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

(утв. Постановлением Госгортехнадзора России от 02.09.1998 № 55)

ИСТОРИЯ ИЗМЕНЕНИЙ НОРМАТИВНО-ТЕХНИЧЕСКИХ АКТОВ

flowchart LR
  n0["РД 34.17.421-92"]:::rst
  n1["РД 10-262-98"]:::rst
  click n1 "https://bukva.ai/docs/postanovlenie-rd-10-262-98" "РД 10-262-98. Типовая инструкция по контролю металла и продлению срока службы основных элементов котлов, турбин и трубопроводов тепловых электростанций (утв. Постановлением Госгорт"
  n0 --> n1
classDef rst fill:#FFEBEB,stroke:#8B0000,color:#000;
classDef doc fill:#EBFFEB,stroke:#006400,color:#000;
classDef notEnt fill:#FFFFEB,stroke:#FF8C00,color:#000;

ТИПОВАЯ ИНСТРУКЦИЯ ПО КОНТРОЛЮ МЕТАЛЛА И ПРОДЛЕНИЮ СРОКА СЛУЖБЫ ОСНОВНЫХ ЭЛЕМЕНТОВ КОТЛОВ, ТУРБИН И ТРУБОПРОВОДОВ ТЕПЛОВЫХ ЭЛЕКТРОСТАНЦИЙ

РД 10-262-98

Разработчики:

Управление по котлонадзору и надзору за подъемными сооружениями Госгортехнадзора России;

Департамент стратегии и развития научно — технической политики РАО «ЕЭС Россия»;

акционерное общество ВТИ;

акционерное общество «Фирма ОРГРЭС».

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 утрачивает силу «Типовая инструкция по контролю и продлению срока службы металла основных элементов котлов, турбин, трубопроводов тепловых электростанций: РД 34.17.421-92» (М.: СПО ОРГРЭС, 1992) и «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“ (М.: СПО ОРГРЭС, 1992)». — М.: СПО ОРГРЭС, 1994.

1. ОБЩИЕ ПОЛОЖЕНИЯ

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

Типовая инструкция 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 его результатов — в разд. 6.

Типовая инструкция распространяется на котлы и турбины энергоустановок, работающих с номинальным давлением пара выше 4,0 МПа.

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

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

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

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

1.4. Контроль оборудования, подведомственного Госгортехнадзору России, проводится лабораториями или службами металлов организаций — владельцев оборудования, ремонтными и специализированными предприятиями, имеющими лицензию органов 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 величину, составляющую 5% от 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 РАО «ЕЭС России».

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

Организация контроля оборудования и продления срока службы за пределами паркового ресурса приведены в разд. 4 настоящей Инструкции, 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 град. C и выше должны учитываться продолжительность и значения превышения температуры пара на каждые 5 град. C сверх номинальной. Учет продолжительности (в часах) эксплуатации паропроводов следует проводить по каждому участку, в том числе 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 специализированными организациями.

Решение о дальнейшей его эксплуатации 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 им паркового ресурса службы 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 или отличаться от нее. Эти инструкции подлежат пересмотру не реже одного раза в пять лет. Инструкция согласовывается 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 ТЭС отрасли согласовывается 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 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 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 с расчетными параметрами пара, не перечисленных в таблицах разд. 2, устанавливается специализированными организациями. По мере накопления изменения оформляются в соответствии с пунктом 1.15 настоящей ТИ и вносятся в нее в виде документа.

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 эксплуатацию 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. Парковые ресурсы коллекторов котлов в зависимости от расчетных параметров эксплуатации и примененных марок стали приведены в табл. 2.1.

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 других марок сталей. Парковый ресурс барабанов, имеющих значительную поврежденность и большой объем ремонтных заварок, определяется согласно [78].

2.2. Турбины

2.2.1. Парковые ресурсы турбин в зависимости от параметров эксплуатации, мощности и заводов — изготовителей приведены в табл. 2.2.

Примечания. 1. Турбины с температурой свежего пара на входе менее 450 град. C, 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.

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.

<*> Паропроводы, для которых необходимо до 01.12.1999 определить возможность дальнейшей эксплуатации, если ранее для них он не был определен 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 град. C 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 630 x 25 мм, работающих при температуре 545 град. 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), то есть 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 — поверочные расчеты на прочность и самокомпенсацию.

3.1. Котлы

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

3.3. Паровые турбины

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

4. ПОРЯДОК И ОРГАНИЗАЦИЯ 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 прочностного расчета прочности элементов оборудования;

поверочного прочностного расчета паропровода как единой пространственной конструкции (в соответствии с разделом 6.3) 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 ТЭС 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 разделе 6, положительным результатам расчета на прочность и остаточный ресурс.

