта на заданный интервал времени
15. Ресурс	Суммарная наработка объекта от начала его эксплуатации или ее возобновления после ремонта до перехода в предельное состояние
16. Ресурс остаточный	Суммарная наработка объекта от момента контроля его технического состояния до перехода в предельное состояние
17. Ресурс парковый	Наработка однотипных по конструкции, маркам стали и условиям эксплуатации элементов теплоэнергетического оборудования, в пределах которой обеспечивается их безаварийная работа при соблюдении требований действующей нормативной документации
18. Служебные свойства металла	Комплекс механических и физических характеристик, используемый в прочностных и тепловых расчетах энергооборудования
19. Средство технического диагностирования (контроля технического состояния) (ГОСТ 20911-89)	Аппаратура и программы, с помощью которых осуществляется диагностирование (контроль)
20. Стыковое сварное соединение	Соединение, в котором свариваемые элементы примыкают друг к другу торцевыми поверхностями и включают в себя шов и зону термического влияния
21. Технический диагноз (результат контроля) (ГОСТ 20911-89)	Результат диагностирования
22. Техническое диагностирование	Определение технического состояния объекта.
(ГОСТ 20911-89)	Примечание. Задачами технического диагностирования являются: контроль технического состояния; поиск места и определение причин отказа (неисправности); прогнозирование технического состояния
23. Техническое состояние объекта (ГОСТ 20911-89)	Состояние, которое характеризуется в определенный момент времени, при определенных условиях внешней среды значениями параметров, установленных технической документацией на объект
24. Толщина стенки фактическая	Толщина стенки детали, измеренная на конкретном ее участке при изготовлении или в эксплуатации
25. Условия эксплуатации объекта	Совокупность факторов, действующих на объект при его эксплуатации

Приложение 2

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

Целью данной работы является выявление деталей и элементов трубопроводов (рис. 2.1), работающих с наибольшими напряжениями.

Работа включает в себя следующие этапы:

1. Проведение обследования технического состояния трубопроводов и опорно-подвесной системы их крепления (далее - ОПС):

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

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

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

1.4. Составление ведомостей дефектов трубопроводов (приложение 2.3) на основании данных пп.1.1.-1.3, в которых указываются необходимые мероприятия по устранению дефектов и сроки выполнения этой работы.

1.5. Разработка расчетных схем трубопроводов (приложение 2.4), на которых также указываются препятствия для свободного расширения трубопроводов (если они имеются). Расчетная схема является основным исходным материалом для выполнения расчетов трубопроводов на прочность с учетом состояния опорно-подвесной системы.

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

2.1. Расчеты трубопроводов проводятся по программе.

2.2. Расчеты выполняются для двух вариантов:

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

2.2.1.1. Расчет выполняется с учетом:

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

фактического состояния трасс и ОПС трубопроводов;

фактической нагрузки пружинных опор и подвесок;

фактических длин тяг пружинных подвесок;

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

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

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

2.2.2. Вариант 2. Определение предполагаемого расчетного ресурса трубопроводов.

2.2.2.1. Расчет выполняется:

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

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

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

2.2.2.2. Результаты расчета в дальнейшем используются:

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

для проведения наладки ОПС крепления (таблица нагрузок на опоры и подвески);

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

3. По результатам проведенной по п.п.1, 2 работы оформляется следующая техническая документация (приложения 2.2), которая представляется на рассмотрение экспертно-технической комиссии:

3.1. Ведомость дефектов трубопроводов (приложение 2.3) и ОПС с отметками об устранении дефектов.

3.2. Расчетная схема трубопровода (приложение 2.4).

3.3.Напряжения в сечениях трубопроводов (приложение 2.5).

3.4. Нагрузки на опоры и подвески трубопроводов (приложение 2.6).

3.5. Результаты контроля за температурными перемещениями трубопровода (приложение 2.7).

4. Последовательность выполнения работ и ответственные ее исполнители.

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

Измерение высот пружин в упругих подвесках и опорах, а также работы по п.1.3 должны быть выполнены в рабочем состоянии трубопровода.

Работы по п.1-3 (за исключением п.2.2.1.2, 2.2.2.2.) могут выполняться как ответственными за состояние ОПС данного объекта, так и специализированными организациями. Работы по пп.2.2.1.2, 2.2.2.2 должны выполняться только специализированными организациями, имеющими соответствующие лицензии.

