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

ВВЕДЕНИЕ

1. ОБЩИЕ ПОЛОЖЕНИЯ

2. ПАРКОВЫЙ РЕСУРС ЭЛЕМЕНТОВТЕПЛОМЕХАНИЧЕСКОГО ОБОРУДОВАНИЯ

3.МЕТОДЫ, ОБЪЕМЫ И СРОКИ ПРОВЕДЕНИЯ КОНТРОЛЯ СОСТОЯНИЯ МЕТАЛЛА И СВАРНЫХСОЕДИНЕНИЙ ЭНЕРГООБОРУДОВАНИЯ

4.ПОРЯДОК И ОРГАНИЗАЦИЯ ПРОВЕДЕНИЯ КОНТРОЛЯ МЕТАЛЛА И ПРОДЛЕНИЯ СРОКА СЛУЖБЫОБОРУДОВАНИЯ ПОСЛЕ ВЫРАБОТКИ ПАРКОВОГОРЕСУРСА

5. ПОРЯДОК ПРОВЕДЕНИЯ КОНТРОЛЯ ИИССЛЕДОВАНИЙ МЕТАЛЛА

6.КРИТЕРИИ ОЦЕНКИ СОСТОЯНИЯ МЕТАЛЛА

Приложение 1

Термины и определения

Приложение 2

Методика определения деталей иэлементов трубопроводов, работающихс наибольшими напряжениями, для включения их вконтрольную группу элементов

Приложение2.1

Приложение 2.2

Перечень документации

Приложение 2.3

Приложение 2.4

Расчетнаясхема трубопровода, представлена в качестве типовой (приводятсятипоразмер и материал труб, радиусы гибов,а также расчетные параметры пара)

Приложение 2.5

Напряжения в сеченияхтрубопроводов

Приложение 2.6

Нагрузки на опоры и подвески трубопровода _____________

Приложение 2.7

Результаты контроля затемпературными перемещениями трубопровода

Приложение3

Данные по наработкам исреднегодовым температурам пара за все годы эксплуатации

Приложение4

ФОРМУЛЯР №_______

обследования энергооборудования, отработавшего парковый ресурс или дополнительно разрешенное время

Приложение5

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

Приложение6

Общие сведения по котлу

Приложение6.1

КОЛЛЕКТОРЫКОТЛА

(для барабанных котлов, начинаяот барабана, для прямоточных сТ ³ 400 °С)

Приложение6.2

ПЕРЕПУСКНЫЕТРУБЫ КОТЛА

(для барабанных котлов, начинаяот барабана, для прямоточных сТ ³ 400 °С)

Приложение 7

Общие сведения по турбине

Приложение7.1

Параметры турбины

Приложение7.2

Результаты контроля металлароторов турбин

Приложение7.3

Результаты контроля литыхдеталей

Приложение7.4

Результаты контроля металланасадных дисков

Приложение7.5

Результаты контроля металларабочих лопаток

Приложение7.6

Результаты контроля металла диафрагм

Приложение7.7

Результаты контроля пароперепускных труб турбины

Приложение8

АКТ

приемки паропроводов ТЭС после выполнения планового ремонта в г.

Приложение9

РЕШЕНИЕ

по установлению возможности и сроков дальнейшей эксплуатации

СПИСОК РЕКОМЕНДУЕМЫХ НОРМАТИВНЫХДОКУМЕНТОВ

Типовая инструкция распространяется на котлы, турбины и трубопроводы нара в горячей воды Энергоустановок, работающих е номинальным давлением пара выше 4,0 Мпа.

Обозначение:	РД 10-577-03
Название рус.:	Типовая инструкция по контролю металла и продлению срока службы основных элементов котлов, турбин и трубопроводов тепловых электростанций
Статус:	действует
Заменяет собой:	РД 10-262-98 «Типовая инструкция по контролю металла и продлению срока службы основных элементов котлов, турбин и трубопроводов тепловых электростанций» РД 153-34.1-17.421-98 «Типовая инструкция по контролю металла и продлению срока службы основных элементов котлов, турбин и трубопроводов тепловых электростанций»
Дата актуализации текста:	05.05.2017
Дата добавления в базу:	01.09.2013
Дата введения в действие:	18.06.2003
Утвержден:	18.06.2003 Госгортехнадзор России (Russian Federation Gosgortekhnadzor 94)
Опубликован:	НТЦ Промышленная безопасность (2003 г. )
Ссылки для скачивания:	Скачать РД 10-577-03 в формате PDF