4.4. Для определения возможности и сроков дальнейшей эксплуатации котлов, турбин и трубопроводов предприятие — владелец оборудования создает ЭТК и привлекает специализированную организацию.

4.4.1. Экспертно — техническая комиссия анализирует техническую документацию по контролю за состоянием 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, условиям эксплуатации и соответствия их проектным условиям, по результатам выполненных расчетов, а также предписаний Госгортехнадзора России.

4.4.2. Специализированные организации проводят на основании исследований и данных владельца оборудования анализ состояния длительно работающего металла и составляют заключение о возможности и условиях дальнейшей эксплуатации оборудования. Для подготовки заключения специализированные организации могут использовать данные контроля, дефектоскопии 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 2-х частей (Приложение 4).

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 его эксплуатации 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, должны согласовываться одной из специализированных организаций.

4.8. 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, предоставляет 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 и его пригодности к дальнейшей эксплуатации проводится контроль и исследование металла вырезок его ответственных узлов и элементов в соответствии с требованиями разделов 3, 4.

5.1. Поверхности нагрева

5.1.1 Оценка остаточного ресурса труб поверхностей нагрева,

работающих  при  температуре  выше  450  град.  C,  проводится  по
вырезкам (патрубкам) из зон,  где происходят повреждения или  была

5

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] и [96] и выбор мест вырезки образцов в соответствии с результатами этого контроля.

5.1.3. При наличии ускоренной наружной коррозии дополнительно проводятся измерения толщины стенки входных и выходных труб неразрушающими методами. Места вырезки образцов выбираются по результатам магнитной диагностики и измерений толщины стенки.

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 (сернистый мазут, экибастузский уголь и др.);

внутренний диаметр труб;

толщину окалины на внутренней поверхности труб с лобовой и тыловой стороны и ее строения по всему периметру, при этом отмечают 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 стороны 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.

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

5.2. Паропроводы

5.2.1. После отработки паркового ресурса, накопления остаточной деформации отдельных элементов паропровода более половины допустимой, а также при выявлении микроповреждаемости структуры оценка срока дальнейшей эксплуатации паропровода проводится по вырезке.

5.2.2. На паропроводе проводится 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 микроповреждаемости растянутой зоны гиба неразрушающими методами.

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

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

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

<*> Здесь и далее рисунки не приводятся.

5.2.6 При исследовании металла вырезок из паропроводов определяются:

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

твердость (НВ) по поперечному сечению;

механические свойства металла при комнатной и рабочей температурах;

микроструктура и неметаллические включения по толщине стенки трубы;

микроповреждаемость (поры) по толщине стенки трубы;

жаропрочность, дополнительный ресурс работы металла оборудования.

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 — труба подлежит замене, а остальные 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, оценку дополнительного ресурса проводятся по ОСТ 108.901.102-78.

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, коллектора, работающие в условиях ползучести, при достижении значений остаточной деформации, выше указанных в 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 град. C и выше;

хромомолибденованадиевых сталей — при 500 град. C и выше;

высокохромистых и аустенитных сталей — при 540 град. C 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 не менее 500 мм. Реперы располагаются по двум взаимно перпендикулярным диаметрам (рис. 2) в средней части каждой прямой трубы, прямого участка каждого гнутого отвода на расстоянии не менее 250 мм от сварного соединения или начала гнутого участка. Конструкция применяемых реперов приведена на рис. 3. При невозможности установки реперов в двух взаимно перпендикулярных направлениях допускается установка только одной пары реперов.

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

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

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

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

Измерение остаточной деформации ползучести производится при комнатной температуре стенки трубы не выше 50 град. C. Результаты измерений заносятся в формуляр (см. Приложение 10).

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

                               D  - D
                                i    исх

ДЕЛЬТА E = --------- 100%,

D

тр

где:

E — остаточная деформация ползучести в %;

D — диаметр, измеренный по реперам при i-м измерении в двух

i

взаимно  перпендикулярных  плоскостях  (D  - горизонтальная,  D  -
                                         г                     в

вертикальная (см. рис. 2)), мм;

D — исходный диаметр трубы, измеренный по реперам в

исх

исходном состоянии, мм;

D — наружный диаметр трубы, измеренный вблизи реперов в двух

тр

взаимно перпендикулярных плоскостях в исходном состоянии.

В формулу подставляются значения измерений как в горизонтальной, так и вертикальной плоскости. Наибольшее полученное значение принимается за расчетное. Меньшее полученное значение также заносится в формуляр (см. Приложение 10). Сводные результаты измерений остаточной деформации по всем агрегатам, на которых проводились 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 проводится в зонах, указанных в пункте 5.4.2 настоящей ТИ.

