Руководящий документ РД 10-262-98 Типовая инструкция по контролю металла и продлению срока службы основных элементов котлов, турбин и трубопроводов тепловых электростанций.

Номер сечения

Расчетные данные

Фактические данные

Напряжения в сечениях, кгс/см

Выполнение условия прочности:
"да" - "нет"

Напряжения в сечениях, кгс/см

Выполнение условия прочности:
"да" - "нет"

РД 10-262-98

РД 153-34.1-17.421-98

ТИПОВАЯ ИНСТРУКЦИЯ

ПО КОНТРОЛЮ МЕТАЛЛА И ПРОДЛЕНИЮ СРОКА СЛУЖБЫ

ОСНОВНЫХ ЭЛЕМЕНТОВ КОТЛОВ, ТУРБИН И ТРУБОПРОВОДОВ

ТЕПЛОВЫХ ЭЛЕКТРОСТАНЦИЙ

РАЗРАБОТЧИКИ

Управление по котлонадзору и надзору за подъемными сооружениями Госгортехнадзора России;

Департамент стратегии и развития научно-технической политики РАО "ЕЭС России";

Акционерное общество ВТИ;

Открытое акционерное общество "Фирма по наладке, совершенствованию технологии и эксплуатации электростанций и сетей ОРГРЭС".

РЕДАКЦИОННАЯ КОЛЛЕГИЯ

A.П.Берсенев (председатель), Н.А.Хапонен (зам. председателя), В.Ф.Злепко (зам. председателя), В.В.Гусев, Ю.Ю.Штромберг, В.Ф.Резинских, Т.А.Швецова, М.И.Шкляров.

ИСПОЛНИТЕЛИ

А.П.Берсенев, В.В.Гусев, Н.А.Хапонен, А.А.Шельпяков, Ю.В.Балашов, В.А.Богачев, В.И.Гладштейн, Е.А.Гринь, В.Ф.Злепко, В.Ф.Резинских, А.В.Федосеенко, Ф.А.Хромченко, Т.А.Швецова, Б.Э.Школьникова, А.Я.Котов, В.К.Паули, С.В.Алексеев, Б.Д.Дитяшев, А.Б.Попов, М.И.Шкляров, Ю.Ю.Штромберг, Ю.Л.Израилев.

УТВЕРЖДЕНА постановлением Госгортехнадзора России от 02.09.98 г. N 55;

Минтопэнерго России от 03.02.99 г.; РАО "ЕЭС России" от 02.02.99 г. (РД 153-34.1-17.421-98)

ВВЕДЕНА В ДЕЙСТВИЕ с 01.03.00 г.

ВВЕДЕНИЕ

Настоящая Типовая инструкция (ТИ) регламентирует требования к контролю и диагностированию состояния металла основных элементов теплосилового оборудования действующих энергоустановок в целях обеспечения их надежной и безопасной эксплуатации. Положения ТИ подлежат обязательному применению независимо от форм собственности и подчинения на предприятиях отрасли "Электроэнергетика" и на предприятиях, в составе (структуре) которых находятся тепловые электростанции и котельные.

Контроль за выполнением требований настоящей ТИ осуществляет Госгортехнадзор России.

Научно-техническое руководство работами по контролю и диагностированию металла осуществляет РАО "ЕЭС России" через свои отраслевые организации, которые должны привлекаться к работам, указанным в ТИ. К этим работам по согласованию с РАО "ЕЭС России" могут привлекаться и другие специализированные организации.

С выходом настоящей ТИ утрачивают силу Типовая инструкция по контролю и продлению срока службы металла основных элементов котлов, турбин и трубопроводов тепловых электростанций (РД 34.17.421-92) (М.: СПО ОРГРЭС, 1992) и Дополнение и изменения к Типовой инструкции по контролю и продлению срока службы металла основных элементов котлов, турбин и трубопроводов тепловых электростанций (РД 34.17.421-92) (М.: СПО ОРГРЭС, 1992). - М.: СПО ОРГРЭС, 1994.

1. ОБЩИЕ ПОЛОЖЕНИЯ

1.1. Настоящая ТИ регламентирует порядок, периодичность и объем эксплуатационного контроля теплоэнергетического оборудования в пределах паркового ресурса, а также определяет место проведения, объем и периодичность контроля, критерии оценки работоспособности основных элементов этого оборудования и порядок продления сроков их эксплуатации сверх паркового ресурса.

Настоящая ТИ обязательна для персонала тепловых электростанций, предприятий и объединений, проектных, монтажных и ремонтных организаций независимо от организационно-правовых форм и форм собственности.

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

Настоящая ТИ распространяется на котлы, турбины и трубопроводы 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 [1], [42], [59], [69], [70] настоящей ТИ и другой действующей нормативно-технической документации.

1.3. При неудовлетворительных результатах контроля металла элементов и деталей энергооборудования или выработки ими паркового ресурса организация - владелец оборудования создает экспертно-техническую комисcию (ЭТК) для оценки возможности их дальнейшей эксплуатации.

При аварийных разрушениях оборудования для анализа его технического состояния и подготовки решения о возможности дальнейшей эксплуатации создается ЭТК РАО "ЕЭС России".

1.4. Контроль оборудования, подведомственного Госгортехнадзору России, проводится лабораториями или службами металлов организаций - владельцев оборудования, ремонтными и специализированными предприятиями, имеющими лицензию Госгортехнадзора России.

Контроль роторов, паровых турбин проводится лабораториями или службами металлов организаций - владельцев оборудования, ремонтными и специализированными предприятиями, имеющими разрешение РАО "ЕЭС России".

1.5. 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 согласовывается с РАО "ЕЭС России".

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

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

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

1.8. 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.

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

Решение о допуске оборудования электростанций к эксплуатации в пределах паркового ресурса принимает руководитель организации. Решение оформляется актом.

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

Решение о дальнейшей эксплуатации энергооборудования принимается организацией - владельцем оборудования. Решение оформляется актом.

1.11. Возможность дальнейшей эксплуатации ответственных элементов и деталей энергооборудования (гибов трубопроводов, барабанов, коллекторов котлов, главных паропроводов, корпусов цилиндров, стопорных клапанов, роторов турбин) после выработки ими паркового ресурса определяется специализированными организациями. Решение о дальнейшей их эксплуатации утверждается РАО "ЕЭС России".

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

1.13. 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 научно-исследовательской организации. Решение РАО "ЕЭС России" о допуске новых методов и средств контроля на оборудовании, подведомственном Госгортехнадзору России, согласовывается с Госгортехнадзором России.

1.14. 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 научно-исследовательской организации и согласовывается с Госгортехнадзором России.

1.15. Изменения в настоящую ТИ вносятся совместным решением Госгортехнадзора России и РАО "ЕЭС России" на основании предложений специализированных научно-исследовательских организаций.

По турбоагрегатам и турбинному оборудованию РАО "ЕЭС России" вносит изменения в ТИ самостоятельно на основании предложений специализированных научно-исследовательских организаций.

1.16. Допускается корректировка объемов, методов и номенклатуры контроля состояния оборудования при ремонте или техническом перевооружении оборудования ТЭС РАО "ЕЭС России". Решение, принимаемое в данной ситуации РАО "ЕЭС России", в двухмесячный срок согласовывается с Госгортехнадзором России.

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

1.17. Парковый ресурс элементов оборудования, не перечисленных в табл.2.1-2.4, устанавливается специализированными организациями. По мере накопления изменения оформляются в соответствии с п.1.15 настоящей ТИ и вносятся в нее в виде дополнения.

1.18. 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 3-12).

2. ПАРКОВЫЙ РЕСУРС ЭЛЕМЕНТОВ

ТЕПЛОЭНЕРГЕТИЧЕСКОГО ОБОРУДОВАНИЯ

В данном разделе приводятся значения паркового ресурса основных элементов энергооборудования.

Парковый ресурс - наработка однотипных по конструкции, маркам стали и условиям эксплуатации элементов теплоэнергетического оборудования, которая обеспечивает их безаварийную работу при соблюдении требований [1] и настоящей ТИ (приложение 1).

Парковый ресурс не является предельным сроком эксплуатации.

Дополнительный ресурс работы энергетического оборудования определяется специализированными организациями, имеющими право на его техническое диагностирование, перечень которых приведен в [69] и [70].

2.1. Котлы

2.1.1. Парковый ресурс коллекторов котлов в зависимости от расчетных параметров эксплуатации и примененных марок стали приведен 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	Свыше 545	150
15Х1М1Ф	545	200
15Х1М1Ф	Свыше 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. Ресурс труб поверхностей нагрева устанавливается лабораторией или службой металлов владельца оборудования или специализированной организацией.

2.1.4. Парковый ресурс барабанов из стали 22К и 16ГНМА составляет 300 тыс. ч для однобарабанных котлов и 250 тыс. ч для двухбарабанных котлов и барабанов из сталей других марок. Парковый ресурс барабанов, имеющих значительную поврежденность и большой объем ремонтных заварок, определяется согласно [78].

2.2. Турбины

2.2.1. Парковый ресурс турбин в зависимости от параметров их эксплуатации и мощности, а также заводы-изготовители приведены в табл.2.2.

Таблица 2.2


Завод-изготовитель	Давление свежего пара, МПа	Мощность, МВт	Парковый ресурс турбин
			Тыс.ч	Количество пусков
АО ТМЗ	9 и менее	50 и менее	270	900
	13-24	50-250	220	600
АО ЛМЗ	9 и менее	100 и менее	270	900
	13-24	50-300	220	600
	24	500-1200	100	300
ОАО "Турбоатом"	9 и менее	50 и менее	270	900
	13	160	200	600
	24	300	170	450
	24	500	100	300

Примечания: 1. Турбины с температурой свежего пара на входе менее 450 °С, а также элементы ЦСД турбин без горячего промперегрева паркового ресурса не имеют.

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

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

2.3. Крепеж

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

Таблица 2.3


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

2.4. Паропроводы

В табл.2.4 приведен парковый ресурс 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 паропровода в целом, тыс. ч
					, ° С	, МПа	Прямые трубы	Гибы труб
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	350	350
36	15Х1М1Ф	194	38	750	560	25,5	250	200	200*
37	15Х1М1Ф	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	250
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	70
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	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	105	70	70
222	12МХ	325	36	1370	510	10	350	320	320
223	12МХ	325	34	1370	510	10	330	300	300
224	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	28	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

_________________

* Паропроводы, для которых необходимо до 01.12.99 г. определить возможность дальнейшей эксплуатации, если ранее для них она не была определена организациями, имеющими на это разрешение Госгортехнадзора России и РАО "ЕЭС России".

Примечания: 1. Парковый ресурс стыковых сварных соединений приравнивается к парковому ресурсу прямых труб соответствующих паропроводов.

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

3. 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.

4. Парковый ресурс ЦБЛ труб большинства типоразмеров равен 100 тыс.ч, а труб диаметром 630х25 мм, работающих при температуре

=545

°C

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:

3.1. Начало проведения контроля определяется или достижением количества пусков, или временем (см. разд.3.1-3.4), оба параметра (количество пусков и продолжительность эксплуатации) действуют независимо.

3.2. 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.

3.3. 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

п/п

Объект контроля

Рас-

четные пара-

метры среды

Количество пусков до начала контроля

Метод контроля

Объем

контроля

Периодич-

ность проведения контроля

Примечания

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

Поверхности нагрева

450 °С

и выше

УЗТ

Выборочно в зонах с максимальной температурой стенки в объеме не менее 25 труб

Каждые

50000 ч

При выявлении утонения

более 0,5 мм

измерения производить каждые 25000 ч

ВК, МК

100% доступных

труб

Каждые

50000 ч

Перечень труб, доступных для контроля, утверждается главным инженером ТЭС

Оценка состояния металла вырезок

По результатам МК, при наличии повреждений независимо от наработки

Количество и места вырезок

с каждой поверхности нагрева с учетом результатов

ВК и МК утверждаются главным инженером ТЭС в соответствии

с [46], [95] и [96]

Ниже

450 °С

ВК, МК, УЗТ

50%

доступных

труб

Каждые

50000 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 утверждаются главным инженером ТЭС

Оценка состояния металла вырезок

Не менее

двух труб в

зонах, где происходили повреждения или усиленная коррозия

Экономайзер

Неза-

висимо от пара-

метров

ВК

100%

Каждые

50000 ч

УЗТ

Каждые

50000 ч

Цельносварные топочные экраны

300 °С

и выше

ВК, УЗТ

В зоне максимальных тепловых нагрузок

Через

50000 ч, далее в каждый капитальный ремонт.

На котлах, работающих на газовом топливе, - каждые

100000 ч

Количество контрольных участков

размером

200х200 мм и места их расположения должны соответствовать схеме, утвержденной главным инженером электростанции

Оценка состояния металла вырезок

В зонах, где происходили повреждения

В ближайший капитальный ремонт

Количество вырезок и

места их расположения должны соответствовать схеме, утвержденной главным инженером станции

Трубопроводы из сталей:

12МХ и 15ХМ

450 °С

и выше

Измере-

ние оста-

точной деформа-

ции

Прямые

трубы и гибы

Каждые

100000 ч

1. При достижении значения остаточной деформации, равного половине

допустимого, измерение остаточной деформации производится

для прямых труб

каждые 50000 ч,

для гибов -

25000 ч.

12Х1МФ и 15Х1М1Ф

500 °С

и выше

Измере-

ние оста-

точной деформа-

ции

Прямые

трубы и гибы

Для прямых труб каждые 100000 ч, для гибов - каждые

50000 ч

2. При значении

паркового

ресурса

100000 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

по решению

главного

инженера ТЭС производится

ПРПС

4. При выявлении микроповреж-

денности

3 балла и более

остаточная деформация измеряется каждые 25000 ч

независимо от марки стали

450 °С и выше

Измере-

ние ова- льности и

УЗТ, УЗК, МПД гибов, РОПС

Гибы 100%

В исходном состоянии и после выработки паркового ресурса

500 °С и выше

МР

10%, но не менее трех гибов каждого назначения

1. После выработки паркового ресурса.

2. Остаточная деформация достигла половины допустимого значения

Выбор гибов

для оценки микроповреж-

денности производится

по результатам поверочного прочностного расчета всех гибов

Оценка состояния металла по вырезкам

Одна вырезка

из гиба с максимальной степенью микроповреж- денности

После выработки паркового ресурса или при достижении микроповре- жденности 3 балла и более

Выходные коллекторы пароперегре-

вателей

535 °С

и выше

500

ВК

Кромки внутренней поверхности радиальных отверстий в количестве

не менее 3 шт.

При достижении паркового ресурса, далее - каждые

100000 ч

1. Контролируется

один коллектор

каждого вида поверхности нагрева

Коллекторы

350 °С

и ниже

После

200000 ч, далее - каждые

100000 ч

2. При обнаружении трещин или невозможности

проведения контроля

вопрос о дальнейшей эксплуатации решает специа-

лизированная организация

Выходной коллектор горячего промперегрева

500 °С

и выше

ВК, УЗК или ТВК

Наружная поверхность коллекторов

в зоне расположения штуцеров на участке протя- тяженностью

не менее

1000 мм, отстоящем от 1-го штуцера

не менее чем

на 400 мм

Каждые

100000 ч

Корпус впрыскивающего

пароохладителя, штатные впрыски паропроводов между поверхностями нагрева

Неза-

висимо от пара-

метров

500

700

ВК, УЗК

Наружная и внутренняя поверхности

в зоне расположения штуцера водоподающего устройства на длине 40 мм

от стенки штуцера

Каждые

25000 ч

Пусковые впрыски в паропроводах горячего промперегрева и главных паропроводах

450° С

и выше

ВК, МПД или ЦД, УЗК, УЗТ

Наружная поверхность

на нижней образующей

на длине 0,5 м

от места

впрыска и за защитной рубашкой на длине 50-100 мм

Каждые

25000 ч

Гибы необогре- ваемых труб в пределах котла

с наружным диаметром

57 мм и более

450 °С и выше

600

700

ВК, МПД или ЦД, УЗК, УЗТ, измере-

ние ова- льности

20% гибов

труб каждого типоразмера

После выработки половины паркового ресурса, далее - каждые

50000 ч, но не реже чем через 200 пусков

1. При обнаружении дефектных

гибов объем контроля гибов данного назначения увеличивается

в два раза. При повторном обнаружении дефектов

объем контроля увеличивается

до 100%.

2. Гибы труб диаметром

менее 100 мм контролируются каждые 100000 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, изме-

рение оваль-

ности

25% гибов труб каждого типоразмера с

; 10%

но не менее

трех гибов

После наработки

50000 ч, но не позже чем через 200 пусков (

), и после наработки 100000 ч,

но не позже чем через 400 пусков (

). Последующий контроль через

50000 ч,

но не реже чем через 150 пусков для гибов труб с

и через 200 пусков для гибов труб с

1. Выбор гибов

для контроля производится

из условия, чтобы

количество дренируемых и недренируемых труб находилось

в пропорции 1:2.

2. При обнаружении недопустимых дефектов, подтвержденных ВК вырезки гиба, объем контроля гибов труб данного назначения (перепуска) увеличивается

в два раза. При повторном обнаружении дефектов объем

контроля гибов труб данного назначения (перепуска) увеличивается

до 100%. Необходимость увеличения объема контроля остальных гибов определяется главным инженером электростанции.

3. УЗК и МПД

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

4. При очередном контроле проверяются

гибы, не проконтроли-

рованные ранее

Гибы диамет-

ром 57-100 мм контроли-

руются

вырезкой и ВК внут-

ренней поверх-

ности

Гибы

диаметром

57-100 мм -

не менее

3 шт.

на котел

Гибы диаметром 57-100 мм - после

150000 ч,

далее - каждые

50000 ч

При

обнаружении недопустимых дефектов в

гибах

диаметром

57-100 мм

объем

контроля увеличивается

в два раза, при повторном обнаружении дефектов подлежат

замене 100% гибов труб

данного назначения и диаметра

Ниже

450 °С, 10-14 МПа

Для установок

с давлением

10,0 и 14,0 МПа контроль гибов проводится в соответствии

с [47]

Ниже

450 °С, ниже

10 МПа

400

ВК, МПД

или ЦД, УЗК, УЗТ, измере-

ние ова-

льности

10% гибов

труб каждого типоразмера

и назначения,

но не менее

трех

После наработки 150000 ч, далее каждые

50000 ч,

но не реже чем через 200 пусков

1. При обнаружении дефектных

гибов труб

данного типоразмера объем

контроля увеличивается

вдвое, при повторном обнаружении -

до 100%

2. УЗК и МПД проводятся по всей гнутой

части на 2/3 окружности, включая растянутую и нейтральную

зоны

Барабаны сварные и цельнокованые*

______________

* Методы и объемы контроля состояния металла элементов барабанов при достижении паркового ресурса устанавливаются согласно [78].

Обечайки

11 МПа и выше

ВК

Внутренняя поверхность в доступных

местах

После наработки

25000 ч, далее - каждые

50000 ч

1. При выявлении подозрительных мест

привлекаются средства инструменталь-

ного контроля.

2. При выявлении

дефектов, размер

которых превышает требования

разд.7.4

настоящей ТИ,

по требованию

специализирован-

ной организации проводится исследование

свойств металла барабана на

пробке

Основные продольные и поперечные сварные швы с околошовной зоной

11 МПа и выше

400

ВК

По всей длине сварных швов

на внутренней поверхности в доступных

местах

После наработки

25000 ч, далее каждые

50000 ч,

но не реже чем через 200 пусков

1. В следующий контроль проверяются

участки швов, не проверенные

ранее, в том числе в недоступных

местах (например, с наружной

стороны).

2. При выявлении дефектов контроль увеличивается

до 100%.

МПД, или ЦД, или ТР, УЗК

10% длины каждого шва

с прилегаю-

щими зонами по 40 мм

3. УЗК

допускается проводить по наружной стороне

Ремонтные заварки в основных сварных швах, выполненные без отпуска

11 МПа и выше

ВК, ЦД, или МПД, или ТР, УЗК

Наплавленный металл и прилегающие зоны по 40 мм - 100%

Через

25000 ч и 50000 ч после ремонта, далее - каждые

50000 ч

Аустенитные заварки контролировать ЦД или ТР каждые

25000 ч

Ремонтные заварки, выполненные без отпуска

11 МПа и выше

ВК, МПД, или ЦД, или ТР

Наплавленный металл и прилегающие зоны по 40 мм - 100%

Через

25000 ч и

50000 ч после ремонта

Аустенитные заварки контролировать ЦД или ТР каждые

25000 ч

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

Наплавленный металл и прилегающие зоны по 40 мм -

100%

Через

25000 ч и

50000 ч после ремонта, далее - каждые

50000 ч

Аустенитные заварки контролировать ЦД или ТР каждые 25000 ч

Швы приварки сепарации

11 МПа и выше

ВК

По всей протяженности

швов в доступных местах

Через

25000 ч, далее - каждые

100000 ч

1. Для барабанов из стали 16ГНМ через 25000 ч,

далее - через каждые 50000 ч.