ФЕДЕРАЛЬНЫЙ ГОРНЫЙ ИПРОМЫШЛЕННЫЙ НАДЗОР РОССИИ
(ГОСГОРТЕХНАДЗОР РОССИИ)

СЕРИЯ 10

НОРМАТИВНЫЕ ДОКУМЕНТЫ ПО БЕЗОПАСНОСТИ,
НАДЗОРНОЙ И РАЗРЕШИТЕЛЬНОЙ ДЕЯТЕЛЬНОСТИ
В ОБЛАСТИ КОТЛОНАДЗОРА И НАДЗОРА
ЗА ПОДЪЕМНЫМИ СООРУЖЕНИЯМИ

ВЫПУСК 30

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

РД 10-577-03

Москва

Государственное унитарноепредприятие
«Научно-технический центр по безопасности в промышленности
Госгортехнадзора России»

2003

Ответственные разработчики:

B.C.Котельников, Н.А. Хапонен, А.А. Шельпяков, И.В. Семенова, Р.А. Стандрик, Е.Г. Ситникова, А.П. Ливинский, В.В.Гусев, В.Ф. Резинских, Е.А. Гринь, В.И. Гладштейн,Ф.А. Хромченко, В.Ф. Злепко, В.А. Богачев, А.В.Федосеенко, Б.Э. Школьникова, Т.А. Швецова, Ю.В. Балашов, Б.Д. Дитяшев, А.Б. Попов, С.В. Лунева, Н.Н.Фалалеева

Типовая инструкция поконтролю металла и продлению срока службы основных элементов котлов, турбин итрубопроводов тепловых электростанций регламентирует требования к контролю иопределению состояния металла основных элементов теплосилового оборудованиядействующих энергоустановок в целях обеспечения их надежной и безопаснойэксплуатации.

Положения Типовой инструкцииподлежат обязательному применению независимо от форм собственности и подчиненияна предприятиях отрасли «Электроэнергетика» и на предприятиях, в составе(структуре) которых находятся тепловые электростанции.

Типовая инструкцияраспространяется на котлы, турбины и трубопроводы пара и горячей водыэнергоустановок, работающих с номинальным давлением пара выше 4,0 МПа.

В связи с введением вдействие настоящей Типовой инструкции после ее официального опубликованиясчитается утратившей силу Типовая инструкция по контролю металла и продлениюсрока службы основных элементов котлов, турбин и трубопроводов тепловыхэлектростанций [РД 10-262-98 (РД153-34.1-17.421-98)].

СОДЕРЖАНИЕ

Введение. 3

1. Общие положения. 3

2. Парковый ресурс элементов тепломеханического оборудования. 5

3. Методы, объемы и сроки проведения контроля состояния металла и сварных соединений энергооборудования. 12

4. Порядок и организация проведения контроля металла и продления срока службы оборудования после выработки паркового ресурса. 40

5. Порядок проведения контроля и исследований металла. 41

6. Критерии оценки состояния металла. 48

Приложение 1 Термины и определения. 53

Приложение 2 Методика определения деталей и элементов трубопроводов, работающих с наибольшими напряжениями, для включения их в контрольную группу элементов. 55

Приложение 2.1 Формуляр. 58

Приложение 2.2 Перечень документации. 58

Приложение 2.3 Ведомость дефектов трубопроводов. 59

Приложение 2.4 Расчетная схема трубопровода, представлена в качестве типовой (приводятся типоразмер и материал труб, радиусы гибов, а также расчетные параметры пара) 59

Приложение 2.5 Напряжения в сечениях трубопроводов. 61

Приложение 2.6 Нагрузки на опоры и подвески трубопровода. 61

Приложение 2.7 Результаты контроля за температурными перемещениями трубопровода. 61

Приложение 3 Данные по наработкам и среднегодовым температурам пара за все годы эксплуатации. 62

Приложение 4 Формуляр обследования энергооборудования, отработавшего парковый ресурс или дополнительно разрешенное время. 62

Приложение 5 План работ по обследованию металла и сварных соединений тепломеханического оборудования, выработавшего парковый ресурс. 63

Приложение 6 Общие сведения по котлу. 63

Приложение 6.1 Коллекторы котла (для барабанных котлов, начиная от барабана, для прямоточных с Т ³ 400 °С) 63