Схема паропровода

- опора паропровода (подвижная)

- опора паропровода (неподвижная)

- репер для контроля и регистрации тепловых перемещений паропровода

- репера для замеров остаточных деформаций труб паропровода

- сварное соединение, выполненное в организации - изготовителе паропровода

- сварное соединение, выполненное при монтаже паропровода

- задвижка

Примечание. Схема приведена в качестве типовой, составляется эксплуатационным персоналом.

Кроме указанных данных должны быть приложены сертификаты на металл и данные по контролю в объеме требований технических условий на поставку.

Рис.2.1. Схема трубопровода

Приложение 2.1

Утверждаю:

Главный инженер

электростанции

Формуляр

Отклонение температуры пара паропровода рег. ____.

Номинальная температура пара =___°С.


Превышение сверх нормы	= мин
	= мин
	.
	.
	.
Снижение ниже нормы	= час
	= час
	.
	.
	.

Начальник ПТО электростанции ________________________

Начальник лаборатории металлов _______________________

Приложение 2.2

Перечень документации

1. Ведомость дефектов трубопроводов.

2. Расчетная схема трубопровода (см. приложение 2.4) (расположение подвесок, опор, пунктов контроля за тепловыми перемещениями).

3. Напряжения в сечениях трубопровода (см. приложение 2.5).

4. Нагрузки на опоры и подвески трубопровода (см. приложение 2.6).

5. Результаты контроля за температурными перемещениями трубопровода (см. приложение 2.7).


Представитель специализированной организации
	(должность)	(подпись)

Представитель эксплуатации

ТЭС

(должность)

(подпись)

Приложение 2.3


Утверждаю:
Главный инженер


"	"	г.

Ведомость дефектов трубопроводов


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


Обследование провели:
Представитель специализированной организации
	(должность)	(подпись)

Согласовано:
Представитель ремонтной службы ТЭС
	(должность)	(подпись)
Представитель эксплуатации ТЭС
	(должность)	(подпись)

Приложение 2.4

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

Условные обозначения

- неподвижная опора

- пружинная подвеска

- указатель температурных перемещений (репер)

- расчетный узел

- расчетное сечение

п.п. - номер опоры по схеме

н.о. - неподвижная опора

с.о. - скользящая опора

ш.о. - шариковая опора

п.п.- пружинная подвеска

Рис.2.2. Расчетная схема трубопровода

(Характеристика труб: типоразмер, радиус гиба, материал)

Наработка на "___" _________ _____ года составляет ________час

Наработка на момент обследования - _________ час

Расчетные параметры

=__ кгс/см

= ____

Приложение 2.5

Напряжения в сечениях трубопроводов


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

Расчеты выполнил


Представитель организации
	(должность)
	(подпись)

Приложение 2.6

Нагрузки на опоры и подвески трубопровода_______


Наиме- нование трубо- провода	Номер опоры по схеме	Номера пружин по МВН или ОСТ	Высота пружин в свобод- ном состоя- нии , мм	Макси- мальная нагрузка на пружин, Р , кгс	Холодное состояние				Рабочее состояние
					Высота пружины, мм		Нагрузка на опору, кгс		Высота пружины, мм		Нагрузка на опору, кгс		Не- баланс
					расчет- ная Н	факти- ческая Н	расчет- ная, Р	факти- ческая Р	расчет- ная Н	факти- ческая Н	расчет- ная, Р	факти- ческая Р	нагру- зок на опору, %
1	2	3	4	5	6	7	8	9	10	11	12	13	14

Примечания: 1. Таблица составлена на основании измерений высот пружин, произведенных:

в холодном состоянии - число, месяц, год;

в горячем состоянии - число, месяц, год.

2. Расчетные величины нагрузок на опоры взяты из расчетов по договору N ____


Представитель специализированной организации
	(должность)	(подпись)

Представитель эксплуатации ТЭС
	(должность)	(подпись)

Приложение 2.7

Результаты контроля за температурными перемещениями трубопровода

Наи-

мено-

вание

Но-

мер

инди-

Величина перемещений вдоль осей координат, мм

Величина небалансов перемещений вдоль осей координат, мм

трубо-

прово-

да

катора по схеме

х2

х3

х2

х3

Расч.

Факт.

Расч.

Факт.

Расч.

Факт.

Допуск.

Факт.

Допуск.

Факт.

Допуск.

Факт.

Примечания: 1. Отметки холодного состояния оси трубопроводов произведены (число, месяц, год).

2. Положение оси трубопроводов при рабочих параметрах зафиксировано (число, месяц, год).