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

5.5. Корпусные детали турбин

5.5.1. Для оценки надежности литого металла из детали, содержащей трещину или имеющей выборку глубиной более 40% толщины стенки, следует вырезать заготовку, позволяющую изготовить два образца размерами 10 x 10 x 55 мм. Вырезку следует делать 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, 5). Качество поверхности образца и допуски на его размеры должны соответствовать требованиям к ударным образцам по [20].

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

    Один торец  образца должен быть базовым и обработан с чистотой
R      = 0,16.  Расстояние до  надрезов  должно  отсчитываться  от

альфа

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 50 — 70 с точностью до 0,01 мм.

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

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

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

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

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

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

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

Значение критического раскрытия определяется по формуле:

                       дельта  =  в  - в ,
                             с     к    0

где:

в — начальная ширина неразрушающего надреза, мм;

0

в — ширина того же надреза после испытания, мм:

к

h

                         в  = ---------,
                          к   cos альфа

где h — горизонталь, мм (см. рис. 5).

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

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

5.5.4. Твердость по Бринеллю при рабочей температуре измеряется твердомером. При проведении испытаний — нагрузка 7500 H, шарик диаметром 5 мм, выдержка 30 с. Измерения производятся на половинках образцов. Наносится не менее 3 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. Замер твердости проводится на торце шпильки или гайки. Количество отпечатков — не менее трех штук.

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 проводится по вырезке.

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

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

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

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

5.8.6 При исследовании сварных соединений определяются:

твердость основного и наплавленного металла;

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

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

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

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

жаропрочность сварного соединения паропровода (при необходимости).

6. КРИТЕРИИ ОЦЕНКИ СОСТОЯНИЯ МЕТАЛЛА

6.1. Трубы поверхностей нагрева

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

6.1.2 На трубах не должно быть отдулин.

6.1.3. Допускается увеличение наружного диаметра на не более 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:

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

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

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

6.2.2 Механические свойства сталей должны удовлетворять

требованиям  технических  условий  на поставку.  После 100 тыс.  ч
эксплуатации  допускается   снижение   прочностных   характеристик
(предел прочности сигма  и предел текучести сигма   )  на  30  МПа
                       в                         0,2
(3,0 кгс.м/кв.  мм) и  ударной  вязкости  на  15  кДж/кв.  м  (1,5

кгс.м/кв. см) по сравнению с нижним пределом на поставку.

6.2.3 Предел текучести сигма должен быть не ниже 180 МПа

0,2

для стали 12Х1МФ и 200 МПа для стали 15Х1М1Ф при 550 град. C, 200

МПа для сталей 12МХ и 15ХМ при температуре 510 град. C.

6.2.4. При исследовании на оптическом микроскопе при увеличении x 500 микроповреждаемость 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%.

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

6.3. Гибы, работающие при температурах ниже 450 град. C

6.3.1. Характеристики гибов должны удовлетворять требованиям. Не допускается наличие дефектов на поверхности гибов с глубиной более 10% толщины стенки или более 2 мм.

6.4. Барабаны

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

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

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

6.4.2. В основном металле и в сварных соединениях барабана не допускаются дефекты типа трещин всех видов и направлений. Порядок выборки дефектов, контроля мест выборок и технологии ремонта основных элементов барабанов должен соответствовать требованиям [72]. Возможность эксплуатации барабана с дефектами типа трещин определяются специализированными научно — исследовательскими организациями.

6.4.3. При обнаружении расслоения в обечайке или днище возможность и условия дальнейшей эксплуатации барабана определяется специализированными организациями.

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

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

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

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

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

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

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

относительное удлинение должно быть не менее 16%;

ударная вязкость на образцах с надрезом типа 11 (Шарпи) должна составлять не менее 25 кДж/кв. м (2,5 кг.м/кв. см).

6.5. Питательные трубопроводы

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

На крутоизогнутых гибах допускается утонение стенки по наружном обводу до 20% от 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%  от номинальной толщины стенки

__

элемента, но не более 3 мм и  протяженностью  не  более  0,25 \/DS
(D -  средний  диаметр  элемента,  мм;  S  - толщина стенки,  мм).

Одиночными считаются дефекты, расстояние между ближайшими кромками

которых превышает утроенное значение максимального диаметра

наибольшего из дефектов.

Допускается оставлять скопление коррозионных язв глубиной не более 0,5 мм.

Продольные цепочки язв, а также трещины всех видов и направлений не допускаются.