ВК, МПД, или ЦД, или ТР

10%

протяженности швов

2. Для следующего контроля выбирать швы, не

контролировавши-

еся ранее

Днища

11 МПа и выше

ВК, МПД, или ЦД, или ТР

Внутренняя поверхность - 20%; швы приварки крепления лазового затвора -

100%

После наработки 100000 ч, далее - каждые

50000 ч

1. Каждый последующий контроль

проводится на участках, не

проконтроли-

рованных ранее.

2. Объем и периодичность контроля окуполенных днищ устанавливаются специализи-

рованными организациями

Лазовые отверстия

11 МПа и выше

400

ВК, МПД, или ЦД, или ТР, УЗК

Поверхность лаза по всей площади и уплотнительная

поверхность затвора 100%

После наработки 100000 ч, далее - каждые

50000 ч, но не реже

чем через 200 пусков

Отверстия в пределах водяного объема

11 МПа и выше

400

ВК

Поверхность отверстий и штуцеров с примыкающими к ним участками поверхности барабана шириной 30-40 мм от кромки отверстия в объеме 100%

После наработки 100000 ч, далее - каждые

50000 ч,

но не реже чем через 200 пусков

1. Контроль поверхности с защитными рубашками или присоединенных методом вальцовки

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

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

МПД или ЦД, или ТР

То же в объеме 50%

3. При обнаружении дефектов объем контроля увеличивается

до 100%.

4. Контроль МПД (ЦД, ТР) в барабанах из стали 16ГНМ проводится каждые 25000 ч,

но не реже чем через 100 пусков

Отверстия труб парового объема

11 МПа и выше

400

ВК, МПД, или ЦД, или ТР

Поверхность отверстий и штуцеров с примыкающим к ним участком внутренней поверхности барабана шириной 30-40 мм от кромки отверстий - в объеме 15% каждой группы одноименного назначения, но не менее трех

После наработки 150000 ч, далее - каждые

50000 ч, но не реже чем через 200 пусков

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

2. При выявлении дефектов объем контроля увеличивается в

два раза, при повторном выявлении дефектов объем контроля увеличивается до 100%

Угловые сварные соединения приварки штуцеров труб водяного и парового объемов

10 МПа и выше

ВК

С наружной поверхности барабана металл сварного шва с околошовной зоной не менее

30 мм на сторону - 100% в доступных местах

После наработки

25000 ч,

125000 ч, далее - каждые

50000 ч

МПД, или ЦД, или ТР

С наружной поверхности барабана металл сварного шва с околошовной зоной не

менее 30 мм

на сторону

1. 15% швов каждой группы труб одноименного назначения, но не менее 2 шт. в каждой группе.

2. Ремонтные заварки: наплавленный металл с околошовной зоной не менее 30 мм на сторону - 100%

1. Контроль проводится на швах худших по результатам ВК.

2. При обнаружении недопустимых дефектов объем контроля увеличивается до 100%

Литые детали

100 мм и более. Крепеж

Корпусы арматуры и другие литые детали

450° С

и выше

600

900

ВК, МПД, или ЦД, или ТР

Радиусные переходы наружных и внутренних поверхностей - 100% деталей

Каждые

50000 ч, но не реже

чем через 300 пусков

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

2. Корпусы арматуры с

мм

и все литые детали контролируются только с наружной стороны, корпусы арматуры с

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

ТВ

100%

После выработки паркового ресурса

Отбор проб для металло-

графичес-

кого анализа

Одна проба от одной детали с максимальной температурой

После выработки паркового ресурса

Отбор проб производится

по требованию специализирован-

ной организации

Ниже 450° С

ВК, МПД, или ЦД, или ТР

Радиусные переходы наружных и внутренних поверхностей - 10% общего количества деталей каждого назначения

Каждые

50000 ч,

но не реже чем через 300 пусков

1. При обнаружении недопустимых дефектов объем контроля деталей данного назначения увеличивается

до 100%.

2. При последующем контроле проверяются детали, не

контролировавшиеся ранее

Шпильки М42 и большего размера для арматуры и фланцевых соединений паропроводов

Незави-

симо от пара-

метров

600

ВК, МПД, или ЦД, или ТВК, или ТР, УЗК

Резьбовая поверхность -

в доступных местах

Через

50000 ч, но не реже чем через

300 пусков

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

2. Критерии твердости в соответствии с требованиями к исходному состоянию.

3. Контроль методами МПД, или ЦД, или ТВК, или ТР проводится факультативно по решению главного инженера

450 °С

и выше

ТВ

Торцевая поверхность со стороны гайки - 100%

По достижении паркового ресурса

Гайки М42 и большего размера

600

ВК, ТВ

Торцевая поверхность

По достижении паркового ресурса

Критерии твердости в соответствии с требованиями к исходному состоянию

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

питательные трубопроводы с наружным диаметром 76 мм и более


N п/п	Объект контроля	Рас- четные пара- метры среды	Количество пусков до начала контроля		Метод контро- ля	Объем контроля	Периодич- ность проведения контроля	Примечания
			Энерго- блоки мощ- ностью 300 МВт и выше	Энерго- уста- новки мощ- ностью менее 300 МВт
1	2	3	4	5	6	7	8	9
1	Трубы паропроводов: из сталей 12МХ, 15ХМ	450 °С и выше	-	-	Измере- ние оста- точной дефор- мации, РОПС паро- провода	Прямые трубы и гибы - 100%	Каждые 100000 ч	1. При достижении значения остаточной деформации, равного половине допустимого, измерение остаточной деформации производится каждые 50000 ч для прямых труб и 25000 ч - для гибов. 2. При значении паркового ресурса 100000 ч и менее измерение остаточной деформации производится при достижении времени, составляющего 50% паркового ресурса 3. По достижении паркового ресурса проводится ПРПС и независимо от срока наработки при отклонениях, выявленных при РОПС 4. При выявлении микроповреж- денности 3 балла и более остаточная деформация измеряется каждые 25000 ч
	из сталей 12Х1МФ, 15Х1М1Ф	500 °С и выше	-	-			Для гибов - каждые 50000 ч, для прямых труб - 100000 ч	5. На тех электро- станциях, где за весь период эксплуатации паропроводов не происходило разрушений его элементов, включая сварные соедине- ния, а также отсутствуют отклоне- ния от проекта в трассировке, по результатам РОПС, ПРПС проводятся факультативно. 6. Паропроводы, изготовленные из центробежно- литых труб, контро- лируются в соответствии с [76]
2	Гибы паро- проводов независимо от марки стали	Выше 500 °С	-	-	ВК, ЦД или МПД, УЗК	100%	Контроль гибов по достижении паркового ресурса	1. УЗ и МПД проводятся по всей длине гнутой части на 2/3 окружности трубы, включая растянутую и нейтральную зоны
		450- -500 °С	-	-		5%	Каждые 100000 ч	2. При значении паркового ресурса 100000 ч и менее контроль гибов производится при достижении наработки, равной половине паркового ресурса
						100%	После 300000 ч, далее - через каждые 100000 ч
		Незави- симо от пара- метров	-	-	УЗТ, измере- ние ова- льности	100%	В исходном состоянии, по достижении паркового ресурса	При выявлении овальности менее 2% после достижения паркового ресурса или уменьшении ее вдвое производится оценка микро- поврежденности металла гиба
		450 °С и выше	-	-	Оценка микро- повреж- денности	Не менее трех гибов	1. При достижении паркового ресурса 2. При достижении значения остаточной деформа- ции, равного половине допустимого	Контролю подвергаются гибы с максимальной остаточной деформацией, или с максимальным уровнем температур, или с максималь- ным уровнем напряжений
					Оценка состоя- ния металла по вы- резкам	На одном гибе	1. При достижении паркового ресурса 2. При обна- ружении микроповре- жденности 3 балла и более	Гиб, из которого производится вырезка металла, определяется с учетом результатов неразрушающего контроля
3	Штампо- ванные, штампо- сварные колена	Незави- симо от пара- метров	450	450	ВК, ЦД или МПД, УЗК	25% общего количества	Каждые 50000 ч, но не реже чем через 150 пусков	1. В штампо- сварных коленах контролируется 100% продольных сварных швов. 2. При обнаружении недопустимых дефектов контроль увеличивается до 100%.
4	Крутоизогну- тые отводы ( )	-	-	-	ВК, ЦД или МПД, УЗК	50% общего количества	Каждые 50000 ч	3. В каждый последующий контроль должны проверяться гибы, не проконтролиро- ванные ранее
5	Участки паропроводов в местах приварки штуцеров с 50 мм и более, дренажных линий, врезок БРОУ и РОУ	450° С и выше	-	-	ВК, УЗК	100% в зоне возможного износа, на расстоянии не менее двух диаметров трубы от места врезки	Каждые 50000 ч
6	Питатель- ные трубо- проводы от напорного патрубка пи- тательного насоса до котла	Незави- симо от пара- метров	250	500	Измере- ние толщины стенки (УЗТ)	Трубы и фасонные детали после выходных патрубков регулирующей арматуры на длине не менее 10 трубы по ходу движения среды от регулирующего дросселиру- ющего органа, зоны установки дроссельных шайбовых набо- ров, щелевых дросселей, тупиковые участки в зонах возможного коррозионного износа	После 100000 ч, далее - каждые 50000 ч, но не реже чем через 150 пусков	При необходимости производятся вырезка и ее исследование по программе, утвержденной специализирован- ной организацией
					ВК, изме- рение толщины стенки, оваль- ности, УЗК, РОПС	Гибы - 50%		1. Обязательному контролю подлежат крутоизогнутые гибы, гибы байпасов РПК и отводов ПВД. Допускается не контролировать гибы соединительной питательной магистрали электростанций с поперечными связями при отсутствии дефектов на других проконт- ролированных элементах. При обнаружении дефектов должно быть проконт- ролировано не менее 10% гибов каждого коллектора питательной воды 2. При обнаружении недопустимых дефектов хотя бы в одном из гибов и подтверждении их наличия ВК вырезки из гиба объем контроля увеличивается до 100%. 3. РОПС осуществляется начиная с 2001 г. 4. При обнаружении недопустимых дефектов более чем в 30% гибов проводится ВК внутренней поверхности литых колен в количестве не менее двух. 5. Измерение овальности гибов производится один раз за все время эксплуатации
7	Корпусы арматуры и другие литые детали	450 °С и выше	600	900	ВК, МПД, или ЦД, или ТР	Радиусные переходы наружных и внутренних поверхностей - 100%	Каждые 50000 ч, но не реже чем через 300 пусков	1. При наличии на детали ремонтной заварки - в каждый капитальный ремонт. 2. Корпусы арматуры с мм и все литые детали контролируются только с наружной стороны, корпусы арматуры с мм контролируются методом МПД и ВК снаружи 100%, изнутри - в доступных местах
					ТВ	100%	После выработки паркового ресурса
					Отбор проб для метал- лографи- ческого анализа	Одна проба от одной детали с максимальной температурой	После выработки паркового ресурса	Отбор проб проводится по требованию специализиро- ванной организации
		Ниже 450 °С			ВК, МПД, или ЦД, или ТР	Радиусные переходы наружных и внутренних поверхностей - 10% общего количества деталей каждого назначения	Каждые 50000 ч, но не реже чем через 300 пусков	1. При обнаружении недопустимых дефектов объем контроля деталей данного назначения увеличивается до 100%. 2. При последую- щем контроле проверяются детали, не контролиро- вавшиеся ранее
8	Шпильки М42 и большего размера для арматуры и фланцевых соединений паропро- водов	Незави- симо от пара- метров	600	600	ВК, МПД, или ЦД, или ТВК, или ТР, УЗК	Резьбовая поверхность - в доступных местах	Каждые 50000 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 поверхность со стороны гайки - 100%	По достижении паркового ресурса	3. Контроль методами МПД, или ЦД, или ТВК, или ТР проводится факультативно по решению главного инженера
9	Гайки М42 и большего размера	-	600	600	ВК, ТВ	Торцевая поверхность	По достижении паркового ресурса	Критерии твердости в соответствии с требованиями к исходному состоянию

3.3. Паровые турбины


N п/п	Объект контроля	Расчет- ные пара- метры среды	Метод контроля	Объем контроля	Периодич- ность проведения контроля	Примечания
1	2	3	4	5	6	7
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 25000 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 25000 ч, далее - каждые 50000 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 50000 ч, но не реже чем через 450 пусков	При наличии ремонтных выборок глубиной более 40% толщины стенки и неудовлетворительных свойств металла, выявленных при исследовании вырезок, согласно разд.5.5 и 6.7 настоящей ТИ, или при вынужденной эксплуатации корпусов с трещинами периодичность контроля определяется для деталей с трещинами в недоступных зонах по [67], для деталей с трещинами в других зонах - по [77]
3	Корпусы цилиндров и стопорных клапанов	9-25 МПа	Исследование металла вырезки		1. При наличии оставленных в эксплуатации трещин 2. После выработки паркового ресурса	1. Размеры и место вырезки определяются специализированными организациями по согласованию с заводом-изготовителем. 2. Виды испытаний и критерии оценки состояния металла представлены в разд.5.5 и 6.7 настоящей ТИ. 3. При отсутствии трещин за весь срок эксплуатации объем вырезанного металла сокращается
4	Сварные соединения и ремонтные заварки корпусных деталей турбин и паровой арматуры	450° 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 50000 ч, но не реже чем через 300 пусков	Шлифовать и травить в местах аустенитных заварок
				Ремонтные заварки, выполненные аустенитными электродами - 100%	Через каждые 25000 ч, но не реже чем через 150 пусков
				Ремонтные заварки, выполненные перлитными электродами по [61] - 100%	Через каждые 50000 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 50000 ч, далее - каждые 75000 ч, но не реже чем через 300 пусков
5	Цельнокованые валы высокого и среднего давления	Неза- висимо от пара- метров	ВК	Концевые части валов, свободные от уплотнений, обод, гребни, галтели, полотна дисков, разгрузочные отверстия, тепловые канавки промежуточных, концевых и диафрагменных уплотнений, полумуфты - 100%	Каждые 50000 ч, но не реже чем через 300 пусков	Для турбин мощностью 500 МВт и более - каждые 25000 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 100000 ч, далее - каждые 50000 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 70 мм и более	После наработки 100000 ч и исчерпания паркового ресурса	1. Для турбин мощностью 500 МВт и более проводится контроль каждые 50000 ч. 2. Допускается не проводить контроль осевого канала, имеющего на поверхности уступы, локальные выборки, задиры. Срок эксплуатации таких роторов определяется специализированными организациями
		530 °С и выше	Измерения остаточной деформации	Осевой канал с диаметром 70 мм и более	После наработки 100000 ч и исчерпания паркового ресурса	Обязательно - для турбин К-500-240 ЛМЗ, К-800-240 ЛМЗ и К-1200-240 ЛМЗ, факультативно - для остальных турбин производства АО ЛМЗ и АО ТМЗ
6	Насадные диски среднего и низкого давления	Неза- висимо от па- рамет- ров	ВК	Наружные поверхности в доступных местах	Через каждые 50000 ч, но не реже чем через 300 пусков	Для дисков 16, 18, 20-й ступеней турбин Т-175/185-130 ТМЗ - через каждые 25000 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, продольный шпоночный паз - 100%
7	Диафрагмы и направляющие лопатки	Неза- висимо от пара- метров	ВК	В доступных местах	Каждые 50000 ч, но не реже чем через 300 пусков
8	Рабочие лопатки	Неза- висимо от пара- метров	ВК	В доступных местах	Каждые 50000 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 прово- дится при конструктивной возможности
9	Рабочие лопатки последних ступеней	Неза- висимо от пара- метров	ВК, ЦД или МПД, или ТВК, или ТР	Паровходные и выходные кромки, прикорневая зона, хвостовики в доступных местах, кромки отверстий	Каждые 50000 ч, но не реже чем через 300 пусков
			УЗК	Выходные кромки - 100%		При наличии эрозионного износа
10	Бандажи (цельнокованные, ленточные, проволочные)	Неза- висимо от пара- метров	ВК	В доступных местах - 100%	Каждые 50000 ч, но не реже чем через 300 пусков	В подозрительных местах - дополнительно контролировать ЦД или МПД, или ТВК, или ТР
11	Призонные болты	Неза- висимо от пара- метров	ВК, ЦД, или МПД, или ТВК, контроль размеров, ТВ	100%	Каждые 50000 ч
12	Паропере- пускные трубы:
	из сталей 12МХ, 15ХМ	450 °С и выше	Измерение остаточной деформации, РОПС паропровода	Прямые трубы и гибы - 100%	Каждые 100000 ч	1. При достижении значения остаточной деформации, равного половине допустимого, измерение остаточной деформации производится каждые 50000 ч для прямых труб и 25000 ч - для гибов.
	из сталей 12Х1МФ, 15Х1М1Ф	500 °С и выше			Для гибов каждые 50000 ч, для прямых труб - 100000 ч	2. При значении паркового ресурса 100000 ч и менее измерение остаточной деформации производится при достижении наработки, составляющей 50% паркового ресурса.
						3. По достижении паркового ресурса проводится ПРПС и независимо от срока наработки при отклонениях, выявленных при РОПС.
						4. При выявлении микроповрежденности 3 балла и более остаточная деформация измеряется каждые 25000 ч.
						5. РОПС и ПРПС осуществляются в обязательном порядке для паропроводов свежего пара, горячего промперегрева пара; для других паропроводов - в соответствии с действующими документами, а также по решению главного инженера электростанции
13	Гибы паро- перепускных 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.
		450- -500 °С		5%	Каждые 100000 ч	2. При значении паркового ресурса 100000 ч и менее контроль гибов производится при достижении наработки, равной половине паркового ресурса
				100%	После 300000 ч, далее - через каждые 100000 ч
		Неза- висимо от пара- метров	УЗТ, измерение овальности	100%	В исходном состоянии, по достиже- нии паркового ресурса	1. При выявлении овальности менее 2% после достижения паркового ресурса или уменьшении ее вдвое производится оценка микроповрежденности металла гиба.
		450 °С и выше	Оценка микро- повреж- денности	Не менее трех гибов	1. При достижении паркового ресурса. 2. При достижении значения остаточной деформации, равного половине допустимого	2. Контролю подвергаются гибы с максимальной остаточной деформацией, или с максимальным уровнем температур, или с максимальным уровнем напряжений. 3. Гиб, из которого производится вырезка металла, определяется с учетом результатов неразрушающего контроля
			Оценка состояния металла по вырезкам	На одном гибе	1. При достижении паркового ресурса 2. При обнару- жении микро- поврежден- ности
14	Литые колена и другие фасонные детали	450 °С и выше	ВК, МПД, или ЦД, или ТР	Радиусные переходы наружных поверхностей - 100%	Каждые 100000 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- висимо от пара- метров	ВК, МПД или ЦД, или ТВК, или ТР, УЗК	Резьбовая поверхность - в доступных местах	Каждые 50000 ч, но не реже чем через 300 пусков	Решение о контроле шпилек М36 и менее принимает главный инженер ТЭС
		450 °С и выше	ТВ	Торцевая поверхность со стороны гайки - 100%	По достижении паркового ресурса	1. Критерии твердости в соответствии с требованиями к исходному состоянию. 2. Контроль методами МПД или ЦД, или ТВК, или ТР проводится факультативно по решению главного инженера
16	Гайки М42 и большего размера	Неза- висимо от пара- метров	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


N п/п	Объект контроля		Количество пусков до начала контроля		Тип сварного соеди- нения	Метод контроля	Объем конт- роля	Периодич- ность проведения контроля	Примечания
		Расчет- ные пара- метры среды	Энерго- блоки мощ- ностью 300 МВт и выше	Энерго- уста- новки мощ- ностью менее 300 МВт
1	2	3	4	5	6	7	8	9	10
1	Питательный трубопровод от напорного патрубка питательного насоса до котла	Неза- висимо от пара- метров	-	-	Тип 1	ВК, УЗК	5%	Каждые 150000 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%.
			600	900	Тип 2	ВК, МПД или ЦД, или ТР, УЗК, изме- рение катета угловых швов	25%	Каждые 100000 ч, но не реже чем через 400 пусков	2. При каждом следующем контроле обследованию подлежит новая группа сварных соединений
2	Коллекторы и трубопро- воды в пределах котла, турбины, станцион- ные трубо- проводы и паропроводы	От 250 до 450 °С	-	-	Тип 1	ВК, УЗК	5%	Каждые 150000 ч
		-	900	1200	Тип 2	ВК, МПД, или ЦД, или ТР, УЗК	25%	Каждые 150000 ч, но не реже чем через 600 пусков
		От 450 до 510 °С	450	600	Тип 1	ВК, УЗК	10%	После 100000, 200000 ч, далее - каждые 50000 ч
					Тип 2	ВК, МПД, или ЦД, или ТР, УЗК	50%	После 100000, 200000 ч, далее - каждые 50000 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 100000 ч, далее - каждые 50000 ч
					Тип 2	ВК, МПД, или ЦД, или ТР, УЗК	100%	Через 100000 ч, далее - каждые 50000 ч, но не реже чем через 200 пусков
					Тип 2	МР	10%	При исчерпании паркового ресурса, далее - по рекомен- дации специали- зированной организации	1. В местах с максимальным уровнем напряжений, выявленных при ПРПС. 2. Для штуцерных сварных соединений коллекторов мм и более - 5%
					Тип 1. Сварные соедине- нения центро- бежно- литых труб	ВК, МПД, или ЦД, или ТР, УЗК	100%	При исчерпании паркового ресурса, далее - по рекомен- дации специали- зированной организации
					Тип 1 и 2 труб из стали 15Х1М1Ф с литыми деталями из стали 15Х1М1ФЛ	ТВ металла шва и основного металла	100%	Каждые 100000 ч	1. При отношении твердости металла шва к твердости основного металла 1 сварные соединения подлежат переварке или объем их контроля назначается специали- зированной организацией
					Тип 1	Оценка состояния сварного соеди- нения по вырезкам	Одно сварное соеди- нение на котел	По достижении паркового ресурса	В месте с максимальным уровнем напряжений, выявленных при ПРПС
3	Трубопроводы из стали 20	400 °С и выше			Тип 1	Оценка состояния металла по вырезке для выявления графита	Одно сварное соеди- нение	Каждые 100000 ч	1. При 100%-ном контроле микроструктуры сварных соединений методами не- разрушающего контроля вырезку можно не производить. 2. При выявлении свободного графита 1-го балла контроль проводится каждые 50000 ч

4. ПОРЯДОК И ОРГАНИЗАЦИЯ ПРОВЕДЕНИЯ

ИНДИВИДУАЛЬНОГО КОНТРОЛЯ И ПРОДЛЕНИЯ СРОКА СЛУЖБЫ ОБОРУДОВАНИЯ ПОСЛЕ ВЫРАБОТКИ ПАРКОВОГО РЕСУРСА

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

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

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

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

поверочного расчета на прочность элементов оборудования;

поверочного расчета на прочность паропровода как единой пространственной конструкции (в соответствии с разд.8 настоящей ТИ) с оценкой состояния опорно-подвесной системы;

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

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

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

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

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

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

результаты дефектоскопического контроля;

другие дополнительные данные, характерные для конкретного элемента оборудования.