3. Расчетные величины перемещений взяты из расчетов по договору N ______


Представитель специализированной организации
	(должность)	(подпись)

Представитель эксплуатации ТЭС
	(должность)	(подпись)

Приложение 2.8

Расчетная схема трубопровода

Характеристика труб:

типоразмер.________________________

радиус гиба.________________________

материал __________________________

Расчетные параметры

р=______ кгс/см

; t=______

К выходным коллекторам пароперегревателя

Условные обозначения:


	- пружинная подвеска (номер по схеме)
	- неподвижная опора (номер по схеме)
	- скользящая опора (номер по схеме)
	- указатель температурных перемещений (репер)
	- расчетный узел
	- расчетное сечение
	- задвижка

Приложение 3

Данные по наработкам и среднегодовым температурам пара за все годы эксплуатации

(наименование рассматриваемого оборудования)

Начальник ПТО________________________________________

Начальник КТЦ_________________________________________

Начальник лаборатории металлов_______________________________

Приложение 4

(электростанция)

ФОРМУЛЯР N____

обследования энергооборудования, отработавшего парковый ресурс или дополнительно разрешенное время


Обследование проводилось во время __________________ремонта 200 __ г.
с ____________________ по ____________________________
Коллекторы котла






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






(тип котла, станционный и регистрационный N)
Паропровод






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






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






(тип турбины, станционный и регистрационный N)

Приложение 5


Утверждаю:


"	"	200 г.

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

Объект контро-

Контролируемый узел объекта

Конт-

роли-

Конт-

роль-

Коли-

чество

Объем и

Нара-

ботка

Данные последнего контроля

Планиру-

емый на

ля (котел, турбина, станци-

онный трубо-

провод)

Полное наиме-

нова-

ние узла

Марка стали

Ти-

по-

раз-

мер труб DxS, мм

руе-

мые эле-

менты узла

ная опера-

ция для данно-

го эле-

мента

эле-

мен-

тов, под-

верга-

емых конт-

ролю

перио-

дич-

ность конт-

роля; коли-

чество (доля), ч

на мо-

мент конт-

роля, ч

Год конт-

роля

На-

работ-

ка на мо-

мент конт-

роля, ч

Коли-

чество и номе-

ра контро-

лирова-

вшихся элемен-

тов

200__ г. объем

Количес-

тво и номера элемен-

тов

Приложение 6

Общие сведения по котлу

Котел типа _____________ изготовлен на________________

Расчетное давление: Расчетная температура:

в барабане _____ кгс/см

в барабане _________

на выходе из котла ____ кгс/см

на выходе из котла ________


Станционный номер	Регистрационный номер	Заводской номер	Дата изготовле- ния, год	Дата пуска, год	Наработка на момент обследования, ч/пуск

Приложение 6.1

Коллекторы котла

(для барабанных котлов, начиная от барабана, для прямоточных с Т

400

С)


Наименование	Коллекторы
ступени	входные			выходные
перегрева среды на котле	Марка стали	Расчетные параметры		Марка стали	Расчетные параметры
		кгс/см	°С		кгс/см	°С

Приложение 6.2

Перепускные трубы котла

(для барабанных котлов, начиная от барабана, для прямоточных с Т

400

С)


Наименование перепуска (перепускные трубы из __________ в _________)	Марка стали	Типоразмер		Расчетные параметры
		D, мм	S, мм	кгс/см	°С

Приложение 7

Общие сведения по турбине


Станцион- ный номер	Регистраци- онный номер	Заводской номер	Дата изготовления, год	Дата пуска, год	Наработка на момент обследования, ч/пуск

Приложение 7.1

Параметры турбины


Турбина








(тип турбины)
Изготовлена в








(организация-изготовитель)

Расчетные параметры пара на входе:

в ЦВД
	давление	кгс/см
	температура	°С

в ЦСД
	давление	кгс/см
	температура	°С

в ЦНД
	давление	кгс/см
	температура	°С

Приложение 7.2

Результаты контроля металла роторов турбин


Тип	Организация-	Длина	Наличие	Наличие	Состояние	Последний контроль
ротора	изготови- тель, заводской N	ротора, мм	прогиба в мм, по годам	заде- ваний, механи- ческих повреж- дений	осевого канала	Дата, год	Метод	Результат, описание дефектов