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

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

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

минимальное значение ударной вязкости на образцах с надрезом типа 11 (Шарпи) должно быть не менее 25 кДж/кв. м (2,5 кг.м/кв. 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 250 тыс. ч эксплуатации допускается снижение твердости на 20% по сравнению с нижним пределом на поставку.

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

6.7. Корпусные детали турбин

6.7.1 Требования по характеристикам металла приведены в таблице:

6.7.2. Фактическая средняя скорость роста трещины за

3

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 (концевые части 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% диаметра осевого канала для роторов из сталей Р2 и Р2МА и 0,8% для роторов из сталей других марок;

5

скорость ползучести не должна превышать 0,5 x 10 %/ч для

5

роторов из сталей Р2 и Р2МА и 0,4 x 10 %/ч для роторов из сталей

других марок;

в зоне с рабочей температурой металла 400 град. C 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 кв. 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 т.ч. 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 не 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 балла 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  (А )  и  развитие

з

разрушения (А ):

р

А < 0,8 МДж/кв. м при 20 град. C;

з

А < 0,3 МДж/кв. м при 20 град. C;

р

А < 0,4 МДж/кв. м при 510 — 560 град. C;

з

А < 0,7 МДж/кв. м при 510 — 560 град. C.

р

6.12.6. Длительная прочность сварных соединений и коэффициент запаса прочности должны удовлетворять требованиям [9]. Допускаемый 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 позволяет 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 отражены 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 № 470 в промышленном эксперименте «Стареющие ТЭС»: Костромскую, Рязанскую, 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 в себя следующие этапы:

8.1.1. Проведение обследования технического состояния трубопроводов и опорно — подвесной системы их креплений (ОПС) [11, [12]:](#p104185)

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 п. п. 8.1.1 - 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 п. п. 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 t больше или равна 400 град. C;

раб

для перлитной и ферритной стали t больше или равна 470

раб

град. C;

    для аустенитной,  мартенситной и мартенсито -  ферритной стали
t    больше или равна 525 град. C.

раб

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.

9.1.3 Установка включает в себя:

-7

аналитические весы с погрешностью не более +/- 10 кг;

ультратермостат, поддерживающий температуру рабочей среды с точностью не ниже +/- 0,05 град. C.

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/куб. 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 град. C. 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 должен отличаться более чем

-5

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 град. C. 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 град. C.

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 проводят температурную градуировку 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 минут после установления постоянной температуры рабочей среды.

9.3.1 Определение веса образца в воздухе (P )

в

9.3.1.1 Образец помещают на одну из чашек весов, производятся

три взвешивания с «недогрузкой» и три взвешивания с «перегрузкой»

<*>.

--------------------------------

-7

<*> Если весы обеспечивают погрешностью менее 10 кг, то

допускается определение веса образца однократным взвешиванием.

    9.3.1.2. Образец    переносится   на   другую   чашку   весов,
производятся три взвешивания с "недогрузкой" и три  взвешивания  с
"перегрузкой".  Массу  образца  на  воздухе  (P )  определяют  как

в

среднее 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 минут, 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 проводится еще шесть взвешиваний <*>.

-7

<*> Если весы обеспечивают погрешность менее 10 кг, то

допускается определение массы образца однократным взвешиванием.

9.3.2.2 Массу образца в жидкости (P ) определяют как среднее

ж

по результатам 12 измерений.

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

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 стали определяется по формуле:

                          P  x d  - P  x d
                           в    ж    ж    в

ро = -----------------,

                               P  - P
                                в    ж

где:

ро — плотность контрольного образца, кг/куб. м;

P — масса контрольного образца на воздухе, кг;

в

P — масса контрольного образца в жидкости, кг;

ж

d — плотность воздуха, кг/куб. м;

в

d — плотность жидкости, кг/куб. м.

ж

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:

    ДЕЛЬТА ро,  ДЕЛЬТА P ,  ДЕЛЬТА P ,   ДЕЛЬТА d ,   ДЕЛЬТА d   -
                        в           ж            в            ж
абсолютные ошибки при определении соответствующих величин.  Пример

расчета ошибки эксперимента приведен в разделе 9.6.

9.5. Меры безопасности

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

работу на установке производить в вытяжном шкафу;

термостатирование рабочей жидкости в начале работы производить при включенной вытяжке;

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

погружать и извлекать образец из рабочей жидкости следует специальным пинцетом, хранящимся в вытяжном шкафу;

промывку образца после взвешивания проводить 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  ДЕЛЬТА  и  ДЕЛЬТА ,   определяющиеся  точностью  весов
                  1          2

-7

(+/- 10   кг) составляют: ДЕЛЬТА  = 0,21 кг/куб. м и ДЕЛЬТА  = 8,4
                                1                          2

-4

x 10   кг/куб. м.
    Ошибка ДЕЛЬТА  связана с изменением температуры рабочей среды.