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

4.4. Для определения возможности и сроков дальнейшей эксплуатации котлов, турбин и трубопроводов предприятие - владелец оборудования создает экспертно-техническую комиссию (ЭТК) и привлекает специализированную организацию.

4.4.1. ЭТК анализирует техническую документацию по контролю состояния основного металла и сварных соединений за весь период эксплуатации соответствующего оборудования, по проведенным заменам элементов и отдельных деталей и причинам их замены, по выполненным ремонтам и их качеству, по условиям эксплуатации и соответствию их проектным условиям, по результатам выполненных расчетов, а также предписаний Госгортехнадзора России.

4.4.2. Специализированная организация проводит на основании исследований и данных владельца оборудования анализ состояния длительно работающего металла и составляет заключение о возможности и условиях дальнейшей эксплуатации оборудования. Для подготовки заключения специализированные организации могут использовать результаты контроля и другие данные, имеющиеся у владельца оборудования, при получении которых были соблюдены требования действующей НТД.

Примечание. Допускается привлечение к подготовке заключений и других организаций, имеющих лицензию Госгортехнадзора России на техническое диагностирование поднадзорного оборудования и разрешение РАО "ЕЭС России".

4.5. Для подготовки заключения владелец оборудования представляет проект решения ЭТК, включающий документы по контролю оборудования, в специализированную организацию не позднее чем через два месяца после исчерпания паркового ресурса.

4.6. Специализированная организация на основании исследований готовит в течение десяти месяцев заключение о возможности эксплуатации оборудования. При положительной оценке возможности дальнейшей эксплуатации оборудования специализированная организация разрабатывает и вносит в заключение номенклатуру и объемы контроля оборудования, условия его эксплуатации.

На основании заключения специализированной организации ЭТК составляет Решение экспертно-технической комиссии, состоящее из двух частей (приложение 12).

В первой части дается подробная характеристика оборудования, а во второй - описывается уровень технического состояния рассматриваемого оборудования на момент обследования.

Вторая часть Решения экспертно-технической комиссии должна включать предложение о дальнейшей эксплуатации оборудования в соответствии с заключением специализированной организации или о прекращении его работы.

Примечания: 1. 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.

2. Заключения, подготовленные организациями, получившими лицензию Госгортехнадзора России на техническое диагностирование поднадзорного оборудования и разрешение РАО "ЕЭС России" на контроль и продление срока службы турбин, должно согласовываться со специализированной научно-исследовательской организацией.

4.7. Решение ЭТК о дальнейшей эксплуатации оборудования утверждается РАО "ЕЭС России" и вносится владельцем оборудования в его паспорт. Для утверждения решения ЭТК в РАО "ЕЭС России" представляется заключение специализированной организации о состоянии оборудования, возможности его дальнейшей эксплуатации и номенклатуре и объеме контроля в разрешенный период эксплуатации.

Примечания: 1. Проведение экспертизы должно быть завершено в течение одного года после исчерпания срока службы оборудования. В течение этого времени организация может эксплуатировать оборудование при номинальных или пониженных параметрах. На это время специализированная организация, проводящая экспертизу, представляет владельцу оборудования временное заключение о возможных параметрах его эксплуатации.

2. Владелец оборудования должен предоставлять специализированной организации необходимые для экспертизы материалы и образцы.

5. ОСНОВНЫЕ МЕТОДИЧЕСКИЕ ПОЛОЖЕНИЯ

ПО ПРОВЕДЕНИЮ КОНТРОЛЯ 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.3.4.

5.1. Поверхности нагрева

5.1.1. Оценка остаточного ресурса труб поверхностей нагрева, работающих при температуре свыше 450

С, производится по вырезкам (патрубкам) из зон, где происходят повреждения или была выявлена ускоренная наружная коррозия (более 1 мм за 10

ч). Рекомендуется для сравнения провести исследование вырезок труб из других зон той же поверхности, где разрушений и ускоренной наружной коррозии не наблюдается.

5.1.2. Для выявления зоны повышенного риска преждевременных разрушений проводится магнитная диагностика поверхностей нагрева в соответствии с [46], [95], [96]. Выбор мест вырезки образцов осуществляется в соответствии с результатами этого контроля.

5.1.3. При наличии ускоренной наружной коррозии дополнительно проводятся измерения толщины стенки входных и выходных труб методами неразрушающего контроля . Результаты этих измерений также учитываются при выборе места вырезки образцов.

5.1.4. При исследовании металла вырезок труб поверхностей нагрева определяют:

толщину 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;

толщину 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.);

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

химический и фазовый состав металла;

твердость (НВ) металла по поперечному сечению трубы;

механические свойства в объеме требований ТУ на трубы;

длительную прочность (при необходимости).

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

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 оценка срока дальнейшей эксплуатации паропровода проводится 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 методами неразрушающего контроля.

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

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

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

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 определяют:

химический состав металла, в том числе содержание легирующих элементов в карбидах;

твердость (НВ) металла по поперечному сечению;

механические свойства металла при комнатной и рабочей температурах;

микроструктуру 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 - трубы могут быть допущены к эксплуатации только после экспертного заключения специализированной организации.

5.2.8. Испытания на длительную прочность и ползучесть проводятся для получения количественных оценок длительной прочности и ползучести. Испытания на длительную прочность и ползучесть проводятся по [25].

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

5.2.10. Трубы, гибы, коллекторы, 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 с использованием акустико-эмиссионного контроля.

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

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

хромомолибденованадиевых сталей - при 500 °С и выше;

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

Контролю подлежат все действующие паропроводы (в том числе в пределах котлов и турбин), длительность работы которых превышает 3000 часов 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.

Рис.2. Схема расположения реперов на трубе паропровода:

1 - реперы со 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)

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. Результаты измерений заносятся в формуляр (приложение 10).

Остаточная деформация ползучести, %, от начала эксплуатации до

-го измерения определяется по формуле

где

- диаметр, измеренный по реперам при

-м измерении в двух взаимно перпендикулярных плоскостях [горизонтальный

, вертикальный

, (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, мм.

В формулу подставляются значения измерений как в горизонтальной, так и в вертикальной плоскости. Наибольшее полученное

значение принимается за расчетное. Меньшее полученное значение также заносится в формуляр (приложение 10). Сводные результаты измерений остаточной деформации по всем агрегатам, на которых производились измерения за истекший год, оформляются в соответствии с приложением 10.

Методика определения плотности металла приведена в разд.9 настоящей ТИ.

5.3. Барабаны

5.3.1. Методические требования к проведению неразрушающего контроля, а также рекомендации по проведению вырезок металла и технологии восстановления герметичности барабана приведены в приложениях 6, 7 и 8 [78].

5.3.2. Оценка остаточного ресурса в условиях развития поврежденности от коррозионно-термической усталости производится в соответствии с рекомендациями приложения 4 [78].

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, выявленной при расчете на прочность.

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

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

5.5. Корпусные детали турбин

5.5.1. Для оценки надежности литого металла из детали, содержащей трещину или имеющей выборку глубиной более 40% от толщины стенки, следует вырезать заготовку, позволяющую изготовить два образца размерами 10х10х55 мм. Вырезку следует делать в зоне трещины.

5.5.2. Из заготовки делаются образцы с двойными надрезами для определения критического раскрытия при рабочей температуре и горячей твердости (рис.4 и 5). Качество поверхности образца и допуски на его размеры должны соответствовать требованиям к ударным образцам по [20].

Рис.4. Ударный образец с двумя надрезами

Рис.5. Схема измерения критического раскрытия:

- до испытания;

- после испытания

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

Один торец образца должен быть базовым и обработан с чистотой

. 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 [20]. Температура испытания должна быть равна температуре пара на входе в корпус.

При испытании на ударный изгиб необходимо образец расположить так, чтобы удар осуществлялся точно посередине образца. На боковой стороне образца строго посередине между надрезами наносится риска. Положение базового торца относительно опор копра должно фиксироваться упором. Ширина надрезов около их дна измеряется на металлографическом микроскопе при увеличении х50-70 с точностью до 0,01 мм.

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

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

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.

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

- ширина неразрушающего надреза после испытания, мм;

здесь

- горизонталь, мм (см. рис.5);

- начальная ширина неразрушающего надреза, мм;

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 [67], а для остальных зон - по [77].

5.6. Детали проточной части турбин

5.6.1. Методики проведения контроля состояния металла цельнокованых роторов паровых турбин приведены в [42] и [94].

5.6.2. Методики проведения контроля состояния металла насадных дисков и рабочих лопаток, работающих в зоне фазового перехода паровых турбин, приведены в [63] и [92].

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

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

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

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

5.7. Крепеж

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

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

5.8. Сварные соединения

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

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

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

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

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

5.8.6. При исследовании сварных соединений определяют:

твердость основного и наплавленного металла;

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

статическую трещиностойкость зон сварного соединения по результатам испытания образцов на однократный трехточечный изгиб по методике ВТИ;

химический состав металла шва и основного металла;

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

по результатам макроанализа макроструктура сварного соединения на трех макрошлифах поперечного сечения;

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

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

жаропрочность сварного соединения паропровода (при необходимости).

6. КРИТЕРИИ ОЦЕНКИ СОСТОЯНИЯ МЕТАЛЛА

6.1. Трубы поверхностей нагрева

6.1.1. Не допускается выход труб поверхностей нагрева из ранжира 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;

обезуглероженный слой глубиной 0,2 мм и более;

цепочки газовых пузырей внутри металла, параллельные поверхности трубы;

язвы глубиной 0,3 мм и более.

6.2. Трубы и гибы, работающие в условиях ползучести

6.2.1. Остаточная деформация не должна превышать:

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

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

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

6.2.2. Механические свойства сталей должны удовлетворять требованиям технических условий на поставку. После 100000 ч эксплуатации допускается снижение прочностных характеристик (предела прочности

и предела 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.

6.2.4. При исследовании на оптическом микроскопе при увеличении х500 микроповрежденность должна быть не выше 4-го балла по стандартной шкале микроповреждаемости.

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

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

6.2.7. Трещины любого вида на гибах паропроводов, работающих в условиях ползучести, не допускаются.

6.3. Гибы, работающие при температурах ниже 450 °С

Характеристики гибов должны удовлетворять требованиям [41] и [47]. 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:

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

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

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 [72]. 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 специализированными организациями.

6.4.4. Допускаются одиночные коррозионные язвы, эрозионные повреждения, раковины и другие подобные дефекты пологого профиля глубиной не более 10% 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 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. Корпусы арматуры и другие литые детали паропровода

6.6.1. Качество поверхности литых деталей оценивается в соответствии с требованиями [68].

6.6.2. Твердость литого металла должна удовлетворять требованиям технических условий на поставку. После 250000 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.


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

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

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 [67], в других зонах - в соответствии с [77].

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 [79]. 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, превышающие нормы завода - изготовителя турбины.

6.8.2. Нормы оценки качества металла в районе осевого канала:

остаточная деформация, измеренная со стороны осевого канала, не должна превышать 1% от 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 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 плоскими отражателями, а также количество превосходят следующие нормы:

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

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 второй структурной составляющей в металле высокотемпературных ступеней ротора не должна превышать 3 баллов по шкале [26].

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 даны в [83].

6.10. Лопатки

6.10.1. Рабочие и направляющие лопатки должны удовлетворять требованиям [81].

6.10.2. Коррозионные повреждения рабочих лопаток, работающих в зоне фазового перехода турбин, не должны превышать требований [62].

6.10.3. Величина эрозионного износа направляющих и рабочих лопаток не должна превышать допускаемую заводом - изготовителем турбины.

6.11. Диски

6.11.1. На наружной поверхности дисков (ободе, гребне, полотне, ступичной части, шпоночном пазу) не допускаются дефекты, превышающие требования [79]. 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 [62].

6.12. Сварные соединения

6.12.1. Качество и форма наружной поверхности сварных соединений должны удовлетворять требованиям [4].

6.12.2. Нормы кратковременных механических свойств металла сварных соединений при измерении твердости и испытании образцов на растяжение и ударный изгиб регламентированы в [4].

6.12.3. Химический состав наплавленного металла сварных швов должен удовлетворять нормам [4].

6.12.4. Нормы оценки качества сварных швов при макроанализе регламентированы [4].

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

и развитие разрушения

<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 [9]. Допустимый минимальный уровень длительной пластичности должен быть не менее 10% относительного сужения в месте разрушения образцов при испытании на длительную прочность.

7. ЖИВУЧЕСТЬ ЭНЕРГЕТИЧЕСКОГО ОБОРУДОВАНИЯ

Во время эксплуатации энергетического оборудования в металле могут возникать различные дефекты, в том числе трещиноподобные. Они могут появляться в процессе эксплуатации энергетического оборудования как во время паркового срока службы, так и после его достижения. Возникновение трещин в значительной мере связано с неравномерностью свойств сталей, из которых изготавливается энергетическое оборудование, концентрациями остаточных и рабочих напряжений, наложением непроектных и циклических нагрузок.

При уровнях температур и напряжений, близких к эксплуатационным, зарождение и развитие трещин может носить длительный характер. Далеко не все трещины представляют опасность для эксплуатации. Индикация и развитие дефектов, в том числе и трещин, является фактором оценки степени деградации свойств стали и конструкции в целом. Их проявление и развитие позволяют эксплуатационному персоналу оценить степень близости состояния металла и конструкции к предельно допустимому, более внимательно относиться к соблюдению рекомендаций по режимам эксплуатации.

Основными задачами живучести энергетических конструкций являются:

1. Дефектоскопия и кинетика развития трещин.

2. Оценка трещиностойкости и микроповрежденности металла энергетического оборудования.

3. Разработка технологий, препятствующих образованию и развитию трещин. Ряд основных положений по решению перечисленных задач отражен в [77] (приложение 2).

Документ [77] распространяется на энергетическое оборудование с дефектами или повреждениями и устанавливает основные требования к организации и правилам проведения диагностирования, его периодичности, определяет зоны, методы и объемы, нормы и критерии оценки возможности дальнейшей эксплуатации энергетического оборудования с дефектами.

Положения [77] распространяются на электростанции, участвующие в соответствии с приказом РАО "ЕЭС России" от 01.11.95 N 470 в промышленном эксперименте "Стареющие ТЭС": Костромскую, Рязанскую и Ставропольскую ГРЭС, а также ТЭЦ-2 Костромаэнерго. Использование [77] другими расположенными на территории Российской Федерации предприятиями и объединениями предприятий, в составе (структуре) которых независимо от форм собственности и подчинения находятся тепловые электростанции, возможно при разрешении РАО "ЕЭС России".

8. ВЫЯВЛЕНИЕ ДЕТАЛЕЙ И ЭЛЕМЕНТОВ ТРУБОПРОВОДОВ,

РАБОТАЮЩИХ С НАИБОЛЬШИМИ НАПРЯЖЕНИЯМИ

8.1. В настоящем разделе дается методика выявления деталей и элементов трубопроводов, которые работают с наибольшими напряжениями, причин повреждений трубопроводов, а также определения индивидуального остаточного ресурса деталей и элементов трубопроводов.

Работа по выявлению включает следующие этапы.

8.1.1. Проведение обследования технического состояния трубопроводов и опорно-подвесной системы их креплений (ОПС) [11, 12]:

измерение фактических линейных размеров трасс трубопроводов с уточнением расположения ответвлений, опор, подвесок, арматуры и индикаторов тепловых перемещений; проверку соответствия типов опор и подвесок проекту, целостности и работоспособности элементов ОПС и индикаторов тепловых перемещений;

измерение геометрических характеристик установленных пружин: количество витков, диаметров прутков и навивки пружин, а также высот пружин в рабочем состоянии трубопроводов; дополнительно - измерение длины тяг пружинных подвесок и их отклонения от вертикали;

выполнение проверки отсутствия защемлений при температурных расширениях трубопроводов;

составление на основании полученных данных ведомостей дефектов трубопроводов (см. приложение 3), в которых указываются необходимые мероприятия по устранению дефектов и сроки их выполнения;

разработку расчетных схем трубопроводов (см. приложение 4), на которых указываются защемления, препятствующие свободному температурному расширению (если они имеются), и которые являются основным исходным материалом для выполнения расчетов на прочность по фактическому состоянию трубопроводов.

8.1.2. Выполнение расчетов трубопроводов на прочность для выявления деталей и элементов, работающих с наибольшими напряжениями, по программе, реализующей в полном объеме требования [10].

Расчеты выполняются в двух вариантах.

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

Расчет выполняется с учетом:

фактического состояния трасс и ОПС трубопроводов;

фактической нагрузки пружинных опор и подвесок;

фактических длин тяг пружинных подвесок;

фактической массы деталей и элементов трубопровода и тепловой изоляции, смонтированной на трубопроводе до проведения ремонта;

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

монтажных натягов (если имеются документы об их выполнении);

защемлений (если они имеются).

На основании анализа результатов проведенных расчетов определяются детали и элементы трубопроводов, работающие с наибольшими напряжениями от совместного воздействия всех нагружающих факторов. Кроме того, выявляются возможные причины повреждений трубопроводов.

Вариант 2. Определение индивидуального остаточного ресурса трубопровода и его элементов.

Расчет выполняется с учетом факторов, изложенных в варианте 1. Дополнительно учитывается следующее:

жесткость вновь установленных (или замененных по результатам обследования) пружин опор и подвесок;

изменения, внесенные в расположение опор и подвесок;

соответствие состояния трубопроводов принятым в НТД требованиям (в частности, дефекты трубопроводов и их ОПС, а также имеющиеся защемления должны быть устранены);

масса тепловой изоляции, с которой трубопровод будет эксплуатироваться после ремонта.

Результаты расчета в дальнейшем используются для:

определения индивидуального остаточного ресурса трубопровода в целом и его элементов (см. приложение 5);

проведения наладки ОПС (см. приложение 6);

контроля за тепловыми перемещениями трубопроводов (см. приложение 7).

8.1.3. По результатам работы, выполненной в соответствии с пунктами 8.1.1 и 8.1.2, оформляется следующая техническая документация, которая представляется на рассмотрение ЭТК:

акты о техническом состоянии трубопроводов и ОПС (см. приложение 8), в которые должны быть включены (в случае необходимости) мероприятия со сроками их выполнения по реконструкции трубопроводов или ОПС;

ведомости дефектов (см. приложение 3) трубопроводов и ОПС (с отметками об устранении дефектов);

расчетные схемы трубопроводов (см. приложение 4);

выходные формы программы при расчете на прочность (см. приложения 5 и 6);

результаты контроля за тепловыми перемещениями трубопроводов (см. приложение 7).

Примечания: 1. Начало работ, перечисленных в данном разделе, - не менее чем за 2 мес до капитального ремонта оборудования.

2. Измерение высот пружин в упругих подвесках и опорах, а также проверка отсутствия защемлений должны быть выполнены в рабочем состоянии трубопровода.