Приложение 6.2 Перепускные трубы котла (для барабанных котлов, начиная от барабана, для прямоточных с Т ³ 400 °С) 63

Приложение 7 Общие сведения по турбине. 63

Приложение 7.1 Параметры турбины.. 64

Приложение 7.2 Результаты контроля металла роторов турбин. 64

Приложение 7.3 Результаты контроля литых деталей. 64

Приложение 7.4 Результаты контроля металла насадных дисков. 65

Приложение 7.5 Результаты контроля металла рабочих лопаток. 65

Приложение 7.6 Результаты контроля металла диафрагм.. 65

Приложение 7.7 Результаты контроля пароперепускных труб турбины.. 65

Приложение 8 Акт приемки паропроводов ТЭС после выполнения планового ремонта. 66

Приложение 9 Решение по установлению возможности и сроков дальнейшей эксплуатации. 67

Утверждена

постановлениемГосгортехнадзора

России от 18.06.03 № 94,

зарегистрированным

Министерством юстиции

Российской Федерации 19.06.03г.,

регистрационный № 4748

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

* Печатается по «Российскойгазете» от 21 июня 2003 г., № 120/1.

РД 10-577-03

Типовая инструкция поконтролю металла и продлению срока службы основных элементов котлов, турбин итрубопроводов тепловых электростанций (далее - ТИ) регламентирует требования кконтролю и определению состояния металла основных элементов теплосиловогооборудования действующих энергоустановок в целях обеспечения их надежной ибезопасной эксплуатации.

Положения ТИ подлежатобязательному применению независимо от форм собственности и подчинения напредприятиях отрасли «Электроэнергетика» и на предприятиях, в составе(структуре) которых находятся тепловые электростанции (ТЭС).

Контроль за выполнениемтребований ТИ осуществляет Госгортехнадзор России.

Научно-техническоеруководство по контролю, диагностированию и созданию информационной системыслужебных характеристик металла, а также по прогнозированию и управлениюресурсом оборудования ТЭС осуществляет РАО «ЕЭСРоссии» через отраслевые экспертные организации, которые должны привлекаться кработам, указанным в ТИ.

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

1.1. Настоящая ТИрегламентирует порядок, включая методы, периодичность и объем,эксплуатационного контроля тепломеханического оборудования ТЭС в пределахпаркового ресурса, а также устанавливает критерии оценки работоспособностиосновных элементов этого оборудования и порядок продления сроков егоэксплуатации сверхпаркового ресурса.

Перечень контролируемыхэлементов, методы, объемы и сроки проведения контроля приводятся в разд. 3, акритерии оценки состояния металла - в разд. 6.

ТИ распространяется накотлы, турбины и трубопроводы пара и горячей воды энергоустановок, работающих сноминальным давлением пара выше 4,0 МПа.

1.2. Контроль и диагностикапроводятся в целях оценки состояния и возможности дальнейшей эксплуатацииметалла элементов и деталей теплоэнергетического оборудования для обеспеченияих надежной эксплуатации до момента проведения очередного контроля или замены.

Элементы оборудованиясчитаются пригодными к дальнейшей эксплуатации, если по результатам контроляокажется, что состояние основного и наплавленного металла удовлетворяеттребованиям настоящей ТИ и другой действующей нормативно-техническойдокументации.

1.3. Контроль металлапроводится лабораториями или службами металлов АО-энерго, АО-электростанций,ремонтных организаций или иных привлеченных организаций, аттестованных вустановленном порядке.

Контроль роторов паровыхтурбин проводится лабораториями или службами металлов организаций - владельцевоборудования, ремонтными и иными организациями, аттестованными в установленномпорядке.

1.4. Контроль проводится восновном во время плановых остановов оборудования. Допускается смещение сроковконтроля оборудования в большую или меньшую сторону на 5 % паркового ресурсаоборудования, указанного в разд. 3 настоящей ТИ.

Решение о смещении сроковконтроля для оборудования, не отработавшего парковый ресурс, принимаетсяруководителем организации - владельца оборудования.

Решение о смещении сроковконтроля в большую сторону для оборудования, отработавшего парковый ресурс,принимается руководителем организации - владельца оборудования и попредставлению специализированной организации утверждается РАО «ЕЭС России».