3

Для тетрабромэтана изменение его температуры на 1 град. C приводит

к изменению плотности на 2,2 кг/куб.  м.  При точности поддержания
температуры +/- 0,05 град.  C ошибка  составляет  ДЕЛЬТА   =  0,29

3

кг/куб. м.

Ошибка ДЕЛЬТА определяется колебаниями температуры, давления

4

и   влажности  воздуха.  Изменение  температуры  на  10  град.  C,
колебание атмосферного давления на 60 мм рт.  ст. (например, с 760
до  700  мм  рт.  ст.) и изменение влажности воздуха на 100%  дают
ошибку ДЕЛЬТА  = 0,20 кг/куб. м.

4

Таким образом, суммарная погрешность ДЕЛЬТА ро = +/- 0,70

кг/куб. м, т.е. не превышает +/- 0,01%.

ОТРАСЛЕВОЙ РУКОВОДЯЩИЙ ДОКУМЕНТ

РД 34.17...

ОТРАСЛЕВАЯ СИСТЕМА «ОБЕСПЕЧЕНИЕ ЖИВУЧЕСТИ СТАРЕЮЩИХ ТЭС»

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 документа распространяются на электростанции, участвующие в соответствии с Приказом РАО «ЕЭС России» от 01.11.95 № 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 документа, не являющегося частью отраслевой системы НТД, не отменяет необходимости исполнения требований действующих нормативных документов по контролю за металлом элементов оборудования.

Термины и определения, применяемые в настоящем Руководящем документе, приведены в Приложении 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 № 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 № 25 от 20.01.89, 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 № 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.

РД 34.17.421-92 «Типовая инструкция по контролю и продлению срока службы металла основных элементов котлов, турбин и трубопроводов тепловых электростанций» 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.

РД 34.17.440-96 «Методические указания о порядке проведения работ при оценке индивидуального ресурса паровых турбин и продлении срока их эксплуатации сверх нормативного ресурса» 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 отраслевом метролого — технологическом комплексе, созданном впервые в отечественной энергетике на Костромской ГРЭС.

Основные положения концепции «Живучесть стареющих ТЭС» приведены в Приложении 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 данным РД.

2. ОСНОВНЫЕ ПОЛОЖЕНИЯ ПО ИСПОЛЬЗОВАНИЮ И СОВЕРШЕНСТВОВАНИЮ СИСТЕМЫ «БАНК ДАННЫХ И ЗНАНИЙ ПО „ЖИВУЧЕСТИ ТЭС“»

Комплексная программа «Обеспечения 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 № 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 град. C 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», рег. № 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 в себя:

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 отраслевого метролого — технологического комплекса (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 отраслевого метролого — технологического комплекса (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, средних и текущих ремонтов энергоблока. В период капитальных ремонтов контролируются все указанные элементы. 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 град. C 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 заключается в необходимости проведения 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 поручено ОМТК.

Осуществление выборки микрообразца

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

                            S  >= S ,
                             ф     r

    где: S   -  фактическая  толщина  стенки   в   месте   выборки

ф

микрообразца по результатам эксплуатационного контроля, S -

r

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 неразрушающими методами.

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 РФ на право выдачи экспертных заключений о возможности продления установленных сроков эксплуатации объектов, подведомственных Госгортехнадзору РФ.

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 град. C, 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 составляющих фаз (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-3М.

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 фаз 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 3d, где d — размер диагонали отпечатка;

перед каждой серией измерений выполняется юстировка прибора.

Результаты измерений микротвердости структурных составляющих записываются в табл. 1.

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

Для стали 12Х1МФ определяют:

ф

H - микротвердость ферритной фазы;

мю

п

H - микротвердость перлитной фазы;

мю

п-ф

ДЕЛЬТА H - разность микротвердостей перлитной и ферритной

мю

фаз.

Для стали 15X1М1Ф определяют:

ф

H - микротвердость ферритной фазы;

мю

б

H - микротвердость бейнита;

мю

б-ф

ДЕЛЬТА H - разность микротвердостей бейнитной и ферритной

мю

фаз.

              ф     п     б
    Значения H  ,  H  ,  H    определяют  как среднеарифметическое
              мю    мю    мю

результатов пятнадцати измерений.

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

<*> Количество пор определяется на поле, охватываемом окуляром микроскопа при увеличении x 500.

                   п    б           п-ф          б-ф
    Если значения H  , H  , ДЕЛЬТА H   , ДЕЛЬТА H    соответствуют
                   мю   мю          мю           мю
5-й или 6-й категориям  повреждения,  то  результаты  проведенного

контроля считаются ориентировочными.