Работы по п.8.1.1 (за исключением разработки расчетных схем трубопроводов) могут выполняться как ответственными за состояние ОПС данного объекта, так и специализированными организациями. Разработка расчетных схем, а также работы по пп.8.1.2 и 8.1.3 должны выполняться только специализированными организациями, имеющими соответствующие лицензии.

9. ОПРЕДЕЛЕНИЕ ПЛОТНОСТИ МЕТАЛЛА

Методика предлагает единый метод определения плотности сталей, из которых изготовлены детали и узлы теплоэнергетического оборудования.

Методика относится к элементам, которые эксплуатируются при рабочих напряжениях и повышенных температурах:

для углеродистой стали

больше или равна 400

С;

для перлитной и ферритной стали

больше или равна 470

С;

для аустенитной, мартенситной и мартенсито-ферритной стали

больше или равна 525

С.

Методика определения плотности стали в исходном состоянии и после эксплуатации позволяет выявить динамику ее изменения на разных этапах работы теплоэнергетического оборудования. Плотность стали на каждом этапе эксплуатации оборудования определяется структурным и фазовым составом материала, а также уровнем его поврежденности.

9.1. Сведения о методе

9.1.1. Прецизионный метод определения плотности основан на гидростатическом взвешивании и заключается в последовательном взвешивании образца на воздухе и в жидкости, плотности которых известны. Метод позволяет определять плотность материала без фиксации его объема, что дает возможность оценить плотность образцов любой геометрической формы с заданной относительной погрешностью, не превышающей ±0,01%.

9.1.2. Схема установки для прецизионного определения плотности металлов представлена на рис.6.

Рис.6. Схема установки для прецизионного измерения плотности:

1 - аналитические весы; 2 - система подвесок образцов; 3 - сосуды с рабочей жидкостью;

4 - термометр для контроля температуры рабочей жидкости; 5 - вытяжной шкаф;

6 - ультратермостат

9.1.3. Установка включает:

аналитические весы с погрешностью не более

±10

кг;

ультратермостат, поддерживающий температуру рабочей среды с точностью не ниже ±0,05 °С.

9.1.4. Рабочая среда, в которой производится взвешивание, должна обладать стабильной во времени плотностью: в течение 6 мес плотность не должна изменяться более чем на

±0,1

кг/м

. При большем изменении плотности жидкость должна быть заменена.

9.1.5. Контроль плотности рабочей среды следует проводить не реже одного раза в месяц. В температурном интервале производства измерений должен соблюдаться линейный закон зависимости плотности от температуры.

9.1.6. Температура кристаллизации рабочей жидкости должна быть меньше 10 °С. Температура кипения рабочей жидкости должна значительно превышать температуру окружающего пространства при проведении взвешивания.

9.1.7. Рабочая жидкость должна обладать вязкостью менее 0,5 Па/с.

9.1.8. Система подвесок, состоящая из капроновых нитей, крепится к нижней поверхности чашек весов. На концах капроновых нитей закрепляются корзинки из платиновой проволоки. Масса подвесок правой и левой чашек весов не должна различаться более чем на 10

кг. Корзинки, погруженные в сосуды с рабочей жидкостью, не должны касаться дна сосудов, их стенок или выступать над поверхностью жидкости.

9.1.9. Сосуды с рабочей жидкостью представляют собой стеклянные цилиндры с двойными стенками, между которыми циркулирует вода.

9.1.10. Постоянство температуры жидкости в ультратермостате обеспечивается с точностью ±0,05 °С. Ультратермостат поддерживает температуру рабочей жидкости в сосудах за счет циркуляции воды между стенками цилиндров.

9.1.11. Контроль температуры воды и рабочей жидкости осуществляется термометрами с точностью ±0,05 °С.

9.2. Подготовка к анализу

9.2.1. Подготовка установки к анализу

Для запуска установки необходимо:

обеспечить циркуляцию воды в ультратермостате;

включить ультратермостат;

осуществить термостатирование рабочей жидкости;

снять разъемные крышки с сосудов.

9.2.2. Установление плотности рабочей среды

При необходимости получения абсолютных значений плотности образца производится температурная градуировка плотности рабочей среды по [87].

9.2.3. Подготовка образца к анализу

Для взвешивания используются образцы массой от 0,004 до 0,02 кг. Для проведения сравнительных испытаний разность масс любой пары образцов не должна превышать 0,001 кг. Образцы могут иметь произвольную форму. При этом параметр шероховатости поверхности образца по [88] не должен превышать 1,0 мкм.

Подготовка образца для определения его плотности производится поэтапно:

вырезка образца;

зачистка поверхности со снятием острых углов, заусенцев и т.п.;

шлифование образца;

промывка образца в спирте;

просушка образца.

9.3. Проведение анализа

Определение плотности образца следует производить не ранее чем через 30 мин после установления постоянной температуры рабочей среды.

9.3.1. Определение массы образца в воздухе (

)

9.3.1.1. Образец помещается на одну из чашек весов, производятся три взвешивания с "недогрузкой" и три взвешивания с "перегрузкой"*.

________________

* Если весы обеспечивают погрешность менее 10

кг, то допускается определение массы образца однократным взвешиванием.

9.3.1.2. Образец переносится на другую чашку весов, производятся три взвешивания с "недогрузкой" и три взвешивания с "перегрузкой". Масса образца на воздухе

определяется как средняя по результатам 12 измерений.

9.3.2. Определение массы образца в рабочей жидкости

9.3.2.1. Образец помещается в сосуд с рабочей жидкостью и термостатируется в течение 30 мин, затем переносится (из жидкости не вынимать) в платиновую корзинку, находящуюся в этом же сосуде. Осуществляется по три взвешивания образца с "недогрузкой" и "перегрузкой". Образец переносится в корзинку, находящуюся в другом сосуде, аналогичным образом производится еще шесть взвешиваний*.

__________________

* Если весы обеспечивают погрешность менее 10

кг, то допускается определение массы образца однократным взвешиванием.

9.3.2.2. Масса образца в жидкости

определяется как средняя по результатам 12 измерений.

9.3.2.3. Образец дважды промывается в спирте, высушивается. Производится вторичное определение массы.

9.3.2.4. Окончательное значение массы образца в рабочей жидкости определяется как среднее по двум измерениям.

9.4. Обработка результатов

9.4.1. Плотность контрольного образца стали, кг/м

, определяется по формуле

где

- масса контрольного образца на воздухе, кг;

- плотность жидкости, кг/м

;

- масса контрольного образца в жидкости, кг;

- плотность воздуха, кг/м

Результаты определения плотности образца следует сводить в таблицу.

9.4.2. При определении плотности возникают ошибки, связанные с погрешностью весов, изменением плотности воздуха и жидкости в зависимости от колебаний температуры окружающей среды, давления и влажности.

Суммарная погрешность при определении плотности образца составляет:

- абсолютные ошибки при определении соответствующих величин. Пример расчета ошибки эксперимента приведен в разд.9.6.

9.5. Меры безопасности

При использовании в качестве рабочей среды токсичных жидкостей необходимо принимать следующие основные меры предосторожности:

работу на установке производить в вытяжном шкафу;

термостатирование рабочей жидкости в начале работы производить при включенной вытяжке;

два раза в день осуществлять перерывы в работе, включая при этом вытяжку;

погружать образец в рабочую жидкость и извлекать его из нее следует специальным пинцетом, хранящимся в вытяжном шкафу;

промывку образца после взвешивания производить в спирте;

при попадании рабочей жидкости на руки их следует протереть спиртом и вымыть в воде;

при работе с токсичными средами запрещается:

вынимать сосуды с рабочей жидкостью из вытяжного шкафа;

погружать образцы в рабочую жидкость и извлекать их из нее руками.

9.6. Расчет суммарной погрешности при определении плотности металла

Рабочая жидкость - тетрабромэтан.

Ошибки

, определяющиеся точностью весов (

±10

кг) составляют

=0,21 кг/м

= 8,4

·10

кг/м

Ошибка

связана с изменением температуры рабочей среды. Для тетрабромэтана изменение его температуры на 1

С приводит к изменению плотности на 2,2 кг/м

. При точности поддержания температуры

±0,05 °

С ошибка составляет

=0,29 кг/м

Ошибка

определяется колебаниями температуры, давления и влажности воздуха. Изменение температуры на 10

С, колебание атмосферного давления на 60 мм рт. ст. (например, с 760 до 700 мм рт. ст.) и изменение влажности воздуха на 100% дают ошибку

=0,20 кг/м

Таким образом, суммарная погрешность

±0,70

кг/м

, то есть не превышает

±0,01%.

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 методов неразрушающего 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, которая обеспечивает их безаварийную работу при соблюдении требований настоящей ТИ и [1]
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 шов и зону термического влияния
21. Технический диагноз (результат контроля) (ГОСТ 20911-89)	Результат диагностирования
22. Техническое диагностирование (ГОСТ 20911-89)	Определение технического состояния объекта. 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

ОТРАСЛЕВОЙ РУКОВОДЯЩИЙ ДОКУМЕНТ РД 34.17 ...

ОТРАСЛЕВАЯ СИСТЕМА

"ОБЕСПЕЧЕНИЕ ЖИВУЧЕСТИ СТАРЕЮЩИХ ТЭС"

Срок действия установлен

с 01.01.98 г. по 01.01.03 г.*

________________

* В связи с окончанием срока действия настоящего документа в РАО "ЕЭС России" разработаны следующие документы:

Отраслевая система индивидуального мониторинга повреждений ответственных элементов оборудования, зданий и сооружений региональных центров "Живучесть стареющих ТЭС".

Система нормативно-технических документов. РД 153-34.0-20.605-2002;

Живучесть стареющих ТЭС. Отраслевая система. Система нормативно-методических документов. РД 153-34.0-04.152-2001.

Настоящий отраслевой Руководящий документ распространяется на энергетическое оборудование, имеющее дефекты или повреждения, и устанавливает основные требования к организации и правилам проведения технического диагностирования, его периодичности. Документ определяет также зоны, методы и объемы, нормы и критерии оценки возможности дальнейшей эксплуатации энергетического оборудования с дефектами.

Положения настоящего Руководящего документа распространяются на электростанции, участвующие в соответствии с приказом РАО "ЕЭС России" от 01.11.95 N 470 в промышленном эксперименте "Стареющие ТЭС": Костромская, Рязанская, Ставропольская ГРЭС, а также ТЭЦ-2 Костромаэнерго. Издание временное, после накопления достаточного опыта будет рассмотрен вопрос о распространении его на все действующие ТЭС. Использование настоящего документа расположенными на территории Российской Федерации предприятиями и объединениями предприятий, в составе (структуре) которых независимо от форм собственности и подчинения находятся тепловые электростанции, возможно при разрешении РАО "ЕЭС России".

Использование рекомендаций настоящего Руководящего документа, не являющегося частью отраслевой системы НТД, не отменяет необходимости исполнения требований действующих нормативных документов по контролю металла элементов оборудования.

Термины и их определения, применяемые в настоящем Руководящем документе, приведены в приложении 2.1.

1. ОБЩИЕ ПОЛОЖЕНИЯ

В соответствии с отраслевой концепцией и научно-технической программой "Веда-21" для обеспечения живучести стареющих ТЭС создана система научно-метрологических, технологических и нормативных средств. В целях осуществления качественно нового этапа реализации указанной программы, Госгортехнадзор России и РАО "ЕЭС России" постановлением от 11.03.97 определили:

1. В соответствии с приказом РАО "ЕЭС России" от 01.11.95 N 470 "О реализации нового этапа программы "Живучесть ТЭС" реализовать на Костромской ГРЭС - отраслевом образце стареющих ТЭС комплексную технологию определения меры повреждения паропроводов и турбин ТЭС, основанную на создаваемом здесь же метролого-технологическом комплексе, позволяющем производить эталоны, образцы микро- и макроповреждений в процессе испытаний оборудования до разрушения, тестировать и аттестовать средства измерения и восстановления живучести.

2. Преобразовать отраслевой банк данных и знаний по живучести турбин ТЭС, созданный согласно отраслевому приказу от 20.01.89 N 25 в межотраслевой, открытый для абонентов "Банк данных и знаний по живучести ТЭС".

3. Поручить Межотраслевому координационному совету "Живучесть ТЭС" создать группу отраслевых образцов стареющих ТЭС, наделив его правом аттестовать и тестировать технологии, применяемые по направлению "Живучесть ТЭС", с целью обеспечения их метрологической законности.

Межотраслевой координационный совет, работающий в соответствии с отраслевым приказом от 23.11.87 N 723, подготовил возможность развертывания первого этапа отраслевой системы обеспечения безопасности и живучести ответственных элементов теплоэнергетического оборудования ТЭС (ОСОБЖЭ) по следующим основным направлениям:

1. Развитие банка данных по повреждению парка роторов и корпусов турбин с введением ежегодного пополнения базы знаний сведениями по повреждению, а также совершенствование банка путем преобразования его в экспертную систему для контроля ситуации по всему парку.

2. Реализация промышленного эксперимента на ряде ТЭС (Костромская, Рязанская ГРЭС и Костромская ТЭЦ-2), включающего отработку и освоение систем эксплуатационного контроля за развитием трещин в роторах, корпусах турбин и элементах паропроводов.

3. Формирование и развитие группы специалистов МКС "Живучесть ТЭС" и Костромской ГРЭС, выезжающих для экспертизы состояния оборудования (прецедентов), которые способны проконтролировать и восстановить поврежденные детали или дать рекомендации по возможности и условиям их дальнейшей эксплуатации, оформить при этом необходимую для банка данных ценную информацию.

Традиционная система, созданная в отечественной энергетике для измерения повреждений оборудования ТЭС, принципиально достаточна в качестве основы для обеспечения безопасности, но как и любая другая система, она продолжает совершенствоваться. Рассматриваемое направление совершенствования включает в себя создание группы отраслевых образцов стареющих ТЭС и отраслевого метролого-технологического комплекса (ОМТК) для улучшения тестирования и лицензирования технологий в процессе испытаний натурного оборудования на ОМТК до разрушения.

Подход нового направления, который представляет собой эффективную связанность контроля, восстановления и прогноза работоспособности, полезен отрасли сегодня и на длительную перспективу.

Типовая инструкция по контролю и продлению срока службы металла основных элементов котлов, турбин и трубопроводов тепловых электростанций (РД 34.17.421-92) регламентирует порядок, объемы и периодичность эксплуатационного контроля в пределах паркового ресурса, а также определяет место его проведения, критерии оценки работоспособности элементов оборудования и порядок продления сроков службы сверх паркового ресурса.

Методические указания о порядке проведения работ при оценке индивидуального ресурса паровых турбин и продлении срока их эксплуатации сверх нормативного ресурса (РД 34.17.440-96) определяет необходимые работы, их объем и последовательность, требуемые при оценке индивидуального ресурса основных элементов паровых турбин, и продление срока их эксплуатации сверх паркового ресурса, методы неразрушающего контроля и критерии надежности, общие требования к расчетной оценке остаточного ресурса этих элементов, ремонтные и режимные мероприятия по обеспечению надежной эксплуатации турбин после исчерпания индивидуального ресурса или выявления недопустимых дефектов в металле.

В настоящем Руководящем документе установлены метрологические и технологические процедуры обеспечения живучести указанного оборудования и средства для их проведения, которые совместно с РД 34.17.421-92 и РД 34.17.440-96 позволяют обеспечить объективность контроля металла. К этим средствам относятся: система отраслевых образцов и испытательные установки, позволяющие определять наиболее характерные повреждения, влияющие на живучесть, а также база знаний для диагностики повреждений и комплекс технологий для восстановления живучести. При проведении метрологических и технологических процедур учитываются результаты испытаний, проводящихся на ОМТК, созданном впервые в отечественной энергетике на Костромской ГРЭС.

Основные положения концепции "Живучесть стареющих ТЭС" приведены в приложении 2.2.

В соответствии с требованиями дополнения и изменения к Типовой инструкции по контролю и продлению срока службы металла основных элементов котлов, турбин и трубопроводов тепловых электростанций (РД 34.17.421-92) при выработке энергооборудованием паркового ресурса или неудовлетворительных результатах контроля металла ответственных деталей и узлов, главных паропроводов, корпусов цилиндров, стопорных клапанов, роторов турбин решение экспертно-технической комиссии о возможности дальнейшей эксплуатации по представлению АО "ВТИ" или АО "Фирма ОРГРЭС" должно утверждаться акционерными обществами энергетики и электрификации для собственных электростанций или Департаментом стратегии развития и научно-технической политики для электростанций, входящих в РАО "ЕЭС России".

Настоящим Руководящим документом для участвующих в эксперименте электростанций вводится порядок обязательного согласования решения экспертно-технической комиссии по вопросам живучести с главным метрологом-технологом РАО "ЕЭС России" по направлению "Живучесть ТЭС" в части контроля, регламентированного настоящим РД.

2. ОСНОВНЫЕ ПОЛОЖЕНИЯ ПО ИСПОЛЬЗОВАНИЮ И СОВЕРШЕНСТВОВАНИЮ

СИСТЕМЫ "БАНК ДАННЫХ И ЗНАНИЙ ПО "ЖИВУЧЕСТИ ТЭС"

Комплексная программа "Обеспечение живучести стареющих ТЭС" включает в себя накопление результатов осуществляемого контроля в соответствии с РД 34.17.421-92 и РД 34.17.440-96, а также результатов микроструктурного мониторинга в отраслевом компьютерном банке данных и знаний по живучести ТЭС.

Компьютерный банк данных и знаний организационно и методически управляется Межотраслевым координационным советом "Живучесть ТЭС", созданным в соответствии с отраслевым приказом от 20.01.89 N 25 и имеющим опыт создания межотраслевого банка данных о повреждениях и свойствах оборудования ТЭС.

Создание проблемной информационной системы о повреждениях полезно для инженеров, занимающихся эксплуатацией и ремонтом энергетического оборудования. Взаимодействие специалиста с экспертной системой выглядит следующим образом: на запрос, включающий в себя вид оборудования, характер дефекта (повреждения) и условия эксплуатации, система подсказывает, что предписывают в этом случае нормативные документы, какие методы контроля могут быть применены для оценки ситуации, каков расчетный ресурс работоспособности. Кроме того, из банка данных могут быть извлечены сведения о том, какие меры принимались в аналогичном случае и к чему привели.

Пользователями этой открытой системы являются все организации на платной основе, средства используются целевым образом на оплату труда специалистов обслуживания банка данных и на совершенствование отраслевого метролого-технологического комплекса.

На абонентов банка данных в соответствии с правилами пользования системой "Банк данных и знаний по живучести ТЭС" распространяются льготы на использование эталонов и метрологических образцов для тестирования и аттестации средств и технологий контроля и восстановления живучести оборудования ТЭС, а также при обучении и стажировании специалистов.

Обеспечение эффективного использования и пополнения банка данных и знаний поручается Межотраслевому координационному совету "Живучесть ТЭС". Оборудованием ТЭС, для которого в первую очередь необходимо обеспечить эффективность использования знаний банка данных, являются паропроводы, работающие при температуре 450 °С и выше, и турбины.

3. ТЕХНОЛОГИЯ МИКРОСТРУКТУРНОГО МОНИТОРИНГА ОПРЕДЕЛЕНИЯ МЕРЫ ПОВРЕЖДЕНИЯ ЭЛЕМЕНТОВ ПАРОПРОВОДОВ И ТУРБИН ТЭС

3.1. Определение и назначение технологии

Технология микроструктурного мониторинга определения меры повреждения элементов паропроводов и турбин ТЭС предназначена для повышения достоверности периодической экспертизы стареющего повреждаемого теплоэнергетического оборудования ТЭС путем анализа микрообразцов с использованием известных методов контроля микроповреждений, металловедения и средств отраслевой экспертной системы. Технология распространяется на повреждаемые трещиноподобными дефектами зоны ответственных узлов теплоэнергетического оборудования: роторы и корпуса турбин, паропроводы и их элементы, барабаны и коллекторы парогенераторов.

Технология микроструктурного мониторинга включает в себя:

технологию отбора микрообразцов;

технологию подготовки микрообразцов для последующего исследования микроструктуры;

технологию занесения портретов микроструктур в компьютерный банк данных;

технологию количественной компьютерной обработки портретов микроструктур с определением меры их повреждения;

базу портретов микроструктур с количественными характеристиками меры повреждения (категории опасности).

Микроструктурный мониторинг осуществляется путем выборки микрообразцов в наиболее информативных и повреждаемых зонах. Измерение микроповреждений полученных образцов производят с помощью средств оптической и электронной микроскопии. Для записи портрета микроструктуры в памяти компьютера применяется система, включающая оптический микроскоп, совмещенный с видеокамерой или сканирующим устройством, передающим через интерфейсную плату результаты сканирования в компьютер. Разрешающая способность комплекса при записи и последующем анализе характеристик микроструктур - 1 мкм.

Выбор наиболее опасных информативных мест для отбора микрообразцов производят с учетом результатов ультразвуковой, вихретоковой, аммиачной (ДАО-технологии) дефектоскопии, а также визуального (видео-, телеконтроль) обследования и данных экспертной системы.