1.5. При достижениипаркового ресурса элементы и детали тепломеханического оборудования допускаютсяк дальнейшей эксплуатации при положительных результатах техническогодиагностирования.

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

1.6. Для проведения контроляв процессе эксплуатации проектными организациями и изготовителями оборудованиядолжны быть предусмотрены площадки, съемная изоляция, реперы и т.д.

1.7. Владелец оборудованиядолжен организовать учет температурного режима работы металлатеплоэнергетического оборудования и систематическую обработку суточных графиковтемпературы пара за каждым котлом и в паропроводах. По всем паропроводам стемпературой пара 450 °С и выше должны учитываться продолжительность и значенияпревышения температуры пара на каждые 5°С сверх номинальной. Учет продолжительности (в часах) эксплуатациипаропроводов следует проводить по каждому участку, в том числе на РОУ, БРОУ ит.д.

1.8. Ответственность за выполнение контроля металла вобъеме и сроки, указанные в настоящей ТИ, возлагается на руководителяорганизации - владельца оборудования.

Решение о допуске оборудования электростанций кэксплуатации в пределах паркового ресурса принимает технический руководительорганизации-владельца.

1.9. Возможность эксплуатации ответственных элементови деталей энергооборудования (гибов трубопроводов, барабанов,пароперегревателей, коллекторов котлов, главных паропроводов, корпусовцилиндров, стопорных клапанов, роторов турбин) при неудовлетворительныхрезультатах контроля металла определяется специализированной организацией.

Решение о дальнейшей эксплуатации энергооборудованияпринимается организацией - владельцем оборудования.

1.10. Возможность дальнейшей эксплуатацииответственных элементов и деталей энергооборудования (гибов трубопроводов,барабанов, пароперегревателей, коллекторов котлов, главных паропроводов,корпусов цилиндров, стопорных клапанов, роторов турбин) после выработки имипаркового ресурса определяется специализированными организациями, имеющими лицензиюГосгортехнадзора России на экспертизу промышленной безопасности. Заключениеэкспертизы промышленной безопасности на оборудование, подконтрольноеГосгортехнадзору России, утверждается территориальными органамиГосгортехнадзора России.

Решение о продлении эксплуатации оборудованияутверждается РАО «ЕЭС России».

1.11. На основании настоящей ТИ допускается разработкаместных производственных инструкций по контролю металла оборудованияэлектростанции, которые в части объема и периодичности контроля могут отличатьсяот нее. Эти инструкции подлежат пересмотру не реже одного раза в пять лет. Инструкциисогласовываются с РАО «ЕЭС России» и Госгортехнадзором России.

1.12. Новые методы исредства контроля, технического диагностирования металла оборудования могут использоватьсяна электростанциях после рассмотрения РАО «ЕЭС России» и принятия решения об ихприменении на основании заключения специализированной организации. Решение РАО«ЕЭС России» о допуске новых методов и средств контроля на оборудовании,подконтрольном Госгортехнадзору России, согласовывается с ГосгортехнадзоромРоссии.

1.13. Решение о порядкеконтроля и продления срока службы элементов оборудования, изготовленных изновых отечественных сталей или сталей иностранного производства, готовится РАО«ЕЭС России» на основании заключения специализированной организации исогласовывается с Госгортехнадзором России.

1.14. Изменения в настоящуюТИ вносятся совместным решением Госгортехнадзора России и РАО «ЕЭС России» наосновании предложений специализированных организаций.

1.15. Допускаетсякорректировка объемов, методов и номенклатуры контроля состояния оборудованияпри ремонте или техническом перевооружении оборудования ТЭС РАО «ЕЭС России».Решение о корректировке принимается РАО «ЕЭС России» и согласовывается сГосгортехнадзором России.

По турбоагрегатам итурбинному оборудованию РАО «ЕЭС России» вносит изменения в номенклатуру иобъемы контроля металла и методики продления срока службы без согласования сГосгортехнадзором России.

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

В данном разделе приводятся значения паркового ресурсаосновных элементов энергооборудования.

Парковый ресурс - наработка однотипных по конструкции,маркам стали и условиям эксплуатации элементов теплоэнергетическогооборудования, в пределах которой обеспечивается их безаварийная работа присоблюдении требований действующей нормативной документации.

Парковый ресурс не является предельным срокомэксплуатации.

Возможность и условия эксплуатации энергетическогооборудования сверхпаркового ресурса устанавливаются РАО «ЕЭС России» наосновании заключения специализированной организации.