В этом случае действительная категория повреждения уточняется

путем анализа «портрета» микроструктуры.

                                                         п     б
    В остальных   случаях   по   полученным  значениям  H  ,  H  ,
                                                         мю    мю
        п-ф              б-ф
ДЕЛЬТА H   ,     ДЕЛЬТА H          устанавливается       категория
        мю               мю

микроповреждения данного элемента паропровода.

п б

В том случае, когда в соответствии с таблицей 2 H или H

мю мю

п-ф

соответствуют одной категории повреждения, а ДЕЛЬТА H или

мю

б-ф

ДЕЛЬТА H — другой категории, действительную категорию

мю

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 12X1МФ и 15Х1М1Ф в состоянии поставки и после длительной (до 300000 часов) сроков эксплуатации или испытаний на длительную прочность и ползучесть при температуре 510 — 600 град. C, производимых 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» 10.01.1993, 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 в себя: испытание натурных элементов оборудования при высоких и сверхвысоких (до 650 град. C, 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».

С этой целью 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 сложно — напряженном 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 сложно — напряженного 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 град. C;

максимальную температуру испытуемого металла оборудования — 610 град. C;

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 входит 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 в себя: 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 увеличивает 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/кв. 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 в себя 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. № 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 «стареющих» ТЭС, выработавших парковый ресурс, герметизацию центральной полости роторов турбин с заполнением ее инертным газом по технологии, разработанной Координационным советом «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 град. C, 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.

С целью 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, подведомственного требованиям Госгортехнадзора РФ, 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 (РГТИ) 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.

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. 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 свойства 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 <*>.

<*> Не приводится.

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 РФ, РАО «ЕЭС России», Госгортехнадзора РФ 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 в себя 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 отраслевым метролого — технологическим комплексом (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 определяют 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.

1. Основные положения

1.1. Отраслевой цех опытного производства — отраслевой метролого — технологический комплекс (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 определена структурной схемой (рис. 2).

/ /\

         ┌──────────────────────────────────────┴───────┐
         │             МКС "Живучесть ТЭС":             │
         │метрологическое, технологическое и нормативное│
         │                 руководство                  │
         └──────┬───────────────────────────────────────┘
<pre class="legal-pre">                │               /\             /\
                │                │              │</pre>
        ┌───────┼────────────────┼──────────────┼────────────┐
<pre class="legal-pre">        │       │                │ ┌────────────┘            │
        │       │               \/ │         ┌──────┐        │
        │       │                  │ ┌───────┤химцех│        │
        │       └─────────────┐    │ │       └──────┘        │
        │ ┌──────────┐        │    │ │              ┌───┐    │
        │ │электроцех├─────┐  │    │ │┌─────────────┤ЦЦР│    │
        │ └──────────┘     │ \/    │ ││             └───┘    │
        │ ┌───┐  ┌────────┬┴───────┴─┴┴┐               ┌────┐│
        │ │ПРО├──┘ ┌──────┤    ОМТК    ├───────────────┤ОЦПК││
        │ └───┘    │ ┌────┴─┬───┬─┬──┬─┴─────────────┐ └────┘│
        │ ┌────┐   │ │      │   │ │  │               │       │
        │ │ЛИДО├───┘ │ ┌────┴┐  │ │ ┌┴────┐        ┌─┴─┐     │
        │ └────┘     │ │КТЦ-1│  │ │ │КТЦ-2│        │РСЦ│     │
        │            │ └─────┘  │ │ └─────┘        └───┘     │
        │          ┌─┴─┐     ┌──┘ └─────┐                    │
        │          │ТАИ│   ┌─┴─┐      ┌─┴─┐                  │
        │          └───┘   │АСУ│/\    │ТТЦ│                  │
        │                  └───┘ │    └───┘                  │</pre>
        └────────────────────────┼───────────────────────────┘
                                 │
                                \/
         ┌─────────────────────────────────────────────┐
         │             НПФ "Живучесть ТЭС":            │
         │менеджмент, реклама, организация и реализация│
         │         договоров, авторский надзор         │
         └─────────────────────────────────────────────┘

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 т.ч. 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, участвует в усовершенствовании и помогает ЛИДО освоить технологии измерения микроповреждений и макродефектов в оборудовании Костромской ГРЭС. К основным из этих технологий на ближайшие 2 — 3 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 защитным и 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 РФ, 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 и 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 т.ч. 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 6 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.