Результаты микроструктурного мониторинга представляют в виде "портретов микроструктуры" и экспертных заключений, характеризующих тенденцию количественного и качественного изменения микроповрежденности от ремонта к ремонту. Эти результаты используются как база данных информационно-экспертной системы на предприятии, где эксплуатируется данное оборудование, и в отраслевой системе "Живучесть оборудования ТЭС". Выборку микрообразцов производят по электроэрозионной технологии в соответствии с РД МКС-003-95 (лицензия НПФ "Живучесть ТЭС", peг. N 120-99.1508). Опыт освоения технологии накоплен при выборке микрообразцов в роторах, дисках, корпусах турбин, в гибах паропроводов на Костромской и Рязанской ГРЭС, в отраслевом метролого-технологическом комплексе и в АО "ВТИ".

С использованием базы данных для каждого элемента энергооборудования ТЭС, подвергаемого экспертизе, может быть выбран аналог, имеющий сходную меру (категорию) повреждения микроструктуры. Указанная экспертиза микроструктуры в сочетании с результатами, получаемыми с помощью технологий неразрушающего контроля элементов оборудования и анализа условий их эксплуатации, позволяет сделать заключение о категории опасности исчерпания ресурса этого оборудования.

3.2. Микроструктурный мониторинг роторов паровых турбин в зоне центральной полости

Настоящее требование РД распространяется на роторы высокого и среднего давления паровых турбин, содержащие центральную полость, и определяет технологию и метод контроля повреждения ротора с помощью микроструктурного мониторинга.

Если повреждения отсутствуют, то выбирают два микрообразца в зоне наибольших стационарных температур и деформаций. Таковой является зона первой ступени ротора (зона паровпуска).

При наличии исходного (стадия монтажа или установки нового ротора) или эксплуатационного повреждения в этой зоне получают и "эталонный" образец, который вырезают из неповрежденного участка, прилегающего к зоне повреждения. Не допускается вырезка "эталонных" образцов в потенциально повреждаемой зоне.

Металловедческая экспертиза микроповрежденности производится по портретам микроструктур. Кроме того, производится измерение микротвердости микрообразцов в соответствии с ГОСТ 9450-76.

Техническое обеспечение.

При проведении мониторинга используются следующие технические средства и материалы:

комплект для ультразвуковой дефектоскопии, в том числе зонд с ультразвуковым излучателем и ультразвуковой дефектоскоп, например, типа УД-2-12;

комплект для вихретоковой дефектоскопии, в том числе зонд с вихретоковым датчиком и измеритель типа ИТ-3;

комплект для ДАО-дефектоскопии, в том числе индикаторная бумага, устройство для насыщения дефектов внутренней полости ротора аммиаком, устройство для прижима индикаторной бумаги;

устройство для выборки микрообразцов.

Технология вырезки образцов электроэрозионным способом.

Подготовка системы для электроэрозионной вырезки (ЭЭВ) микрообразца включает:

очистку места предполагаемой вырезки микрообразца от грязи, продуктов окисления металла и отложений;

установку устройства для вырезки микрообразца в предполагаемой зоне вырезки.

В зоне паровпуска выбирают два микрообразца, расположенных диаметрально противоположно. Длина образца составляет 8-10 мм, ширина - 4-5 мм, толщина - 1,5-1,8 мм. Эти же размеры обязательны при выборке микрообразцов в иных зонах центральной полости.

После выборки микрообразца оставшееся углубление, имеющее вид полуэллипсоида глубиной не более 2 мм, довести до требуемой чистоты с помощью технологий, регламентированных РД 34.17.421-92.

Достоверность определения тенденции изменения микроповрежденности металла обеспечивается путем выборки микрообразцов в последующие капитальные ремонты в тех же зонах, что и при первичной выборке. Расстояние между выборками должно быть не менее десятикратной ширины выборки.

Периодичность выборки микрообразцов. До выявления микропор и микротрещин в зоне центральной полости выборку микрообразцов производят:

после монтажа или замены ротора;

далее - каждый капитальный ремонт.

После выявления микропор и (или) микротрещин периодичность капитальных ремонтов и выборки микрообразцов определяется решением экспертно-технической комиссии на основе заключений информационно-экспертной системы по живучести ТЭС.

Организация микроструктурного мониторинга. Первые три года (1997-1999 гг.) освоения данной технологии в отрасли для обеспечения необходимой культуры ее реализации выборку микрообразцов, зачистку и шлифовку зон выборки осуществляют аттестованные специалисты ОМТК, действующего на Костромской ГРЭС. Все сопутствующие технологические операции, включая предварительный неразрушающий контроль ротора с определением зон выборки микрообразцов, подготовки шлифов, определения категории опасности, могут производить или специалисты данной ТЭС или выездная бригада ОМТК.

3.3. Регламент микроструктурного мониторинга элементов котлов и паропроводов

Регламент контроля металла котла и паропроводов, выработавших свой парковый ресурс, включает в себя область применения, периодичность, организацию контроля и требования к проведению контроля отдельных элементов.

Контролю подлежат участки и места, регламентированные Типовой инструкцией по контролю и продлению срока службы металла основных элементов котлов, турбин и трубопроводов тепловых электростанций (РД 34.17.421-92), а также определяемые по статистике повреждений, на основании накопленных сведений в отраслевом банке данных и знаний по живучести ТЭС. Контроль проводится в период капитальных ремонтов энергоблока. В период средних и текущих ремонтов контролируются те элементы, информация о состоянии которых необходима для предварительного планирования работ, выполняемых при капитальном ремонте.

Настоящие требования распространяются на работающие при температуре выше 450 °С элементы котлов и паропроводов, выработавших парковый ресурс, а также на элементы котлов и паропроводы, у которых до выработки паркового ресурса выявились признаки исчерпания ресурса, и заключаются в необходимости проведения дополнительного микроструктурного мониторинга для оценки фактического состояния металла и возможности дальнейшей его эксплуатации.

Для увеличения достоверности принимаемых решений необходимо сопоставление целостной характеристики ситуации по контролируемому элементу или контрольной группе с наиболее информативными аналогами из отраслевой базы данных. В качестве средства для такого сопоставления должна использоваться отраслевая информационно-экспертная система гармонизации решений (СГР), разработка, развитие и совершенствование которой поручены ОМТК.

Осуществление выборки микрообразца. Выборка микрообразцов, производимая с помощью электроэрозионной технологии, допускается из различных участков паропроводов, включая растянутую часть гиба, только при условии

где

- фактическая толщина стенки в месте выборки микрообразца по результатам эксплуатационного контроля;

- расчетная толщина стенки по ОСТ 108.031.09-85.

Микрообразцы из растянутой зоны гиба следует отбирать на линии внешнего обвода на вершине гиба и на переходах от изогнутого к прямому участку трубы. В каждом из этих мест допускается отбирать по два микрообразца, смещенных в разные стороны от линии внешнего обвода на 5-10 мм. Расстояние между местами взятия микрообразцов должно быть не менее 40 мм. Большая ось микрообразца должна быть перпендикулярна оси трубы. При этом глубина лунки, создаваемой при выборке микрообразца, не должна превышать 1,5 мм. Лунка удаляется механическим способом с помощью шлифовальной машинки с мелкозернистым наждачным камнем диаметром 30-50 мм, в результате чего образуется достаточно плоская лыска со скругленными кромками размером 20-30 мм.

Организация контроля. Согласно требованиям п.6.2.1 РД 34.17.421-92, после отработки паркового ресурса, накопления остаточной деформации отдельными элементами паропровода более половины допустимой, а также при выявлении микроповрежденности структуры оценка срока дальнейшей эксплуатации паропровода проводится по вырезке, для чего на паропроводе выполняется одна вырезка на каждую марку стали из гиба с максимальной остаточной деформацией. При невозможности вырезать весь гиб целиком рекомендуется оценивать изменение свойств металла в процессе эксплуатации по вырезке из прямого участка гиба с обязательной оценкой в этом случае микроповрежденности растянутой зоны гиба методами неразрушающего контроля.

Применение технологии микроструктурного мониторинга в этом случае позволит повысить объективность и ответственность экспертного заключения по оценке возможности дальнейшей эксплуатации паропровода и наиболее опасных его узлов - гибов. В этом случае возможность дальнейшей их эксплуатации определяется по результатам проверки контрольных групп.

При выборе контрольных групп для микроструктурного мониторинга должны учитываться рекомендации и заключения экспертно-технической комиссии, создаваемой в соответствии с требованиями п.5.1 РД 34.17.421-92, а также организаций, имеющих лицензию Госгортехнадзора России на право выдачи экспертных заключений о возможности продления установленных сроков эксплуатации объектов, подведомственных Госгортехнадзору России.

Данные о паропроводах, необходимые для выделения контрольной группы, должны быть получены до наработки ими паркового ресурса, установленного действующими руководящими документами.

Контрольная группа труб (не менее двух на каждой нитке паропровода или на каждом перепуске) должна выбираться с учетом данных о структуре и расчетном ресурсе не менее 30% труб данной нитки или всех труб данного перепуска.

3.4. Определение микроповреждения металла по микротвердости отобранных микрообразцов (микровырезок)

Настоящие требования распространяются на элементы паропроводов (гибы, фасонные детали, прямые участки), работающие при температуре металла паропровода выше 450 °С, и определяют технологию оценки микроповрежденности металла по микротвердости отобранных микрообразцов (микровырезок) в дополнение к исследованиям микроструктуры.

Технология "Микротвердость" является частью технологии "Микрообразцы" и предназначена для систематической оценки микроповрежденности металла паропроводов. При длительной эксплуатации паропроводов технология применяется наряду с иными физически отличными средствами, например, металлографическим анализом с использованием электронных и оптических микроскопов, и оценивает свойства жаропрочных сталей 12Х1МФ и 15Х1М1Ф, закономерно изменяющих микротвердость структурных составляющих (феррита, перлита, сорбита, бейнита) при трансформации микроструктуры в процессе стационарной и нестационарной ползучести, а также при действии термомеханических нагрузок.

Технология "Микротвердость" может быть усовершенствована после накопления достаточного опыта на ТЭС.

При использовании технологии "Микротвердость" применяется стационарное оборудование - микротвердомеры ПМТ-3 или ПМТ-ЗМ.

При проведении контроля микроповрежденности металла элементов паропроводов ТЭС по технологии "Микротвердость" последовательно выполняют следующие основные операции:

выборку микрообразцов из наиболее повреждаемых зон паропроводов, в первую очередь из зон внешнего обвода гибов;

подготовку микрошлифов по принятой для оптической и растровой электронной микроскопии системе;

проведение измерений микротвердости на микрошлифах;

обработку результатов измерений и определение категорий повреждения (деградации) микроструктуры.

Измерение микротвердости различных структурных составляющих металла микрообразца выполняют в соответствии с технологией, рекомендованной ГОСТ 9450-76. При измерениях должны выполняться следующие требования:

количество отпечатков на каждой структурной составляющей не менее 15;

нагрузка на наконечник - 20 г;

расстояние между отпечатками не менее 3

(где

- размер диагонали отпечатка);

перед каждой серией измерений выполняется юстировка прибора.

Результаты измерений микротвердости структурных составляющих записываются в табл.1.

Таблица 1


Структурная составляющая	Значение параметра	Результаты измерений 1, 2, ..., 15	Среднеариф- метическое значение
Феррит	Длина диагонали отпечатков, мкм; значение микротвердости, МПа
Перлит	Длина диагонали отпечатков, мкм; значение микротвердости, МПа
Бейнит	Длина диагонали отпечатков, мкм; значение микротвердости, МПа

Оценку микроповреждения проводят по результатам микротвердости структурных составляющих, характерных для данной марки стали.

Для стали 12Х1МФ определяют:

- микротвердость ферритной фазы;

- микротвердость перлитной фазы;

- разность микротвердостей перлитной и ферритной фаз.

Для стали 15Х1М1Ф определяют:

- микротвердость ферритной фазы;

- микротвердость бейнита;

- разность микротвердостей бейнитной и ферритной фаз.

Значения

определяют как среднеарифметическое результатов пятнадцати измерений.

Характеристики микроструктуры в зависимости от категории повреждения приведены в табл.2.

Таблица 2

Категории повреждения микроструктуры (КПМ) металла паропроводов из сталей

перлитного класса (12Х1МФ, 15Х1М1Ф) в процессе длительной эксплуатации

и их соответствие шкалам по ОСТ 34-70-690-96


КПМ	Характеристика микроструктуры	ОСТ 34-70-690-96
		Приложение Ж Шкала микроповреж- даемости сталей перлитного класса, балл	Приложение Е Шкала сфероидизации перлита в углеродистых и низколеги- рованных сталях, балл
1	2	3	4
1	В пределах сдаточной (баллы 1-5 шкалы по ТУ-14-3-460-75) исходной микроструктуры
2	В пределах исходной браковочной структуры (баллы 6-9 шкалы по ТУ-14-3-460-75) или небольшие изменения исходной сдаточной микроструктуры на начальной стадии старения: четкие границы зерен, дисперсные карбиды располагаются по телу и границам зерен; сфероидизации продуктов распада перлитной (бейнитной) составляющей достигает 2-го балла
3	Заметные изменения исходной (сдаточной и браковочной): границы зерен частично размыты, карбиды размером 1-1,5 мкм располагаются по границам и телу зерен; сфероидизация продуктов распада перлитной (бейнитной) составляющей достигает 3-4-го балла	3, 4
	Существенные изменения исходной сдаточной (4.а) и браковочной (4.b) микроструктуры:
4.а	наблюдается сильное размывание границ зерен;	5, 6	1
4.b	карбиды укрупняются до 1-1,5 мкм, располагаясь преимущественно по границам зерен, приграничные участки шириной до 3 мкм обеднены карбидами, сфероидизация продуктов распада перлитной (бейнитной) составляющей достигает 5-6-го балла. Микропоры размером более 1 мкм отсутствуют (не выявляются при исследовании методом оптической микроскопии)	5, 6	1
	Большие изменения исходной микроструктуры, характеризующиеся образованием микропор:
5.а	наличие единичных изолированных микропор со средним размером до 2 мкм в количестве 1-5 в поле зрения микроскопа*;	5, 6	2
5.b	наличие множественных (в количестве более 10) микропор размером до 2 мкм без определенной ориентации;	5, 6	3
5.с	наличие множественных микропор размером до 2 мкм, ориентированных по границам зерен;	5, 6	4
5.d	наличие множественных микропор, ориентированных по границам зерен, увеличение размера пор до 2,5-5 мкм	5, 6	4
6.а	Значительные изменения микроструктуры, характеризующиеся образованием цепочек микропор по границам зерен: наличие цепочек пор в пределах одного зерна (6.а),	5, 6	5
6.b	в пределах нескольких зерен (6.b)	5, 6	5
7.а	Наличие цепочек пор, слившихся в микротрещины (7.а),	5, 6	6
7.b	макротрещин по границам зерен вплоть до развития магистральных трещин (7.b)	5, 6	7

_______________

* Количество пор определяется на поле, охватываемом окуляром микроскопа при увеличении х500.

Если значения

соответствуют 5-й или 6-й категории повреждения, то результаты проведенного контроля считаются ориентировочными.

В этом случае действительная категория повреждения уточняется путем анализа "портрета" микроструктуры.

В остальных случаях по полученным значениям

устанавливается категория микроповреждения данного элемента паропровода.

В том случае, когда в соответствии с табл.2

или

соответствуют одной категории повреждения, а

или

- другой категории, действительную категорию повреждения определяют как среднюю арифметическую этих значений.

Оформление результатов. Результаты оценки микроповреждения оформляют протоколом, в котором приводят:

характеристики контролируемого элемента паропровода;

схему расположения точек отбора микрообразцов;

результаты измерений;

категории микроповреждения.

Обоснование применения технологии "Микротвердость". Технология "Микротвердость" позволяет повысить достоверность методов контроля образцов металла (например, металлографический анализ и др.).

Технология тестирования апробирована на более чем 450 образцах металла наиболее ответственных паропроводов различных типоразмеров из сталей 12Х1МФ и 15Х1М1Ф в состоянии поставки и после длительной (до 300000 ч) эксплуатации или испытаний на длительную прочность и ползучесть при температуре 510-600 °С, проводимых на отраслевом испытательном комплексе, при категориях повреждения микроструктуры металла от 1 до 7.

Кроме того, результаты испытаний позволили определить необходимое значение нагрузки - 20 г для получения представительных отпечатков алмазного наконечника, а также определить информативные характеристики повреждения в зависимости от марки стали. Для стали 12Х1МФ - это микротвердость перлита (сорбита) и разность микротвердости перлита (сорбита) и феррита, для стали 15Х1М1Ф - это микротвердость бейнита и разность значений микротвердости бейнита и феррита. Эти параметры практически не изменяются по толщине образца.

4. СОЗДАНИЕ ОТРАСЛЕВОГО ОБРАЗЦА "ТЕХНОЛОГИЧЕСКИЙ КОМПЛЕКС

ДЛЯ КОНТРОЛЯ И ОПРЕДЕЛЕНИЯ МЕРЫ ЖИВУЧЕСТИ

ТЕПЛОЭНЕРГЕТИЧЕСКОГО ОБОРУДОВАНИЯ ТЭС"

В соответствии с координационным планом работ по направлению "Живучесть ТЭС", утвержденным Президентом РАО "ЕЭС России" 10.01.93, реализована на Костромской ГРЭС программа "Веда-21-2" по созданию отраслевого образца "Технологический комплекс для контроля и определения меры живучести ТЭС".

Программа является элементом системы обеспечения живучести стареющих ТЭС путем испытания, контроля и восстановления ответственных элементов энергооборудования (роторы и корпуса турбин, гибы паропроводов, крепеж и др.).

Методология программы включает: испытание натурных элементов оборудования при высоких и сверхвысоких (до 650 °С, до 100 МПа) параметрах; контроль микроповреждений (микроструктурный мониторинг живучести) путем получения микрообразцов, портретов микроструктур, определения микротвердости, вихретокового контроля и др.; создание и применение эталонов микроповреждений; восстановление живучести элементов энергооборудования; совершенствование технологического комплекса "Живучесть ТЭС".

В этих целях создан отраслевой метролого-технологический комплекс, предназначенный для решения проблем обеспечения и увеличения живучести оборудования стареющих ТЭС, осуществлена наладка установок и производятся автоматизированные испытания ротора на первой очереди ОМТК, готовятся к вводу в действие вторая и третья очереди ОМТК для испытаний гибов паропроводов и литых корпусов в соответствии с техническими требованиями на проведение испытаний в условиях, максимально приближенных к натурным. В процессе этих испытаний совершенствуются технологии измерения и восстановления готовности наиболее повреждаемых элементов ответственного стареющего энергооборудования (гибов паропроводов, коллекторов, корпусов и роторов турбин, корпусов арматуры и др.), создаются эталоны микроповреждений.

Технические требования к технологическому комплексу.

Комплекс должен обеспечивать проведение испытаний элементов энергооборудования при температурах и напряжениях, превышающих ресурсные. При этом элемент должен находиться в сложнонапряженном состоянии, соответствующем натурным условиям, и доводиться до разрушения (микро- или макроповреждений).

Температурно-силовой и временной режимы испытаний должны выбираться таким образом, чтобы характер повреждения металла элемента был аналогичен характеру, вызывающему разрушение оборудования в натурных условиях.

Создание сложнонапряженного состояния осуществляется нагружением элемента внутренним давлением.

Соответствующий температурный режим испытаний создается путем электрического нагрева.

Оборудование испытательного комплекса должно обеспечивать:

создание требуемых температурных условий при испытаниях элементов оборудования с колебаниями температуры ±5,0 °С;

максимальную температуру испытуемого металла оборудования 610 °С;

наибольшее давление 100 МПа;

создание необходимого внутреннего давления в испытываемом элементе и обеспечение его постоянства в пределах ±0,5 МПа;

достаточную точность контроля за температурными условиями испытаний элементов оборудования и контроля заданного давления;

сведение до минимума последствий разрушения испытуемого элемента оборудования и исключение опасности для обслуживающего персонала.

В состав испытательного комплекса входят следующее основное оборудование и приборы: плунжерный водяной насос с электроприводом, гидроаккумулятор, электронагреватель, газобаллонная станция (комплект баллонов с азотом), система контрольно-измерительных приборов и автоматики безопасности.

Для уменьшения рабочего объема в испытываемом элементе (например, корпус клапана, гиб паропровода) размещаются вытеснители. Рабочий объем элемента при этом должен быть меньше, чем объем, заполненный газом в аккумуляторе и трубопроводах.

Электронагрев осуществляется с помощью накладных муфелей с многосекционной обмоткой, позволяющих поддерживать заданную температуру в течение всего срока испытаний.

Эксплуатация испытательного комплекса должна проводиться в соответствии с "Инструкцией по испытаниям" применительно к каждому виду оборудования.

5. ТЕХНОЛОГИЯ НЕРАЗРУШАЮЩЕГО КОНТРОЛЯ МЕТОДОМ АММИАЧНОГО ОТКЛИКА (ДАО-технология)

При неразрушающем контроле материалов и изделий бывает важно не только установить факт наличия дефекта, но и тем или иным способом получить его "портрет".