Начальник лаборатории металлов________________________________

Начальник КТЦ _________________________________

Приложение 7.3

Результаты контроля литых деталей

Наиме-

нование трубо-

прово-

Но-

мер схе-

мы

Наиме-

нование литой дета-

Органи-

зация-изго-

то-

Марка стали

Нара-

ботка на мо-

мент

Контроль поверхности

Наличие выборок дефектов

Контроль качества заварки выборок

При-

ме-

ча-

ние

да, на котором устано-

влена литая деталь

ли

ви-

тель

обсле-

дова-

ния, ч

Дата, год

Метод контро-

ля, резуль-

таты

Дли-

на,

мм

Шири-

на, мм

Глу-

бина,

мм

Метод конт-

роля

Оцен-

ка ка-

чества

Начальник лаборатории металлов_______________________________

Начальник КТЦ ________________________________

Приложение 7.4

Результаты контроля металла насадных дисков


Тип ротора	Номер ступени	Нара- ботка, ч	Визуальный осмотр		Результаты дефектоскопического контроля
			Нали- чие заде- ваний	Кор- розия	Метод контроля	Контро- лируе- мая зона	Коорди- наты и размеры дефектов


Начальник лаборатории металлов
		(Ф.И.О., подпись)
Начальник КТЦ
	(Ф.И.О., подпись)

Приложение 7.5

Результаты контроля металла рабочих лопаток


Тип ротора	Номер ступе- ни	Нара- ботка, ч	Визуальный осмотр				Результаты дефектоскопического контроля
			Наличие корро- зии, балл	Нали- чие механи- ческих повреж- дений	Наличие эрозии и состоя- ние защит- ных пластин	Состоя- ние бандажа и прово- локи	Метод конт- роля	Зона распо- ложе- ния трещин	Размеры трещин, мм


Начальник лаборатории металлов
		(Ф.И.О., подпись)
Начальник КТЦ
	(Ф.И.О., подпись)

Приложение 7.6

Результаты контроля металла диафрагм


Тип цилиндра	Номер ступени	Наработка, ч	Визуальный осмотр			Результаты дефектоскопического контроля
			Наличие заде- ваний	Наличие коррозии направ- ляющих лопаток	Состоя- ние фикси- рующих деталей	Метод конт- роля	Конт- роли- руемая зона	Размеры дефектов


Начальник лаборатории металлов
		(Ф.И.О., подпись)
Начальник КТЦ
	(Ф.И.О., подпись)

Приложение 7.7

Результаты контроля пароперепускных труб турбины

Пере-

пускная труба из ____

Но-

мер схе-

мы

Типо-

раз-

меры, мм

Ра-

диус гиба, мм

Мар-

ка ста-

ли

Измерения и контроль сплошности

в____

Да-

Орга-

Нара-

Тол-

Мак-

Визу-

Дефектоскопия

та

низа-

ция, про-

во-

див-

шая конт-

роль. Но-

мер зак-

люче-

ния

бот-

ка на мо-

мент конт-

ро-

ля, ч

щина стен-

ки растя-

нутой зоны, мм

си-

маль-

ная оваль-

ность, %

аль-

ный ос-

мотр, опи-

са-

ние де-

фект-

ов

Ме-

тод

Опи-

са-

ние де-

фек-

тов

Оцен-

ка ка-

чест-

ва


Начальник лаборатории металлов
		(Ф.И.О., подпись)
Начальник КТЦ
	(Ф.И.О., подпись)

Приложение 8


Утверждаю:
Главный инженер


"	"	г.

АКТ

приемки паропроводов ТЭС______ после выполнения

планового ремонта в______ г.


Представитель специализированной организации
		(наименование организации, должность, Ф.И.О. представителя)
и представитель эксплуатации
	(наименование организации, должность, Ф.И.О. представителя)

удостоверяют:

1. Дефекты, выявленные при проведении обследования технического состояния трубопроводов и ОПС, устранены. 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

= ____ кгс/см

= ____

С.

3. Отклонения фактических нагрузок упругих опор от расчетных не превышают допустимых значений, предусмотренных НД. 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 НД. Если указанные разницы превышают допустимые значения, должны быть указаны причины превышения, а также способы и сроки устранения дефекта.

Кроме того, должны быть включены (в случае необходимости) мероприятия (со сроками их выполнения) по реконструкции трубопроводов или их ОПС.

Прилагаются:

1. Ведомость дефектов трубопровода.

2. Расчетная схема трубопровода.

3. Напряжения в сечениях трубопровода.

4. Нагрузки на опоры и подвески трубопровода.