2.1. Котлы

2.1.1. Значения паркового ресурса коллекторов котлов взависимости от расчетных параметров эксплуатации и примененных марок сталиприведены в табл. 2.1.

Таблица 2.1

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

2.1.2. Парковый ресурс прямых участков и гибовпаропроводов и пароперепускных труб в пределах котлов и турбин равен парковомуресурсу прямых участков и гибов станционных паропроводов, эксплуатирующихся притаких же номинальных параметрах пара.

2.1.3. Парковый ресурс труб поверхностей нагреваустанавливается лабораторией или службой металлов владельца оборудования илиспециализированной организацией.

2.1.4. Парковый ресурс барабанов из стали 22К и 16ГНМАсоставляет 300 тыс. ч для однобарабанных котлов и 250 тыс. ч для двухбарабанныхкотлов и барабанов из сталей других марок. Парковый ресурс барабанов, имеющихповрежденность на уровне показателей п. 2.3 Инструкции [1], корректируетсяв соответствии с табл. 2.1 Инструкции [1].

2.2. Турбины

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

Таблица 2.2

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

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

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

Парковый ресурс турбин, невошедших в табл. 2.2, приравнивается к значению расчетногоресурса, указанного в паспорте оборудования. При отсутствии этих данных следуетобращаться в организацию-изготовитель.

2.3. Крепеж

Парковый ресурс крепежаарматуры и разъемов турбин в зависимости от номинальных параметров их эксплуатациии примененных марок стали приведен в табл. 2.3.

Таблица 2.3

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

2.4. Паропроводы

В табл. 2.4приведены значения паркового ресурса паропроводов и их основных элементов взависимости от типоразмеров паропроводов, номинальных параметров пара и марокстали.