Разработанные в ИНЭПХФ методы проникающих веществ, в том числе составляющие ДАО-технологию, позволяют визуализировать дефекты на поверхности практически любых материалов. Они имеют высокую чувствительность и не требуют столь тщательной подготовки поверхности как другие распространенные методы визуализации дефектов.

Методика получения "аммиачного отклика" основана на использовании физических и химических свойств аммиака, она представляет собой совокупность методов проникающих веществ, имеющих общие черты с капиллярными и газоадсорбционными методами. Капиллярно-диффузионный и газоадсорбционный методы, в которых используется аммиак, легли в основу технологии неразрушающего контроля оборудования ТЭС по "аммиачному отклику детали", или ДАО-технологии, созданной в межотраслевом совете "Живучесть ТЭС".

Технология неразрушающего контроля методом аммиачного отклика детали предназначена для выявления макро- и микронесплошностей в материалах конструкций при условии, что эти несплошности выходят на поверхность. Среда, содержащая аммиак (водный или водно-спиртовой раствор аммиака, газообразный аммиак, воздушно-аммиачная смесь или смесь воздуха с парами аммиачной воды), вводится в дефекты либо путем нанесения на контролируемую поверхность раствора (капиллярная пропитка), либо путем создания над контролируемой поверхностью аммиачно-газовой среды (адсорбция из газовой фазы), после чего аммиак начинает выходить из дефектов в окружающую среду, т.е. каждый дефект становится источником газообразного аммиака.

Для обнаружения выделяющегося аммиака используется выпускаемая НПФ "Живучесть ТЭС" специальная индикаторная бумага, изменяющая цвет при контакте с аммиаком. Аммиак диффундирует по бумаге и оставляет на ней увеличенное изображение дефекта или ДАО-портрет, что позволяет регистрировать дефекты с размерами от микрометра и более.

ДАО-технология предназначена для применения в энергетике в тех же пределах, что и нормативные методы вихретоковой, цветной и магнитопорошковой дефектоскопии. ДАО-технология не имеет ограничений, связанных с размерами или формой контролируемого объекта и может применяться для всех материалов, дефектами которых является несплошность: углеродистые, перлитные и аустенитные стали, другие металлы и сплавы, керамика, композиционные материалы, упрочняющие и защитные покрытия и т.д.

ДАО-технология применяется при контроле металла деталей и узлов турбин, котлоагрегатов, трубопроводов, сосудов, арматуры, их сварных соединений, электрооборудования, элементов металлических и железобетонных конструкций зданий и сооружений.

ДАО-технологию применяют для контроля труднодоступных зон конструктивных концентраторов, например: лопаточных пазов дисков, разгрузочных отверстий дисков, шпоночных пазов, поверхности резьбовых соединений и др. Одним из основных свойств ДАО-технологии является возможность измерения повреждений узлов, элементов и зон, содержащих конструктивно почти контроленепригодные участки для большинства практически применяемых средств (УЗД, МПД и др.).

Чувствительность ДАО-технологии характеризуется минимальными размерами (длиной, шириной, глубиной) выявляемого дефекта и устанавливается при помощи стандартных образцов. Экспериментальной базой для установления метрологических характеристик ДАО-технологии служит коллекция образцов Межотраслевого координационного совета "Живучесть ТЭС", которая включает: стандартные образцы (эталоны) для проверки чувствительности различных методов контроля поверхностных несплошностей; образцы искусственных дефектов в деталях оборудования ТЭС; фрагменты деталей энергетического оборудования с реальными повреждениями.

Требования к дефектоскопическим материалам, вспомогательным средствам, аппаратуре, выбору способа ввода аммиака в дефекты, подготовке объекта контроля, осуществлению контроля и мерам безопасности приведены в технической документации на контроль.

Документирование ДАО-портретов осуществляется следующими способами: фото- и видеосъемка с последующей компьютерной обработкой снимка или видеокадра, сканирование, ксерокопирование, обрисовка дефекта на бумаге. При фиксации изображения дефекта должна быть зарегистрирована следующая информация: наименование детали, расположение контролируемого участка, время выдержки, время экспозиции. Эта информация, а также информация о внешнем виде выявленного дефекта заносится в карту контроля или рабочий журнал.

6. ТЕХНОЛОГИЯ ПРЕДУПРЕЖДЕНИЯ ПОВРЕЖДЕНИЙ РОТОРОВ ВЫСОКОГО

И СРЕДНЕГО ДАВЛЕНИЯ ТУРБИН ТЭС - ЦИРКУЛЯР Ц-05-97 (т)

В зону центральной полости роторов высокого и среднего давления (РВД и РСД), как показал многолетний опыт эксплуатации и ремонта турбин, попадает обводненное масло. Даже в незначительных количествах эта жидкость и ее пары ускоряют коррозионное повреждение поверхностного слоя по всей длине центральной полости РВД и РСД. Особенно интенсивно этот процесс происходит в высокотемпературной части роторов, где взаимовлияние ползучести, усталости и коррозии наиболее опасно. В отдельных случаях, когда количество масла, попадающего в полость, существенно, отмечалось повышение вибрации валопровода.

В высокотемпературной зоне центральной полости РВД и РСД и при попадании масла и в воздушной среде процесс окалинообразования идет весьма интенсивно. При этом трудозатраты по очистке от окалины значительны. Увеличение периода между капитальными ремонтами до 6 лет, а в некоторых случаях до 7-8 лет, и эксплуатация значительной части ТЭС за пределами проектного и паркового ресурса увеличивают меру опасности указанного повреждения.

На Костромской ГРЭС накоплен необходимый опыт (свыше 16 лет, за которые на 8 РВД и РСД выполнено более 60 ремонтов с контролем состояния центральной полости), позволивший получить решение проблемы путем заполнения центральной полости инертным газом. В межремонтный период этот газ, находясь под небольшим избыточным давлением (до 1 кгс/см

), практически исключает попадание масла, его паров и влаги в полость. Надежность длительной эксплуатации РВД и РСД (до 5-8 лет между капитальными ремонтами) без утечки инертного газа достигнута за счет несложного конструктивно-технологического решения по герметизации полости. При этом изменяется лишь конструкция "пробок" и их крепления в РВД и РСД.

Опыт Костромской ГРЭС показал, что при качественном выполнении решения по герметизации РВД и РСД и эксплуатации их с инертным газом в центральной полости, процесс окалинообразования почти полностью исключается. Язвы и трещиноподобные дефекты там пока не выявлялись. Этим подтверждается хорошо известный по результатам испытаний образцов факт значительного замедления процесса микроповреждения поверхностного слоя в условиях сочетания ползучести и усталости в среде инертного газа по сравнению с агрессивной средой, содержащей пары воды и воздух.

Под руководством МКС "Живучесть ТЭС" на Костромской ГРЭС создана специализированная выездная бригада для осуществления контроля и удаления дефектов металла РВД и РСД, включающая технологов ОМТК и метрологов-технологов по проблеме измерения микроповреждений и восстановления живучести роторов.

Так, например, произведенный этой бригадой контроль РВД и РСД турбины К-800-240 ЛМЗ ст. N 5 Рязанской ГРЭС, выработавшей проектный (парковый) ресурс 100 тыс. ч, выявил (май 1997 г.) наличие многочисленных коррозионных повреждений (одиночные язвы и цепочки язв, ориентированных наиболее неблагоприятно - в осевом направлении в местах вероятного расположения технологических неоднородностей металла) и трещиноподобных, в основном червеобразных, дефектов, также ориентированных в осевом направлении. Наибольшие по длине, глубине и раскрытию дефекты были в зоне паровпуска РВД и РСД (максимальная длина - до 180 мм, глубина - до 3 мм, раскрытие - до 1 мм).

Для реализации решения по эксплуатации РВД и РСД с герметизированной центральной полостью, заполненной инертным газом, циркуляром Ц-05-97 (т) предлагается:

провести на группе стареющих ТЭС, выработавших парковый ресурс, герметизацию центральной полости роторов турбин с заполнением ее инертным газом по технологии, разработанной МКС "Живучесть ТЭС";

главным инженерам стареющих ТЭС организовать стажировку соответствующих специалистов на Костромской ГРЭС для освоения и реализации технологии герметизации центральной полости РВД и РСД.

7. ГИДРАВЛИЧЕСКИЕ ИСПЫТАНИЯ ПАРОВОДЯНОГО ТРАКТА

ПОСЛЕ ВЫПОЛНЕНИЯ СВАРОЧНЫХ РАБОТ ПРИ РЕМОНТЕ

Настоящие требования распространяются на трубопроводные элементы пароводяного тракта электростанций, входящих в группу лидеров стареющих ТЭС, и уточняют положения Правил устройства и безопасной эксплуатации паровых и водогрейных котлов и Правил устройства и безопасной эксплуатации трубопроводов пара и горячей воды в части организации испытаний трубопроводных элементов после проведения сварки при их ремонте.

Гидравлические испытания трубопроводов с целью проверки их на прочность и плотность (герметичность) в настоящее время осуществляют в области температур металла от +10 до +40 °С, в которой трещиностойкость металла существенно ниже, чем при высокой температуре. При многократных гидроиспытаниях (опрессовках) подрастание дефектов, обусловленное такими циклами, может быть значительным. Кроме того, при повреждениях трубных систем котлов и трубопроводов, устраняемых в течение небольшого времени (менее двух суток), их заполнение под опрессовку сопровождается резким охлаждением еще не остывшего металла и появлением высоких термических напряжений, способствующих развитию дефектов.

Поэтому гидроиспытания должны быть организованы таким образом, чтобы уменьшить опасность развития дефектов в оборудовании, возникающих из-за специфики условий гидравлических испытаний.

В целях выбора наиболее оптимального метода испытаний в зависимости от объема ремонта сварных стыков вводятся три критерия, определяемые через число отремонтированных с помощью сварки стыков в испытуемой системе трубопроводов:

1. Если количество отремонтированных сварных соединений единичного объекта, подконтрольного требованиям Госгортехнадзора России, не превышает 5%, но не более 5 единиц (критерий 1), то вместо гидравлических испытаний необходимо осуществить неразрушающий контроль не менее чем двумя физически различными способами, регламентированными действующей НТД.

2. При количестве отремонтированных сварных соединений до 20%, но не более 20 единиц (критерий 2), решение о способе контроля (гидравлическое испытание или дефектоскопия аналогично критерию 1) принимается электростанцией и инспектором госгортехнадзора (горнотехнической инспекции) с учетом конкретных факторов.

3. При количестве отремонтированных сварных соединений 20% или более 20 единиц (критерий 3) необходимо осуществлять гидравлические испытания отремонтированной трубной системы.

4. Гидравлические испытания конструкций, имеющих допустимые дефекты, должны производиться давлением, не превышающим рабочее.

Приложение 2.1

Справочное

ТЕРМИНЫ И ОПРЕДЕЛЕНИЯ


N п/п	Термин	Определение	Наименование документа
1	2	3	4
1	Предельное состояние	Состояние объекта, при котором его дальнейшая эксплуатация недопустима или нецелесообразна, либо восстановление его работоспособного состояния невозможно или нецелесообразно	ГОСТ 27.002-89 "Надежность в технике. Термины и определения"
2	Остаточный ресурс	Суммарная наработка объекта от момента контроля его технического состояния до перехода в предельное состояние Примечание. Аналогично вводятся понятия остаточной наработки до отказа, остаточного срока службы и остаточного хранения	То же
3	Назначенный ресурс	Суммарная наработка, при достижении которой эксплуатация объекта должна быть прекращена независимо от его технического состояния	"
4	Живучесть	Под живучестью понимают свойство объекта, состоящее в его способности противостоять развитию критических отказов из-за дефектов и повреждений при установленной системе технического обслуживания и ремонта, или свойство объекта сохранять ограниченную работоспособность при воздействиях, не предусмотренных условиями эксплуатации, или свойство объекта 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 трещин, размеры которых не превышают предельных значений	"
5	Парковый ресурс	Наработка однотипных по конструкции и условиям эксплуатации объектов, при которой не произойдет отказ	РД 34.17.421-92
6	Надежность	Свойство объекта сохранять во времени в установленных пределах значения всех параметров, характеризующих способность выполнять требуемые функции в заданных режимах и условиях применения, технического обслуживания, хранения и транспортирования Примечание. Надежность является комплексным свойством, которое в зависимости от назначения объекта и условий его применения может включать безотказность и сохраняемость или определенные сочетания этих свойств	ГОСТ 27.002-89 "Надежность в технике. Термины и определения"
7	Признак технического состояния	Качественная или количественная характеристика любых свойств объекта	То же
8	Дефект	Каждое отдельное несоответствие признака технического состояния объекта установленным требованиям	"
9	Отказ	Событие, заключающееся в нарушении работоспособного состояния объекта	"
10	Исправное состояние	Состояние объекта, при котором он соответствует всем требованиям нормативно-технической и (или) конструкторской (проектной) документации	"
11	Неисправное состояние	Состояние объекта, при котором он не соответствует хотя бы одному из требований нормативно-технической и (или) конструкторской (проектной) документации	"
12	Работоспособное состояние	Состояние объекта, при котором значения всех параметров, характеризующих способность выполнять заданные функции, соответствуют требованиям нормативно-технической и (или) конструкторской (проектной) документации	"
13	Неработоспособное состояние	Состояние объекта, при котором значение хотя бы одного параметра, характеризующего способность выполнять заданные функции, не соответствует требованиям нормативно-технической и (или) конструкторской (проектной) документации Примечание. Для сложных объектов возможно деление их неработоспособных состояний. При этом из множества неработоспособных состояний выделяют частично неработоспособные состояния, при которых объект способен частично выполнять требуемые функции	"
14	Технический контроль	Проверка соответствия объекта установленным техническим требованиям	ГОСТ 16504-81

Приложение 2.2

ОСНОВНЫЕ ПОЛОЖЕНИЯ КОНЦЕПЦИИ "ЖИВУЧЕСТЬ СТАРЕЮЩИХ ТЭС"

Объективная необходимость длительного (до 2005-2020 гг.) периода эксплуатации парка энергоустановок ТЭС, когда значительная часть этого парка отработала проектный и парковый ресурс, требует ускоренного развертывания отраслевой системы обеспечения безопасности и живучести основных элементов теплоэнергетического оборудования ТЭС (ОСОБЖЭ).

Первый этап развертывания качественно новой ОСОБЖЭ необходимо осуществить по наиболее ответственным высокотемпературным элементам (роторам и корпусам) турбин, определяющим ресурс и межремонтный период энергоблоков. Это положение обосновано с учетом известных случаев разрушения роторов, в том числе с катастрофическими последствиями, наличия значительного количества трещиноподобных повреждений в эксплуатируемых литых корпусах турбин, а также определенных достижений по решению проблемы (банка данных по повреждениям и разработок по восстановлению ресурса и эксплуатационному контролю).

Необходимость масштабных и безотлагательных мер по решению проблемы определена и тем, что почти весь парк роторов остается непроконтролированным на наличие трещин, развивающихся со стороны наружной поверхности из конструктивных концентраторов. До последнего времени в отрасли отсутствовала система типа "банк данных по повреждению", периодически пополняемая в соответствии с отраслевыми документами. Отсутствовала и система контроля за развитием трещин в процессе эксплуатации роторов и корпусов. Задачей первостепенной важности является задача развития разработок по ОСОБЖЭ в особых ситуациях при вынужденной временной необходимости эксплуатации особо ответственных элементов с развивающимися макротрещинами.

Согласно ГОСТ 27.002-89 под живучестью понимают свойство объекта, состоящее в его способности противостоять развитию критических отказов из-за дефектов и повреждений при установленной системе технического обслуживания и ремонта, или свойство объекта сохранять ограниченную работоспособность при наличии дефектов или повреждений определенного вида, а также при отказе некоторых компонентов.

Основными положениями концепции "Живучесть стареющих ТЭС" являются:

увеличение паркового, группового и индивидуального ресурса ответственных элементов энергооборудования ТЭС на базе новых научно-технических методов определения конструкционной прочности с учетом результата проведения сверхдлительных испытаний, накопленного банка данных о повреждениях и учетом результатов технического диагностирования, выполняемого АО "ВТИ" и АО "Фирма ОРГРЭС" в соответствии с п.4.13.2 ПТЭ;

восстановление ресурса наиболее ответственных элементов энергооборудования путем реализации разработок (периодического удаления тонкого поверхностного слоя, накопившего микроповреждения в роторах, полного или частичного удаления трещиноватых зон в корпусах), не требующих больших материальных и трудовых затрат, выполняемых на ТЭС, а в отдельных случаях - в специализированных ремонтных предприятиях;

применение и систематическое совершенствование средств эксплуатационного контроля повреждений на базе современных диагностических систем и вычислительной техники, новых методов контроля трещин (резонансного, метода электропотенциала, акустической эмиссии).

Реализация изложенной концепции позволит сделать ситуацию при лавинообразном старении оборудования контролируемой, обеспечить безопасность эксплуатации, увеличив сроки эксплуатации до полной замены оборудования ТЭС, и, тем самым выиграть время, необходимое для создания прогрессивных типов энергооборудования и накопления необходимых ресурсов для ввода новых мощностей в условиях ожидаемого подъема потребления.

Таким образом, вынужденная ситуация необходимости длительного существования стареющих ТЭС преобразуется в технологический процесс реализации программы обеспечения их живучести.

Принципиальная схема движения "Живучесть ТЭС" приведена на рис.1.

Рис.1. Принципиальная схема основ движения "Живучести ТЭС"

Приложение 2.3

СОЗДАНИЕ ОБРАЗЦОВОЙ ОТРАСЛЕВОЙ ЛАБОРАТОРИИ ИЗМЕРЕНИЙ ДЕФЕКТНОСТИ ОБОРУДОВАНИЯ

Для эффективного решения проблемы живучести стареющей ТЭС на Костромской ГРЭС лаборатория металлов, ответственная за всю систему измерения повреждений оборудования, преобразована в образцовую лабораторию измерения дефектности оборудования (ЛИДО), что позволило осуществить переход к более системному подходу по измерению повреждений оборудования.

Лаборатория измерений дефектности оборудования является самостоятельным структурным подразделением электростанции. Руководство лабораторией осуществляется начальником лаборатории на основе единоначалия. Назначение и увольнение начальника лаборатории производится генеральным директором электростанции по представлению главного инженера и согласовывается с главным метрологом-технологом РАО "ЕЭС России" по направлению "Живучесть стареющих ТЭС".

В административном отношении и хозяйственной деятельности лаборатория подчиняется генеральному директору электростанции, в производственно-технической - главному инженеру (заместителю главного инженера), а в метролого-технологической и нормативной деятельности - главному метрологу-технологу РАО "ЕЭС России" по направлению "Живучесть ТЭС".

Лаборатория измерений дефектности оборудования обеспечивает надежность и живучесть энергетического оборудования путем систематического измерения дефектности и изучения состояния металла и сварных соединений в процессе эксплуатации.

В своей деятельности ЛИДО руководствуется действующими нормативными, руководящими и распорядительными документами Минтопэнерго России, РАО "ЕЭС России", Госгортехнадзора России и отраслевой системой "Живучесть стареющих ТЭС".

В состав ЛИДО входят следующие специализированные группы: группа металловедения, группа дефектоскопии, группа механических испытаний и группа химического анализа.

Опыт показывает также необходимость создания отдельной группы, осуществляющей разработку, наполнение и использование станционной экспертной системы состояния металла на протяжении всего периода эксплуатации, включающей микроструктурный мониторинг и отраслевой банк эталонов и образцов различных типов и состояния металла, а также рекомендации и заключения опытных отраслевых экспертов и нормативно-технические требования.

Экспертная система создается и осваивается с целью повышения эффективности решения проблемы живучести стареющей ТЭС и ориентируется на существенное увеличение наглядности восприятия состояния основных систем жизнедеятельности ТЭС. Первоочередными элементами оборудования ТЭС, включенными в экспертную систему, являются корпуса и роторы турбин, паропроводы и их элементы.

Персонал ЛИДО наряду с обязанностями, изложенными в типовом положении о лабораториях металлов, осуществляет и реализует функции и задачи, решаемые ОМТК, созданным на Костромской ГРЭС, а также входит в состав выездных бригад с целью оказания технической и методической помощи по реализации отраслевой системы "Живучесть стареющих ТЭС" и освоению новых технологий определения дефектности оборудования и обеспечения его живучести.

Опыт, накопленный в процессе создания ЛИДО на Костромской ГРЭС, а также расширение решаемых лабораторией задач определяет необходимость осуществления аналогичных преобразований и на других ТЭС, входящих в группу отраслевых образцов стареющих ТЭС. Такие преобразования осуществляются на Рязанской ГРЭС и Костромской ТЭЦ-2.