1. Общие положения

1.1. Настоящие требования распространяются на работающие при температуре выше 450 град. C элементы котлов и паропроводов, у которых до выработки паркового ресурса выявились признаки исчерпания фактического ресурса, устанавливает 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 производится 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 решении (СГР).

2.3. Контроль и оценка состояния прямых участков производится 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 производится 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 разделом 7 данного документа.

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 разделом 3.3 данного РД. Допускается производить оценку структуры по сколам из сжатой зоны. Прогиб коллекторов определяется с помощью струны или гидроуровня или оптическим (лазерным) способом.

3. Организация контроля

3.1. Возможность и условия дальнейшей эксплуатации элементов, указанных в п. 1.2, 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, 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 на право выдачи экспертных заключений о возможности продления установленных сроков эксплуатации объектов госгортехнадзора.

Утверждаю:

Главный инженер ________________

________________________________

«__» ________________________ г.

Обследование провели:

Представитель специализированной

организации ______________________________________________________

(должность, Ф.И.О., подпись)

Представитель эксплуатации ТЭС _______________________________

(должность, Ф.И.О., подпись)

Характеристика труб:

типоразмер ________________

радиус гиба _______________

материал _________________

Расчетные параметры p = ______ кгс/кв. см, t = ________ град. C.

<*> Схема не приводится.

Расчеты выполнил:

Представитель специализированной

организации _____________________________________________________.

(должность, Ф.И.О., подпись)

Примечания. 1. Таблица составлена на основании измерений высот

пружин, произведенных:

в холодном состоянии ______________________________________

(число, месяц, год)

в горячем состоянии _______________________________________

(число, месяц, год)

2. <a id="p103757"></a>Расчетные  величины  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)

Примечания. 1. Отметки холодного состояния оси трубопроводов

произведены ______________________________.

(число, месяц, год)

2. <a id="p103782"></a>Положение  оси   трубопроводов   при   рабочих   параметрах

зафиксировано ___________________.

(число, месяц, год)

3. <a id="p103785"></a>Расчетные   величины   перемещений  взяты  из  расчетов  по

договору N ___.

Представитель специализированной

организации ______________________________________________________

(должность, Ф.И.О., подпись)

Представитель эксплуатации ТЭС _______________________________

(должность, Ф.И.О., подпись)

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,

_________________________ удостоверяют:

Ф.И.О. представителя)

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 p = _____ кгс/кв. см, t = ____ град. C (см. Приложение 5).

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

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

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

Прилагаются:

1. Ведомость дефектов трубопровода.

2. Расчетная схема трубопровода — котла.

3. Напряжения в сечениях трубопровода.

4. Нагрузки на опоры и подвески трубопровода.

5. Результаты контроля температурных перемещений трубопровода котла.

Представитель специализированной

организации __________________________________________________

(должность, Ф.И.О., подпись)

Представитель эксплуатации ТЭС _______________________________

(должность, Ф.И.О., подпись)

ОБЩИЕ СВЕДЕНИЯ О КОТЛЕ,

КОЛЛЕКТОРАХ И ПАРОПЕРЕПУСКНЫХ ТРУБАХ КОТЛА,

РЕЗУЛЬТАТЫ КОНТРОЛЯ

9.1 Котел

Котел типа _________________ изготовлен на _______________________

Расчетное давление:               Расчетная температура:
в барабане _____ МПа;             в барабане ______ град. C;
на выходе из котла ____ МПа;      на выходе из котла ____ град. C.

9.2 Коллекторы котла

9.3 Пароперепускные трубы котла

9.4 Результаты контроля пароперепускных труб котла

Начальник лаборатории металлов ___________________

(Ф.И.О., подпись)

Начальник КТЦ ___________________

(Ф.И.О., подпись)

10.1 Трубопровод

10.2 Результаты измерений остаточной деформации

Начальник лаборатории металлов ___________________

(Ф.И.О., подпись)

Начальник КТЦ ___________________

(Ф.И.О., подпись)

10.3 Результаты контроля отводов

Начальник лаборатории металлов ___________________

(Ф.И.О., подпись)

Начальник КТЦ ___________________

(Ф.И.О., подпись)

10.4 Результаты контроля литых деталей

Начальник лаборатории металлов ___________________

(Ф.И.О., подпись)

Начальник КТЦ ___________________

(Ф.И.О., подпись)

ОБЩИЕ СВЕДЕНИЯ О ТУРБИНЕ И ПАРОПЕРЕПУСКНЫХ ТРУБАХ,

РЕЗУЛЬТАТЫ КОНТРОЛЯ

Турбина __________________________________________________________

(тип турбины)

Изготовлена на ___________________________________________________

(завод — изготовитель)

Расчетные параметры пара на входе:

в ЦВД:

давление ______ МПа,

температура ____ град. C;

в ЦСД:

давление __________ МПа,

температура ____ град. C;

в ЦНД:

давление ______ МПа,

температура _____ град. C.