Таблица 2.4

№ п/п	Марка стали	Типоразмер паропровода, мм			Номинальные параметры пара			Парковый ресурс основных элементов паропровода, тыс. ч				Парковый ресурс паропровода в целом, тыс. ч
№ п/п	Марка стали	D_н	S	R	Т,°С	р, МПа		Прямые трубы		Гибы труб		Парковый ресурс паропровода в целом, тыс. ч
1	2	3	4	5	6	7		8		9		10
1	15Х1М1Ф	980	40	4500	545	3,9		400		100		100
2	15Х1М1Ф	720	25	2500	545	3,9		300		150		150
3	15Х1М1Ф	630	25	2300	545	3,9		400		270		270
4	15Х1М1Ф	465	75	2100	545	25,5		175		110		110
5	15Х1М1Ф	426	16	1700	565	2,2		400		250		250
6	15Х1М1Ф	377	60	1500	545	25,5		150		100		100
7	15Х1М1Ф	377	50	1500	560	14		300		250		250
8	15Х1М1Ф	377	45	1500	560	14		250		200		200
9	15Х1М1Ф	377	45	1500	550	13		300		250		250
10	15Х1М1Ф	377	45	1500	545	14		300		250		250
11	15Х1М1Ф	377	43	1500	560	14		200		150		150
12	15Х1М1Ф	377	43	1500	550	13		300		250		250
13	15Х1М1Ф	377	40	1500	545	14		300		240		240
14	15Х1М1Ф	325	60	1370	545	25,5		320		250		250
15	15Х1М1Ф	273	50	1000	550	25,5		250		200		200
16	15Х1М1Ф	273	45	1000	545	14		400		350		350
17	15Х1М1Ф	273	36	1000	560	14		300		250		250
18	15Х1М1Ф	273	36	1000	545	14		400		300		300
19	15Х1М1Ф	273	35	1000	565	14		300		220		220
20	15Х1М1Ф	273	34	1000	545	14		400		300		300
21	15Х1М1Ф	273	32	1000	545	14		300		250		250
22	15Х1М1Ф	273	32	1000	540	10		400		350		350
23	15Х1М1Ф	273	26	1000	510	10		400		350		350
24	15Х1М1Ф	273	16	1000	510	10		300		200		200
25	15Х1М1Ф	245	45	1000	560	25,5		175		110		110
26	15Х1М1Ф	245	45	1000	550	25,5		300		200		200
27	15Х1М1Ф	245	45	1000	545	25,5		300		250		250
28	15Х1М1Ф	245	32	1000	545	14		400		300		300
29	15Х1М1Ф	219	26	850	545	14		300		250		250
30	15Х1М1Ф	219	26	850	540	10		400		350		350
31	15Х1М1Ф	219	25	850	565	14		150		100		100
32	15Х1М1Ф	219	25	850	545	14		300		250		250
33	15Х1М1Ф	219	24	850	545	14		300		250		250
34	15Х1М1Ф	219	24	850	540	10		400		350		350
35	15Х1М1Ф	219	22	850	510	10		400		380		350
36	15Х1М1Ф	194	38	750	560	25,8		250		200		200*
* Здесь и далее знак * означает «Паропроводы, для которых необходимо определить возможность дальнейшей эксплуатации, если ранее для них она не была определена».
37	15Х1М1Ф	194	36	750	545		25,5		300		250		250
38	15Х1М1Ф	194	20	750	545		14		250		170		170
39	15Х1М1Ф	168	32	700	550		24		300		250		250
40	15Х1М1Ф	159	30	650	545		25,5		300		250		250
41	15ХМ	325	40	1370	510		10		400		350		350
42	15ХМ	325	34	1370	510		10		400		350		350
43	15ХМ	325	30	1370	510		10		350		300		300
44	15ХМ	273	40	1000	510		10		400		350		350
45	15ХМ	273	35	1000	510		10		400		350		350
46	15ХМ	273	30	1000	510		10		400		350		350
47	15ХМ	273	28	1000	510		10		400		320		320
48	15ХМ	273	26	1000	510		10		350		300		300
49	15ХМ	245	40	1000	510		10		400		350		350
50	15ХМ	219	22	850	510		10		350		320		320
51	15ХМ	194	20	750	510		10		400		350		350
52	15ХМ	194	18	750	510		10		350		300		300
53	15ХМ	168	19	700	510		10		400		350		350
54	12Х1МФ	630	28	2300	560		3,9		300		120		120*
55	12Х1МФ	525	45	2500	510		10		400		400		400
56	12X1МФ	465	20	2100	560		2,85		300		250		250
57	12Х1МФ	465	20	2100	545		3,9		300		250		250*
58	12Х1МФ	465	20	2100	545		3,2		300		250		250
59	12Х1МФ	465	19	2100	545		2,8		350		300		300
60	12Х1МФ	465	19	2100	545		4,2		300		130		130*
61	12Х1МФ	465	19	2100	545		3,9		300		200		200*
62	12Х1МФ	426	20	1700	545		3,7		300		250		250
63	12Х1МФ	426	20	1700	545		3,2		350		300		300
64	12Х1МФ	426	18	1700	545		3,9		300		250		250*
65	12Х1МФ	426	18	1700	545		3,2		300		250		256
66	12X1МФ	426	18	1700	545		2,5		400		300		300
67	12X1МФ	426	17	1700	565		2,4		300		250		250
68	12Х1МФ	426	17	1700	545		3,9		300		175		175
69	12Х1МФ	377	50	1500	565		15,5		80		70		70
70	12Х1МФ	377	50	1500	565		14		150		110		110
71	12Х1МФ	377	50	1500	550		14		300		250		250