5. Результаты контроля за температурными перемещениями трубопровода.


Представитель специализированной организации
	(должность, Ф.И.О., подпись)
Представитель эксплуатация ТЭС
	(должность, Ф.И.О., подпись)

Приложение 9

РЕШЕНИЕ

по установлению возможности и сроков дальнейшей эксплуатации



(коллекторов котла, пароперепускных труб котла, паропровода ________, общестанционного коллектора, турбины, пароперепускных труб турбины)

		_______________________________ г.

Главный инженер

Начальник КТЦ

Начальник лаборатории металлов



Представитель
рассмотрели, представленную ____________следующую техническую документацию:

1. Подробная техническая характеристика оборудования




2. Подробное описание уровня технического состояния оборудования на момент обследования




















Перечисленная техническая документация и объем работ, проведенных при обследовании, соответствует требованиям настоящей ТИ. Анализ результатов обследования, отраженных в представленной технической документации, показывает, что качество металла _______________________

удовлетворяет требованиям технических условий, инструкций, циркуляров и других директивных документов.

На основании вышеизложенного решено:

1. Коллекторы котла ___________ ст. N ____________ считать пригодными к дальнейшей эксплуатации на ____________ часов на расчетных параметрах пара с суммарной наработкой _______________часов.

2. Пароперепускные трубы котла ________ ст. N ______считать пригодными к дальнейшей эксплуатации на _______ часов на расчетных параметрах пара с суммарной наработкой ________________ часов.

3. Паропровод ____________________считать пригодным к дальнейшей эксплуатации на _____________ часов с параметрами пара

= ________ кгс/см

= _______________

С с суммарной наработкой ___________________ календарных часов (______________ эквивалентных часов).

4. Разрешить дальнейшую эксплуатацию турбины ______________ ст. N __ с параметрами пара на входе:

= _________ кгс/см

= ____________

С на ___________ часов с суммарной наработкой _________________ календарных часов (________________ эквивалентных часов).

5. Пароперепускные трубы турбины _________________ считать пригодными к дальнейшей эксплуатации на __________ часов с параметрами пара

= _______ кгс/см

= _____________

С с суммарной наработкой _______________ календарных часов ( ______________________ эквивалентных часов).

Список рекомендуемых нормативных документов

1. Инструкция по порядку продления срока службы барабанов котлов высокого давления. М.: Минэнерго России (в печати)

________________

Утверждена приказом Минэнерго России от 30.06.2003 N 269.

(Примеч.изд.)

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

3. Методические указания по магнитному контролю металла труб поверхностей нагрева котлов теплоэлектростанций (РД 34.17.451-98). М., 1998.

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

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

6. Инструкция по контролю и продлению срока службы паропроводов тепловых электростанций, изготовленных из центробежнолитых труб. М.: Минэнерго России (в печати)

________________

Утверждена приказом Минэнерго России от 24.06.2003 N 250.

(Примеч.изд.)

7. Методические указания. Индивидуальный контроль корпусных деталей паровых турбин тепловых электростанций (РД 34.17.4-36-92). М.: ВТИ, 1995.

8. Методика определения возможности эксплуатации с трещинами и выборками литых корпусных деталей турбин с давлением пара более 9 МПа (РД 153-34.1-17.458-98).

9. Нормы расчета на прочность стационарных котлов и трубопроводов пара и горячей воды (РД 10-249-98).

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

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

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

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

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

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

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

17. ОСТ 108.961.02-79. Отливки из углеродистых 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.

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

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

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

22. Методические указания о порядке оценки работоспособности рабочих лопаток паровых турбин в процессе изготовления эксплуатации и ремонта (РД 153-34.1-17.462-00). М.: ВТИ, 2000

________________

Действует Инструкция о порядке оценки работоспособности рабочих лопаток паровых турбин в процессе изготовления, эксплуатации и ремонта, утвержденная приказом Минэнерго России от 30.06.2003 N 262.

(Примеч.изд.)

23. Сварка, термообработка и контроль трубных систем котлов и трубопроводов при монтаже и ремонте оборудования электростанций (РД 153-341.-003-01) (PTM-1c).

Электронный текст Типовой инструкции

подготовлен ЗАО "Кодекс" и сверен по:

официальное издание

Серия 17. Нормативные документы в сфере

деятельности Федеральной службы

по экологическому, технологическому

и атомному надзору. Выпуск 38. -

М.:ЗАО "НТЦ "Промышленная безопасность",

2013