11.1 Турбина

11.2 Результаты контроля металла ротора

Начальник лаборатории металлов ___________________

(Ф.И.О., подпись)

Начальник КТЦ ___________________

(Ф.И.О., подпись)

11.3 Результаты контроля металла насадных дисков

Начальник лаборатории металлов ___________________

(Ф.И.О., подпись)

Начальник КТЦ ___________________

(Ф.И.О., подпись)

11.4 Результаты контроля металла рабочих лопаток

Начальник лаборатории металлов ___________________

(Ф.И.О., подпись)

Начальник КТЦ ___________________

(Ф.И.О., подпись)

11.5 Результаты контроля металла диафрагм

Начальник лаборатории металлов ___________________

(Ф.И.О., подпись)

Начальник КТЦ ___________________

(Ф.И.О., подпись)

11.6 Результаты контроля пароперепускных труб турбины

Начальник лаборатории металлов ___________________

(Ф.И.О., подпись)

Начальник КТЦ ___________________

(Ф.И.О., подпись)

РЕШЕНИЕ

ЭКСПЕРТНО — ТЕХНИЧЕСКОЙ КОМИССИИ,

ОРГАНИЗОВАННОЙ СОГЛАСНО ПРИКАЗУ

__________________________ N ___ от ________

(наименование организации) (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. <a id="p104119"></a>Подробная техническая характеристика оборудования

__________________________________________________________________

__________________________________________________________________

__________________________________________________________________

2. <a id="p104123"></a>Подробное   описание    уровня    технического    состояния

оборудования на момент обследования

__________________________________________________________________

__________________________________________________________________

__________________________________________________________________

__________________________________________________________________

__________________________________________________________________

3. <a id="p104130"></a>___________________________________________________________

4. <a id="p104131"></a>___________________________________________________________

5. <a id="p104132"></a>___________________________________________________________

6. <a id="p104133"></a>___________________________________________________________

7. <a id="p104134"></a>___________________________________________________________

8. <a id="p104135"></a>___________________________________________________________

9. <a id="p104136"></a>___________________________________________________________

10. <a id="p104137"></a>__________________________________________________________

    Перечисленная техническая   документация   и   объем    работ,
проведенных при обследовании,  соответствует требованиям настоящей

ТИ.

    Анализ результатов  обследования,  отраженных в представленной
технической  документации,  показывает,   что   качество   металла

____________________________ удовлетворяет требованиям технических

(наименование оборудования) условий, инструкций, циркуляров и

других РД.

На основании вышеизложенного Экспертно — техническая комиссия

решила:

1. <a id="p104148"></a>Коллекторы котла _______ ст. N _______ считать пригодными к

дальнейшей эксплуатации на ____ ч при параметрах пара p _____ МПа,

t ______ град. C с суммарной наработкой ______ ч.

2. <a id="p104151"></a>Пароперепускные трубы котла ___________ ст. N _____ считать

пригодными к дальнейшей эксплуатации на ________ ч при параметрах

пара p ______ МПа, t ______ град. C с суммарной наработкой ____ ч.

3. <a id="p104154"></a>Паропровод ________________________________________ считать

пригодным к дальнейшей эксплуатации на ______ ч с параметрами пара

p ______ МПа, t _______ град. C с суммарной наработкой _____ ч.

4. <a id="p104157"></a>Разрешить дальнейшую эксплуатацию турбины _________________

_________________ ст. N _____________ с параметрами пара на входе:

p _________ МПа, t ___________ град. C на __________ ч с суммарной

наработкой ______ ч.

5. <a id="p104161"></a>Пароперепускные трубы турбины _____________________________

_________________________________ считать пригодными к дальнейшей

эксплуатации на ______ ч с параметрами пара p _____ МПа, t _______

град. C 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 (РТМ-1с-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 водоспускных 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 № 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 № 23 СД-80» (М.: СПО Союзтехэнерго, 1987). — М.: СПО Союзтехэнерго, 1987.

56. Извещение об изменении «Инструкции по дефектоскопии гибов трубопроводов из перлитной стали: И № 23 СД-80» (М.: СПО Союзтехэнерго, 1981). — М.: СПО Союзтехэнерго, 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. — М.: ПИО ОБТ, 1996.

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

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. — М.: ПИО ОБТ, 1996.

70. Правила устройства и безопасной эксплуатации трубопроводов пара и горячей воды / Утв. Госгортехнадзором России 18.07.94. — 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 град. C. 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.