Приложение 2.4

ПОЛОЖЕНИЕ

ОБ "ОТРАСЛЕВОМ ЦЕХЕ ОПЫТНОГО ПРОИЗВОДСТВА -

ОТРАСЛЕВОМ МЕТРОЛОГО-ТЕХНОЛОГИЧЕСКОМ КОМПЛЕКСЕ (ОМТК)"

НА КОСТРОМСКОЙ ГРЭС

1. ОСНОВНЫЕ ПОЛОЖЕНИЯ

1.1. Отраслевой цех опытного производства - ОМТК предназначен для испытания в производственных условиях, освоения и усовершенствования новых технологий измерения повреждений и восстановления живучести оборудования, зданий и сооружений ТЭС.

1.2. Модель взаимодействия ОМТК с основными подразделениями Костромской ГРЭС, иными ТЭС и организациями электроэнергетики показана на структурной схеме (рис.2).

Рис.2. Модель и структурная схема взаимодействия ОМТК с основными подразделениями Костромской ГРЭС,

иных ТЭС и организаций электроэнергетики

1.3. Основной продукцией ОМТК являются новые технологии, необходимые для обеспечения живучести ТЭС. Дополнительные виды деятельности и продукции: передача Костромской ГРЭС усовершенствованных и освоенных новых технологий, передача их иным предприятиям, освоение и совершенствование нормативов по каждой из новых технологий и по метролого-технологическому комплексу в целом.

1.4. Ответственность за систематическую поставку новых технологий для их освоения, усовершенствования в ОМТК и передачи Костромской ГРЭС, иным предприятиям принимает на себя Межотраслевой координационный совет (МКС) "Живучесть ТЭС" и одноименная научно-производственная фирма, учрежденная РАО "ЕЭС России" для решения этой проблемы.

1.5. Костромская ГРЭС и научно-производственная фирма "Живучесть ТЭС" взаимодействуют как юридические лица на договорной основе. Дополнительно, на основе накопленного многолетнего опыта и конкретных совместных научно-технических, метролого-технологических и учебных программ они совместно решают проблему повышения квалификации персонала Костромской ГРЭС.

2. ОСНОВНЫЕ ЗАДАЧИ

2.1. Метрологический аспект обеспечения живучести ТЭС.

2.1.1. Участие в пополнении отраслевой базы микроповреждений, эталонов и образцов микроповреждений.

2.1.2. Участие в создании отсутствовавших ранее в отрасли эталонов и образцов микроповреждений наиболее ответственных элементов оборудования, зданий и сооружений, в том числе зона центральной полости роторов турбин, тепловых канавок, придисковых галтелей, перлитных и титановых турбинных лопаток, бандажей роторов генераторов (немагнитная сталь).

2.1.3. Участие в увеличении конкурентоспособности продукции путем определения и увеличения разрешающей способности методов и технологий, увеличения достоверности измерения повреждений.

2.2. Технологический аспект.

2.2.1. Участие в создании и совершенствовании технологий, обеспечивающих необходимую достоверность и разрешающую способность измерения повреждений.

2.2.2. Участие в совершенствовании системы технологий восстановления живучести оборудования, зданий и сооружений.

2.2.3. Участие в обеспечении эффективности и конкурентоспособности технологий ОМТК путем доведения их до уровня, соответствующего лучшим образцам в мировой практике.

2.3. Нормативный аспект.

2.3.1. Участие в совершенствовании системы инструкций для пользователей продукции ОМТК.

2.3.2. Участие в создании нормативных и руководящих документов по продукции ОМТК.

2.3.3. Участие в создании и совершенствовании отраслевой системы "Обеспечение живучести ТЭС".

3. ФУНКЦИИ

3.1. Взаимодействие ОМТК с подразделениями Костромской ГРЭС.

3.1.1. ОМТК осваивает и участвует в усовершенствовании и помогает ЛИДО освоить технологии измерения микроповреждений и макродефектов в оборудовании Костромской ГРЭС. К основным из этих технологий на ближайшие два-три года относятся: вихретоковая, ДАО-технология и технология измерения трещиностойкости корпусов, микроструктурный мониторинг, СГР-информационно-экспертная система для Костромской ГРЭС в целом, комплекс технологий для измерения повреждений в центральной полости роторов, видеотехнология и др.

3.1.2. ОМТК осуществляет длительную (до года и более) подготовку будущих руководителей по проблемам роторов, корпусов, паропроводов, по защитно-упрочняющим покрытиям. Эти специалисты передаются затем в соответствующие подразделения Костромской ГРЭС.

3.1.3. ОМТК осваивает, участвует в усовершенствовании комплекса технологий по восстановлению и защитно-упрочняющим покрытиям оборудования Костромской ГРЭС.

3.1.4. ОМТК реализует технологический цикл защитно-упрочняющих покрытий для нужд Костромской ГРЭС.

3.2. Взаимодействие ОМТК с внешними организациями.

3.2.1. С Госгортехнадзором России, РАО "ЕЭС России", отраслевыми институтами и организациями, научно-техническими и учебными организациями ОМТК взаимодействует через МКС "Живучесть ТЭС", осуществляющий метрологическое, технологическое и нормативное руководство ОМТК.

3.2.2. С электростанциями и энергосистемами ОМТК взаимодействует через НПФ "Живучесть ТЭС", берущую на себя ответственность за менеджмент, рекламу, организацию договоров и их полную реализацию, включая авторский надзор.

3.2.3. ОМТК совместно с МКС "Живучесть ТЭС", НПФ "Живучесть ТЭС" и ЛИДО развертывают и углубляют имеющийся опыт выездных бригад. Это направление совместной деятельности необходимо для обеспечения конкурентоспособности наиболее высоких, тонких технологий.

4. ПРАВА

4.1. ОМТК имеет право представлять свою продукцию на отраслевых и межотраслевых совещаниях, выставках, при оформлении необходимых заявок в установленном порядке.

4.2. ОМТК имеет право выступать с инициативой повышения квалификации своего персонала, в том числе путем стажировки на иных предприятиях с образцовыми производствами.

4.3. ОМТК имеет право авторского надзора за правильностью использования переданных технологий во всех подразделениях Костромской ГРЭС.

5. ОСОБЫЕ УСЛОВИЯ

5.1. Факторы уникальности ОМТК в российской энергетике и высокого уровня безработицы в г.Волгореченске определили необходимость регламентации правил отбора претендентов на зачисление в персонал ОМТК.

5.1.1. Научный совет Костромской ГРЭС совместно с ОМТК подбирает таких кандидатов прежде всего из числа специалистов Костромской ГРЭС.

5.1.2. Каждый из таких кандидатов проходит испытание не менее шести месяцев.

5.1.3. Решение о зачислении в персонал ОМТК при согласии научного совета Костромской ГРЭС и МКС "Живучесть ТЭС" принимает руководство Костромской ГРЭС.

5.2. Не менее трех раз в году на совместном заседании научного и технического совета обсуждается отчет о результатах деятельности ОМТК.

Приложение 2.5

РЕГЛАМЕНТ КОНТРОЛЯ ЭЛЕМЕНТОВ КОТЛОВ И ПАРОПРОВОДОВ,

ВЫРАБОТАВШИХ ПАРКОВЫЙ РЕСУРС

Утвержден

Госгортехнадзором России

Начальник управления по котлонадзору

и надзору за подъемными сооружениями

В.С.КОТЕЛЬНИКОВ

Утвержден

РАО "ЕЭС России"

Вице-президент

О.В.БРИТВИН

1. ОБЩИЕ ПОЛОЖЕНИЯ

1.1. Настоящие требования распространяются на работающие при температуре свыше 450 °С элементы котлов и паропроводов, у которых до выработки паркового ресурса выявились признаки исчерпания фактического ресурса, устанавливают требования к организации их и относятся к оборудованию отраслевых образцов стареющих ТЭС.

1.2. Контролю подлежат гибы, прямые участки, сварные соединения и литые детали паропроводов и коллектора котлов.

1.3. Контроль проводится в период текущих, средних и капитальных ремонтов блока. В период капитальных ремонтов контролируются все элементы. В период текущих и средних ремонтов контролируются те элементы, информация о состоянии которых необходима для предварительного планирования работ, выполняемых при капитальном ремонте.

2. ТРЕБОВАНИЯ К ПРОВЕДЕНИЮ КОНТРОЛЯ ОТДЕЛЬНЫХ ЭЛЕМЕНТОВ

2.1. Контроль и оценка состояния гибов производятся по результатам УЗД, МПД, измерений толщины стенки и овальности сечения, определения структуры и микроповреждения металла.

2.2. Для увеличения достоверности принимаемого решения необходимо сопоставление целостной характеристики ситуации по контролируемому гибу (контрольной группе) с наиболее информативными аналогами из отраслевой базы "Повреждение гибов паропроводов и перепускных труб". В качестве средства для такого сопоставления должна использоваться отраслевая информационно-экспертная система гармонизации решений (СГР).

2.3. Контроль и оценка состояния прямых участков производятся по результатам измерения толщины стенки и твердости металла, определения его структуры и микроповреждения, измерений остаточной деформации или скорости ползучести.

2.4. Контроль и оценка состояния сварных соединений, литых деталей паропроводов и коллекторов производятся методами и средствами, предусмотренными в типовой инструкции для допаркового периода эксплуатации этих элементов. Для оценки состояния коллекторов дополнительно может использоваться величина их прогиба.

Гидроиспытания трубопроводных элементов пароводяного тракта после выполнения сварочных работ при их ремонте осуществляются в соответствии с разд.7 настоящего РД.

2.5. Дефектоскопический контроль и измерение твердости производятся согласно действующей НТД. Определение структуры и микроповреждения металла прямых труб производится по сколам, репликам, либо с помощью микрообразцов по методике НПФ "Живучесть ТЭС".

2.6. Определение структуры и микроповреждения металла гибов производится по репликам либо с помощью микрообразцов на растянутой зоне гиба в соответствии с разд.3.3 настоящего РД. Допускается производить оценку структуры по сколам из сжатой зоны. Прогиб коллекторов определяется с помощью струны или гидроуровня либо оптическим (лазерным) способом.

3. ОРГАНИЗАЦИЯ КОНТРОЛЯ

3.1. Возможность и условия дальнейшей эксплуатации элементов, указанных в п.1.2 настоящего Регламента, определяются по результатам проверки контрольных групп.

3.2. В контрольную группу гибов (не менее двух на каждой нитке паропровода или перепуска) должны входить гибы с наименьшим расчетным ресурсом, а также гибы, ресурс которых может существенно снижаться из-за действия неподдающихся расчету факторов.

3.3. Контрольная группа труб (не менее двух на каждой нитке паропровода или на каждом перепуске) должна выбираться с учетом данных о структуре и расчетном ресурсе не менее 30% труб данной нитки или всех труб данного перепуска.

3.4. Данные о паропроводах, необходимые для выделения контрольной группы в соответствии с п.3.2 настоящего Регламента, должны быть получены до наработки ими паркового ресурса, установленного действующими РД.

3.5. При выборе контрольных групп и видов контроля должны учитываться рекомендации организаций, имеющих лицензию Госгортехнадзора России на право выдачи экспертных заключений о возможности продления установленных сроков эксплуатации объектов Госгортехнадзора России.

Приложение 3

Утверждаю:

Главный инженер ____________

____________________________

"____"______________________ г.

ВЕДОМОСТЬ ДЕФЕКТОВ ТРУБОПРОВОДА И ОПС


N п/п	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, Ф.И.О., подпись)
Представитель эксплуатации ТЭС		______________________________________________ (должность, Ф.И.О., подпись)

Приложение 4

РАСЧЕТНАЯ СХЕМА ТРУБОПРОВОДА

Характеристика труб:

типоразмер _________________________

радиус гиба _________________________

материал ___________________________

Расчетные параметры:

= ________ кгс/см

;

= _________

- 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 5

НАПРЯЖЕНИЕ В СЕЧЕНИЯХ ТРУБОПРОВОДОВ


Расчеты выполнил:
Представитель специализированной
организации	________________________________________________________________________ (должность, Ф.И.О., подпись)

Приложение 6

НАГРУЗКИ НА ОПОРЫ И ПОДВЕСКИ ТРУБОПРОВОДА


					Холодное состояние				Рабочее состояние
Наи- мено- вание трубо- прово- да	Но- мер опо- ры по схеме	Номе- ра пру- жин по МНВ или ОСТ	Высота пружин в сво- бодном состоя- нии , мм	Макси- маль- ная нагруз- ка на пружи- ну , кгс	Высота пружины, мм		Нагрузка на опору, кгс		Высота пружины, мм		Нагрузка на опору, кгс		Неба- ланс нагру- зок на опору, %
					рас- чет- ная	фак- тичес- кая	рас- чет- ная	фак- тичес- кая	рас- чет- ная	фак- тичес- кая	рас- чет- ная	фак- тичес- кая
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 значения нагрузок на опоры взяты из расчетов по договору N _______________________


Обследование провели:
Представитель специализированной организации		__________________________________________ (должность, Ф.И.О., подпись)
Представитель эксплуатации ТЭС	________________________________________________________ (должность, Ф.И.О., подпись)

Приложение 7

РЕЗУЛЬТАТЫ КОНТРОЛЯ ТЕМПЕРАТУРНЫХ ПЕРЕМЕЩЕНИЙ ТРУБОПРОВОДА


Наименование трубопровода	Номер индикатора по схеме	Перемещение вдоль осей координат, мм						Небаланс перемещений вдоль осей координат, мм

		расч.	факт.	расч.	факт.	расч.	факт.	до- пуск	факт.	до- пуск	факт.	до- пуск	факт.
1	2	3	4	5	6	7	8	9	10	11	12	13	14


Примечания: 1. Отметки холодного состояния оси трубопроводов произведены		___________________ (число, месяц, год)
2. Положение оси трубопроводов при рабочих параметрах зафиксировано	_______________________ (число, месяц, год)
3. Расчетные значения перемещений взяты из расчетов по договору N ___________________________

Представитель специализированной организации

________________________________________

(должность, Ф.И.О., подпись)

Представитель эксплуатации ТЭС

______________________________________________________

(должность, Ф.И.О., подпись)

Приложение 8

Утверждаю:

Главный инженер _______________

______________________________

"____"_________________________ г.

АКТ

ПРИЕМКИ ПАРОПРОВОДОВ ТЭС _____________

ПОСЛЕ ВЫПОЛНЕНИЯ ПЛАНОВОГО РЕМОНТА

В ______ г.

Представитель специализированной организации _____________________________________________

_________________________________________________________________________________________

(наименование организации, должность, Ф.И.О. представителя)

и представитель эксплуатации________________________________________________________________

_________________________________________________________________________________________

(наименование организации, должность, Ф.И.О. представителя)

удостоверяют:

1. Дефекты, выявленные при проведении обследования технического состояния трубопроводов и ОПС, устранены (см. приложение 3). (Если дефекты не устранены, должны быть указаны мероприятия, которые необходимо провести для устранения дефектов, и сроки их проведения).

2. Условия прочности соблюдаются для всех расчетных участков трубопроводов на расчетный срок эксплуатации ____________________ тыс. ч с параметрами рабочей среды

= _____ кгс/см

= ____

С (см. приложение 5).

3. Отклонения фактических нагрузок упругих опор от расчетных не превышают допустимых значений, предусмотренных НТД (см. приложение 6). (Если эти отклонения превышают допустимые значения, должны быть указаны причины превышения, а также способы и сроки устранения дефекта.)

4. Разницы фактических и расчетных температурных перемещений по показаниям индикаторов (реперов) не превышают допустимых значений, предусмотренных НТД (см. приложение 7). (Если указанные разницы превышают допустимые значения, должны быть указаны причины превышения, а также способы и сроки устранения дефекта.)

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

Прилагаются:

1. Ведомость дефектов трубопровода.

2. Расчетная схема трубопровода котла.

3. Напряжения в сечениях трубопровода.

4. Нагрузки на опоры и подвески трубопровода.

5. Результаты контроля температурных перемещений трубопровода котла.


Представитель специализированной
организации	___________________________________________________________ (должность, Ф.И.О., подпись)
Представитель эксплуатации ТЭС		_____________________________________________________ (должность, Ф.И.О., подпись)

Приложение 9

ОБЩИЕ СВЕДЕНИЯ О КОТЛЕ, КОЛЛЕКТОРАХ И ПАРОПЕРЕПУСКНЫХ ТРУБАХ КОТЛА,

РЕЗУЛЬТАТЫ КОНТРОЛЯ

9.1. Котел

Котел

____________________

(тип котла)

изготовлен на

____________________________________

(завод-изготовитель)

Расчетное давление:

в барабане____________________ МПа

на выходе из котла _____________ МПа

Расчетная температура:

в барабане ____________________ °С

на выходе из котла ______________ °С

Станци-

онный номер

Регистра-

ционный номер

Заводской номер

Год изготов-

ления

Год пуска

Наработка на момент обследования, ч/количество пусков

9.2. Коллекторы котла

(барабанных котлов, начиная от барабана,

для прямоточных - с t

400

С)

Коллектор

входной

выходной

Ступень перегрева среды на котле

Марка стали

Типо-

размер

Наработка, ч

Расчетные параметры

Марка стали

Типо-

размер

Наработка, ч

Расчетные параметры

МПа

°С

МПа

°С

9.3. Пароперепускные трубы котла

(барабанных котлов, начиная от барабана,

для прямоточных - с t

400

С)

9.4. Результаты контроля пароперепускных труб котла

Измерения и контроль сплошности

Дефектоскопия

Пере-

пуск-

ная труба

из ____

в _____

Но-

мер схе-

мы

Типо-

раз-

мер, мм

Ра-

диус гиба, мм

Мар-

ка ста-

ли

Дата

Органи-

зация, прово-

дившая конт-

роль. Номер заклю-

чения

Нара-

ботка на момент конт-

роля,

Тол-

щина стенки

растя-

нутой зоны, мм

Макси-

маль-

ная оваль-

ность

Визу-

льный

осмотр.

Описа-

ние дефек-

тов

Ме-

тод

Опи-

са-

ние де-

фек-

тов

Оцен-

ка каче-

ства

Начальник лаборатории металлов

__________________________________________________

(Ф.И.О., подпись)

Начальник КТЦ

___________________________________________________________

(Ф.И.О., подпись)

Приложение 10

ОБЩИЕ СВЕДЕНИЯ О ТРУБОПРОВОДАХ, РЕЗУЛЬТАТЫ КОНТРОЛЯ

10.1. Трубопровод

Трубопровод (принад-

лежность)

Регист-

рационный номер

Заводс-

кой номер

Год изгото-

вления

Год

пус-

ка

Наработка на момент обследо-

вания, ч

Расчетные параметры

Типо-

размер,

мм

Марка стали

МПа

°С

10.2. Результаты измерений остаточной деформации ползучести

прямых труб и отводов (гибов)

Продолжительность эксплуатации

Относительная деформация по бобышкам, %

Трубо-

провод

Но-

мер схе-

мы

Типо-

раз-

мер

, мм

Мар-

ка ста-

ли

Но-

мер точки изме-

ре-

ния

Дата изме-

рения

об-

щая

до

пер-

вого

из-

ме-

ре-

ния

до пре-

дыду-

щего изме-

рения

между исходным и данным измерением

между предыдущим и данным измерением

Диаметр трубы в двух взаимно перпенди-

кулярных плоскостях, мм

в вер-

ти-

каль-

ном на-

прав-

лении

в гори-

зон-

таль-

ном на-

прав-

лении

в вер-

ти-

каль-

ном на-

прав-

лении

в гори-

зон-

таль-

ном на-

прав-

лении

Начальник лаборатории металлов

_______________________________________________________

(Ф.И.О., подпись)

Начальник КТЦ

________________________________________________________________________

(Ф.И.О., подпись)

10.3. Результаты контроля отводов гнутых (гибов) и сварных соединений трубопроводов (паропроводов и питательных трубопроводов)

Измерения и контроль сплошности

Дефектоскопия

Трубо- про-

вод

Но-

мер схе-

мы

Типо-

раз-

мер,

мм

Ра-

диус гиба, мм

Марка стали

Дата

Органи-

зация, прово-

дившая контроль. Номер заклю-

чения

Нара-

ботка на момент конт-

роля,

Толщи-

на стенки растя-

нутой зоны, мм

Макси-

маль-

ная оваль-

ность, %

Ви-

зуаль-

ный осмотр. Описа-

ние дефек-

тов

Метод

Опи-

сание дефек-

тов

Оценка качества

Начальник лаборатории металлов

_______________________________________________________

(Ф.И.О., подпись)

Начальник КТЦ

________________________________________________________________________

(Ф.И.О., подпись)

10.4. Результаты контроля литых деталей

Трубо-

про-

вод, на кото-

ром уста-

нов-

лена литая деталь

Но-

мер схе

мы

Ли-

тая

де-

таль

Завод- изго-

тови-

тель

, мм

Мар-

ка ста-

ли

Нара-

ботка на момент обсле-

дова-

ния, ч

Контроль поверхности

Наличие выборок дефектов, мм

Контроль качества заварки выборок

При-

меча-

ние

Дата

Метод

Ре-

зуль-

тат

Длина

Ши-

рина

Глу-

би-

на

Метод конт-

роля

Оценка качест-

ва

Начальник лаборатории металлов

_________________________________________________________

(Ф.И.О., подпись)

Начальник КТЦ

________________________________________________________________________

(Ф.И.О., подпись)

Приложение 11

ОБЩИЕ СВЕДЕНИЯ О ТУРБИНЕ

И ПАРОПЕРЕПУСКНЫХ ТРУБАХ,

РЕЗУЛЬТАТЫ КОНТРОЛЯ

Турбина

___________________________________________________________

(тип турбины)

Изготовлена на

____________________________________________________________

(завод-изготовитель)

Расчетные параметры на входе:

в ЦВД:

давление _______________ МПа

температура ______________ °С

в ЦСД:

давление _______________ МПа

температура _____________ °С

в ЦНД:

давление _______________ МПа

температура _____________ °С

11.1. Турбина

Станционный номер

Регистра-

ционный номер

Заводской номер

Год изготовления

Год

пуска

Наработка на момент обследования, ч/количество пусков

11.2. Результаты контроля металла ротора

Результаты контроля

Тип ро-

то-

ра

Завод- изго-

тови-

тель, зав. N

Нара-

ботка, ч

Нали-

чие про-

гиба, заде-

ваний, меха-

ничес-

ких пов-

режде-

ний

Дата прове-

дения и вид ремон-

тной опе-

рации

Осевой канал

Ободья дисков высокотем-

пературных ступеней

Галтели и тепловые канавки высокотем-

пературных зон

Опи-

са-

ние мик-

ро-

струк-

туры

Твер-

дость

Состо-

яние поверх-

ности

Метод конт-

роля

Опи-

сание де-

фек-

тов

Метод конт-

роля

Описа-

ние дефек-

тов

Метод конт-

роля

Описа-

ние дефек-

тов

Начальник лаборатории металлов

_____________________________________________________

(Ф.И.О., подпись)

Начальник КТЦ

___________________________________________________________

(Ф.И.О., подпись)

11.3. Результаты контроля металла насадных дисков


Тип ротора	Номер ступени	Наработка, ч	Визуальный осмотр		Результаты дефектоскопического контроля
			Наличие задеваний	Коррозия	Метод контроля	Контроли- руемая зона	Координаты и размеры дефектов

Начальник лаборатории металлов

_________________________________________________

(Ф.И.О., подпись)

Начальник КТЦ

___________________________________________________________

(Ф.И.О., подпись)

11.4. Результаты контроля металла рабочих лопаток


Тип ротора	Номер ступени	Нара- ботка, ч	Визуальный осмотр				Результаты дефектоскопического контроля
			Наличие коррозии, балл	Наличие механи- ческих повреж- дений	Наличие эрозии и состояние защитных пластин	Состояние бандажа и проволоки	Метод контроля	Зона распо- ложения трещин	Размеры трещин, мм

Начальник лаборатории металлов

_____________________________________________________

(Ф.И.О., подпись)

Начальник КТЦ

___________________________________________________________

(Ф.И.О., подпись)

11.5. Результаты контроля металла диафрагм


Тип цилиндра	Номер ступени	Нара- ботка, ч	Визуальный осмотр			Результаты дефектоскопического контроля
			Наличие задеваний	Наличие коррозии направ- ляющих лопаток	Состояние фикси- рующих деталей	Метод контроля	Контро- лируемая зона	Размер дефектов

Начальник лаборатории металлов

___________________________________________________

(Ф.И.О., подпись)

Начальник КТЦ

___________________________________________________________

(Ф.И.О., подпись)

11.6. Результаты контроля пароперепускных труб турбины

Измерения и контроль сплошности

Дефектоскопия

Пере-

пуск-

ная труба

из ____

в _____

Но-

мер схе-

мы

Типо-

раз-

меры, мм

Ра-

диус гиба, мм

Мар-

ка ста-

ли

Дата

Органи-

зация, прово-

дившая контроль. Номер заклю-

чения

Нара-

ботка на момент конт-

роля, ч

Тол-

щина стенки

растя-

нутой зоны, мм

Макси-

маль-

ная оваль-

ность, %

Визуаль-

ный осмотр.

Описание дефектов

Метод

Опи-

са-

ние де-

фек-

тов

Оценка каче-

ства

Начальник лаборатории металлов

_________________________________________________________

(Ф.И.О., подпись)

Начальник КТЦ

__________________________________________________________________________

(Ф.И.О., подпись)

Приложение 12

РЕШЕНИЕ

ЭКСПЕРТНО-ТЕХНИЧЕСКОЙ КОМИССИИ,

ОРГАНИЗОВАННОЙ СОГЛАСНО ПРИКАЗУ

__________________________________________________

(наименование организации)

N _____

от_________________

(дата)

ПО УСТАНОВЛЕНИЮ ВОЗМОЖНОСТИ И СРОКОВ ДАЛЬНЕЙШЕЙ ЭКСПЛУАТАЦИИ

________________________________________________________________________________

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

______________ ____г.


Экспертно-техническая комиссия в составе:
Председатель комиссии			_____________________________________________________________ (должность, Ф.И.О., подпись)
Заместитель председателя			_____________________________________________________________ (должность, Ф.И.О., подпись)
Члены Комиссии:
Главный инженер	________________________________________________________________________ (наименование организации, Ф.И.О., подпись)
Начальник КТЦ	________________________________________________________________________ (Ф.И.О., подпись)
Начальник лаборатории металлов					_______________________________________________________ (Ф.И.О., подпись)
Представитель		_______________________________________________________________________
рассмотрела следующую техническую документацию:
1. Подробная техническая характеристика оборудования:
________________________________________________________________________________________
________________________________________________________________________________________
________________________________________________________________________________________
________________________________________________________________________________________
2. Подробное описание уровня технического состояния оборудования на момент обследования: ________________________________________________________________________________________ ________________________________________________________________________________________ ________________________________________________________________________________________ ________________________________________________________________________________________ ________________________________________________________________________________________
3. ______________________________________________________________________________________
4. ______________________________________________________________________________________
5. ______________________________________________________________________________________
6. ______________________________________________________________________________________
7. ______________________________________________________________________________________
8. ______________________________________________________________________________________
9. ______________________________________________________________________________________
10. _____________________________________________________________________________________
Перечисленная техническая документация и объем работ, проведенных при обследовании, соответствуют требованиям настоящей ТИ.
Анализ результатов обследования, отраженных в представленной технической документации, показывает, что качество металла ____________________________________________________________
				(наименование оборудования)
удовлетворяет требованиям технических условий, инструкций, циркуляров и других РД.
На основании вышеизложенного экспертно-техническая комиссия решила:
1. Коллекторы котла ____________ ст. N ___________ считать пригодными к дальнейшей эксплуатации на _____ ч при параметрах пара ______ МПа, ____ ° С с суммарной наработкой ________ ч.
2. Пароперепускные трубы котла ______________ ст. N __________ считать пригодными к дальнейшей эксплуатации на ______ ч при параметрах пара ____ МПа, ____ ° С с суммарной наработкой ______ ч.
3. Паропровод ________________________ считать пригодным к дальнейшей эксплуатации на _______ ______ ч при параметрах пара __________ МПа, _________ ° С с суммарной наработкой _________ ч.
4. Разрешить дальнейшую эксплуатацию турбины ________ ст. N _______ с параметрами пара на входе: __________ МПа, ___________ ° С на ____________ ч с суммарной наработкой __________ ч.
5. Пароперепускные трубы турбины ___________________________ считать пригодными к дальнейшей эксплуатации на ___ ч с параметрами пара _______ МПа, ______ ° С с суммарной наработкой _____ ч.

Подписи: __________________________________________________________________________

__________________________________________________________________________________

____________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________

СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННОЙ ЛИТЕРАТУРЫ

1. Правила технической эксплуатации электрических станций и сетей Российской Федерации (РД 34.20.501-95). М.: СПО ОРГРЭС, 1996.

2. ТУ 14-8-460-75. Трубы стальные бесшовные для паровых котлов и трубопроводов. М.: Энергоатомиздат, 1989.

3. ОСТ 14.82-82. Отраслевая система управления качеством продукции черной металлургии. Ведомственный контроль качества продукции. Трубы стальные бесшовные катаные. Дефекты поверхности. Термины и определения.

4. Сварка, термообработка и контроль трубных систем котлов и трубопроводов при монтаже и ремонте оборудования электростанций (PTM-1c-93) ( РД 34.15.027-93). М.: НПО ОБТ, 1994.

5. Котлы паровые и водогрейные. Трубопроводы пара и горячей воды, сосуды. Сварные соединения. Контроль качества. Ультразвуковой контроль. Основные положения. (ОП 501 ЦД-97) (РД 34.17.302-97). М.: НПП "Норма", 1997.

6. Инструкция по объему и порядку проведения входного контроля металла энергооборудования с давлением 9 МПа и выше до ввода его в эксплуатацию (РД 34.17.401-95). М.: СПО ОРГРЭС, 1997.

7. Методические указания по химическому и физико-химическому фазовому анализам металла энергооборудования тепловых электростанций. М.: Ротапринт ВТИ, 1995.

8. Инструкция по монтажу трубопроводов пара и воды тепловых электростанций. М.: Информэнерго, 1976.

9. ОСТ 108.031.08-85 - ОСТ 108.031.10-85. Котлы стационарные и трубопроводы пара и горячей воды. Нормы расчета на прочность.

10. Расчет трубопроводов энергетических установок на прочность (РТМ 24-038.08-72). Л.: ЦКТИ, 1973.

11. Типовая инструкция по эксплуатации трубопроводов тепловых электростанций (РД 34.39.503-89). М.: СПО Союзтехэнерго, 1990.

12. Методические указания по наладке паропроводов тепловых электростанций, находящихся в эксплуатации. М.: СПО Союзтехэнерго, 1981.

13. Инструкция по монтажу и регулировке пружинных креплений паропроводов. М.: СЦНТИ ОРГРЭС, 1974.

14. Методические указания по контролю за тепловыми перемещениями паропроводов тепловых электростанций (РД 34.39.301-87). М.: СПО Союзтехэнерго, 1988.

15. Методические указания. Преобразователи ультразвуковые для контроля металла роторов паровых турбин со стороны осевого канала. Методы измерения основных параметров (РД 34.17.438-95). М.: АО ВТИ, 1996.

16. Методика ультразвукового контроля сварных соединений на конических подкладных кольцах водоопускных трубопроводов котлов (РД 34.17.308-90). М.: СПО ОРГРЭС, 1991.

17. Методические указания по рентгенографическому определению макронапряжений в металле циркуляционных трубопроводов и корпусного оборудования электростанций (РД 34.17.425-86). М.: Ротапринт ВТИ, 1989.

18. Инструкция по контролю поверхности литых корпусных деталей паровых турбин электростанций до начала эксплуатации (108.2700.01-87). М.: СПО Союзтехэнерго, 1987.

19. ГОСТ 1497-85*. Металлы. Методы испытания на растяжение.

20. ГОСТ 9454-78. Металлы. Методы испытания на ударный изгиб при пониженной, комнатной и повышенной температурах.

21. ГОСТ 18661-73. Сталь. Измерение твердости методом ударного отпечатка.

22. ГОСТ 22761-77. Металлы и сплавы. Метод измерения твердости по Бринеллю переносными твердомерами статического действия.

23. Методические указания по определению твердости и механических свойств энергетического оборудования безобразцовым методом Урал ВТИ. - Волгоград: Волгоградский политехнический институт, 1976.

24. ГОСТ 10006-80. Трубы металлические. Методы испытания на растяжение.

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

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

27. ГОСТ 5639-82. Стали и сплавы. Методы выявления и определения величины зерна.

28. Рекомендации по контролю микроструктуры металла методом оттисков. М.: СЦНТИ ОРГРЭС, 1969.

29. ГОСТ 21105-87. Контроль неразрушающий. Магнитопорошковый метод.

30. Инструкция по применению портативных намагничивающих устройств при проведении магнитопорошковой дефектоскопии деталей энергооборудования без зачистки поверхности (РД 34.17.102-88). М.: Ротапринт ВТИ, 1990.

31. ОСТ 108.004.109-80. Изделия и швы сварных соединений энергооборудования АЭС. Методика магнитного контроля.

32. ГОСТ 6996-66. Сварные соединения. Методы определения механических свойств.

33. ГОСТ 22762-77. Металлы и сплавы. Метод измерения твердости на пределе текучести вдавливанием шара.

34. Методические указания по определению длительной прочности теплоустойчивых сталей методом горячей длительной твердости (МУ 34-70-082-84). М.: СПО Союзтехэнерго, 1985.

35. ГОСТ 18442-80. Контроль неразрушающий. Капиллярные методы. Общие требования.

36. ГОСТ 20415-82. Контроль неразрушающий. Методы акустические. Общие положения.

37. ГОСТ 12503-75. Сталь. Методы ультразвукового контроля. Общие требования.

38. ГОСТ 14782-86. Контроль неразрушающий. Соединения сварные. Методы ультразвуковые.

39. Инструкция по выполнению измерений ультразвуковым дефектоскопом УД-2-12 при контроле сварных соединений согласно отраслевым НТД (РТМ ВТИ 11.007-95). М.: ВТИ, 1995.

40. ГОСТ 28702-90. Контроль неразрушающий. Толщиномеры ультразвуковые.

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

42. Методические указания о порядке проведения работ при оценке индивидуального ресурса паровых турбин и продлении срока их эксплуатации сверх паркового ресурса (РД 34.17.440-96). - М.: Ротапринт ВТИ, 1997.

43. РТМ 108.031.105-77. Котлы стационарные паровые и водогрейные и трубопроводы пара и горячей воды. Метод оценки долговечности при малоцикловой усталости и ползучести.

44. РТМ 108.031.112-80. Котлы стационарные паровые и водогрейные и трубопроводы пара и горячей воды. Метод оценки долговечности колен трубопроводов.

45. Методические указания по составлению паспортов трубопроводов IV категории (РД 10-109-96). М.: АОЗТ "ДИЭКС", 1996.

46. 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.

47. Положение 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.

48. Ведомственная инструкция по радиографическому контролю сварных соединений металлоконструкций, трубных систем котлов и трубопроводов при изготовлении, монтаже и ремонте оборудования тепловых электростанций. М.: Информэнерго, 1980.

49. Методические указания по металлографическому анализу при оценке качества и исследовании причин повреждений сварных соединений паропроводов из сталей 12Х1МФ и 15Х1МФ тепловых электростанций (МУ 34-70-161-87). М.: Ротапринт ВТИ, 1987.

50. Методические указания по ультразвуковой дефектоскопии угловых сварных соединений штуцеров с донышками коллекторов паровых котлов тепловых электростанций (РД 34.17.307-89). М.: СПО Союзтехэнерго, 1990.

51. Инструкция по ультразвуковой дефектоскопии металла камер пароохладителей в местах подвода впрыскиваемой воды. М.: СПО Союзтехэнерго, 1979.

52. Методические указания по карбидному анализу низколегированных сталей без разрушения деталей. М.: БТИ ОРГРЭС, 1968.

53. Методические указания по проведению ультразвукового контроля крепежа энергооборудования (МУ 34-70-081-84). М.: СПО Союзтехэнерго, 1985.

54. Методические указания по проведению спектрального анализа металла деталей энергетических установок с помощью стилоскопа. М.: СЦНТИ ОРГРЭС, 1969.

55. Извещение об изменении и дополнении Инструкции по дефектоскопии гибов трубопроводов из перлитной стали (И N 23 СД-80). М.: СПО Союзтехэнерго, 1987.

56. Извещение об изменении Инструкции по дефектоскопии гибов трубопроводов из перлитной стали (И N 23 СД-80). М.: СПО cоюзтехэнерго, 1988.

57. Методические указания. Контроль неразрушающий. Общие требования. (Применительно к условиям эксплуатации ТЭС) (РД 34.17.427-89). М.: Ротапринт ВТИ, 1990.

58. Сварка, термообработка и контроль при ремонте сварных соединений трубных систем котлов и паропроводов в период эксплуатации (РД 34.17.310-96). М.: НПО ОБТ, 1997.

59. Правила устройства и безопасной эксплуатации сосудов, работающих под давлением (ПБ 10-115-96). М.: ПИО ОБТ, 1996.

60. Методические указания. Исправления дефектов в литых корпусных деталях паровых турбин и арматуры методом заварки без термической обработки (РД 108.021.112-88).

61. Инструкция по технологии ремонтной заварки корпусных деталей паровых турбин и арматуры перлитными электродами без термической обработки (И 34-70-020-85). М.: СПО Союзтехэнерго, 1985.

62. Методические указания по предотвращению коррозионных повреждений дисков и лопаточного аппарата паровых турбин в зоне фазового перехода (РД 34.30.507-92). М.: Ротапринт ВТИ, 1993.

63. Методика вихретокового контроля лопаток паровых турбин тепловых электрических станций дефектоскопом "Зонд ВД-96" (РД 34.17.449-97). М.: ВТИ, 1998.

64. Инструкция по ультразвуковому контролю металла лопаток паровых турбин (РД 34.17.453-98). М.: ВТИ, 1998.

65. Методика проведения акустико-эмиссионного контроля паропроводов в процессе эксплуатации (РД 34.17.443-97). М.: Ротапринт ВТИ, 1997.

66. Методические указания по проведению акустико-эмиссионного контроля при гидроопрессовке трубопроводов тепловых электрических станций (РД 34.17.441-96). М.: Ротапринт ВТИ, 1997.

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

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

69. Правила устройства и безопасной эксплуатации паровых и водогрейных котлов. Утв. Госгортехнадзором России 28.05.93 г. М.: ПИО ОБТ, 1996.

70. Правила устройства и безопасной эксплуатации трубопроводов пара и горячей воды (ПБ 03-75-94). Утв. Госгортехнадзором России 18.07.94 г. М.: НПО ОБТ, 1994.

71. ГОСТ 20072-74. Сталь теплоустойчивая.

72. Основные положения по обследованию и технологии ремонта барабанов котлов высокого давления из стали 16ГНМ, 16ГНМА и 22К. М.: СПО Союзтехэнерго, 1978.

73. Методические указания по проведению ультразвукового контроля сварных соединений центробежнолитых труб из сталей 15Х1М1Ф и 15ГС (РД 34.17.311-96). М.: Ротапринт ВТИ, 1997.

74. Методические указания по ультразвуковому контролю толстостенных элементов пароперегревателей и паропроводов (РД 34.17.405-96). М.: Ротапринт ВТИ, 1997.

75. Методические указания по обнаружению трещин акустическим методом в сварных соединениях разнотолщинных трубных систем с литыми элементами (РТМ 17.017-97). М.: ВТИ. 1997.

76. Инструкция по контролю и продлению срока службы паропроводов тепловых электростанций, изготовленных из центробежнолитых труб (РД 153-34.1-17.455-98). М.: ВТИ, 1999.

77. 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). М.: ВТИ, 1998.

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

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

80. Инструкция по выполнению измерений ультразвуковым дефектоскопом УД-2-12 при контроле гибов труб согласно отраслевым НТД (РТМ ВТИ 11.008.95). М.: ВТИ, 1995.

81. ОСТ 108.020.03-82. Заготовки лопаток турбин и компрессоров штампованные из коррозионностойкой и жаропрочной стали. Общие технические условия.

82. Положение об оценке ресурса, порядке контроля и замене гибов необогреваемых труб котлов с рабочим давлением 10,0 и 14,0 МПа (П 34-70-005-85). М.: СПО Союзтехэнерго, 1985.

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

84. ГОСТ 15467-79. Управление качеством продукции. Основные понятия. Термины и определения.

85. ГОСТ 23172-78. Котлы стационарные. Термины и определения.

86. ГОСТ 20911-89. Техническая диагностика. Термины и определения.

87. ГОСТ 15139-69. Пластмассы. Методы определения плотности (объемной массы).

88. ГОСТ 2789-73. Шероховатость поверхности. Параметры и характеристики.

89. ГОСТ 27.002-89. Надежность в технике. Термины и определения.

90. ГОСТ 16504-81. Система государственных испытаний продукции. Испытания и контроль качества продукции. Основные термины и определения.

91. ГОСТ 9450-76. Измерение микротвердости вдавливанием алмазных наконечников.

92. Методические указания по нормализации тепловых расширений цилиндров паровых турбин тепловых электростанций (РД 34.30.506-90). М.: Ротапринт ВТИ, 1991.

93. Отраслевая система "Живучесть стареющих ТЭС" (элементов теплоэнергетического оборудования) (РД 34.17.МКС.007-97). М., 1997.

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

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

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

97. Методические указания по контролю тепловых канавок и галтельных переходов роторов паровых турбин ТЭС вихретоковым дефектоскопом "Зонд ВД-96" (РД 153-34.1-17.454-98). М.: ВТИ, 1999.

98. Методические указания по ультразвуковому контролю без разлопачивания обода диска в районе верхних концентраторов Т-образного паза (РД 34.17.450-98). М.: ВТИ, 1999.

99. Методические указания по контролю металла и продлению срока службы трубопроводов II, III и IV категории.

100. Методические указания по капиллярному контролю сварных соединений, наплавок и основного металла при изготовлении, монтаже, эксплуатации и ремонте объектов энергетического оборудования.