72	12Х1МФ	377	45	1500	560		14		115		85		85
73	12Х1МФ	377	45	1500	545		14		300		250		250*
74	12Х1МФ	377	17	1500	565		3,9		210		95		95*
75	12Х1МФ	377	17	1500	545		3,9		300		250		250
76	12Х1МФ	377	16	1500	545		3,2		320		270		270
77	12Х1МФ	377	15	1500	565		3		300		160		160*
78	12Х1МФ	377	15	1500	565		2,8		300		200		200*
79	12Х1МФ	325	50	1370	560		14		300		250		250*
80	12Х1МФ	325	50	1370	545		14		350		300		300
81	12X1МФ	325	48	1370	565		13		300		250		250*
82	12Х1МФ	325	45	1370	565		14		180		140		140*
83	12Х1МФ	325	45	1370	545		14		320		270		270
84	12Х1МФ	325	42	1370	565		13		180		135		135*
85	12Х1МФ	325	42	1370	560		14		180		130		130*
86	12X1МФ	325	42	1370	555		13		300		250		250*
87	12Х1МФ	325	42	1370	545		14		300		250		250
88	12Х1МФ	325	40	1370	565		14		80		70		270
89	12Х1МФ	325	38	1370	560		14		80		75		75
90	12Х1МФ	325	38	1370	545		14		300		210		210*
91	12Х1МФ	325	38	1370	540		10		350		270		270
92	12Х1МФ	325	38	1370	510		10		400		350		350
93	12Х1МФ	325	30	1370	510		10		400		350		350
94	12Х1МФ	325	30	1370	500		10		400		350		350
95	12Х1МФ	325	25	1370	540		10		200		105		105
96	12Х1МФ	325	24	1370	540		10		110		75		75
97	12Х1МФ	325	24	1370	520		10		350		300		300
98	12Х1МФ	325	24	1370	510		10		350		300		300
99	12Х1МФ	325	24	1370	500		10		400		350		350
100	12Х1МФ	325	22	1370	530		9		300		145		145*
101	12Х1МФ	325	22	1370	500		9		400		350		350
102	12Х1МФ	325	20	1370	510		10		220		140		140
103	12Х1МФ	325	20	1370	500		8,5		400		300		300
104	12Х1МФ	325	13	1370	565		3		300		155		155*
105	12Х1МФ	325	12	1370	565		2,8		300		125		125*
106	12Х1МФ	273	45	1000	550		14		350		250		250
107	12Х1МФ	273	40	1000	560		14		300		250		250*
108	12Х1МФ	273	40	1000	545		14		330		270		270
109	12Х1МФ	273	36	1000	560		15,5		120		100		100*
110	12Х1МФ	273	36	1000	560		14		200		160		160*
111	12Х1МФ	273	36	1000	555		13		300		250		250*
112	12Х1МФ	273	36	1000	550		14		300		250		250*
113	12Х1МФ	273	36	1000	545		14		300		250		250
114	12Х1МФ	273	36	1000	540		14		300		250		250
115	12X1МФ	273	36	1000	535		13		350		270		270
116	12Х1МФ	273	36	1000	510		10		400		350		350
117	12Х1МФ	273	32	1000	560		14		90		80		80
118	12Х1МФ	273	32	1000	560		13,5		120		95		95
119	12Х1МФ	273	32	1000	555		14		140		110		110*
120	12Х1МФ	273	32	1000	555		13		210		165		165
121	12Х1МФ	273	32	1000	550		14		200		150		150*
122	12Х1МФ	273	32	1000	545		14		300		220		220*
123	12Х1МФ	273	32	1000	540		14		300		250		250*
124	12Х1МФ	273	32	1000	510		10		400		350		350
125	12X1МФ	273	28	1000	530		11		350		300		300
126	12X1МФ	273	28	1000	510		10		400		350		350
127	12Х1МФ	273	26	1000	530		11		350		300		300
128	12Х1МФ	273	26	1000	530		10		370		320		320
129	12Х1МФ	273	26	1000	510		10		400		350		350
130	12Х1МФ	273	26	1000	510		9		400		350		350
131	12Х1МФ	273	26	1000	500		10		400		350		350
132	12Х1МФ	273	25	1000	540		10		300		250		250
133	12Х1МФ	273	24	1000	510		10		400		350		350
134	12Х1МФ	273	22	1000	540		10		270		165		165*
135	12Х1МФ	273	22	1000	510		10		400		350		350
136	12Х1МФ	273	22	1000	500		10		400		350		350
137	12Х1МФ	273	22	1000	500		9		400		350		350
138	12Х1МФ	273	20	1000	540		10		105		75		75
139	12Х1МФ	273	20	1000	520		10		350		300		300
140	12Х1МФ	273	20	1000	510		10		350		300		300
141	12Х1МФ	273	20	1000	510		9		400		320		320
142	12Х1МФ	273	20	1000	500		10		400		330		330
143	12Х1МФ	273	18	1000	510		10		300		250		250*
144	12Х1МФ	273	17	1000	520		10		140		70		70
145	12Х1МФ	273	17	1000	510		11		150		70		70
146	12Х1МФ	273	17	1000	510		10		300		140		140*
147	12Х1МФ	273	16	1000	510		10		180		80		80
148	12Х1МФ	273	16	1000	500		9		350		300		300
149	12Х1МФ	273	13	1000	560		3,9		300		185		185*
150	12Х1МФ	273	11	1000	545		2,6		400		300		300
151	12Х1МФ	245	62,5	1000	550		25,5		300		250		250
152	12Х1МФ	245	45	1000	545		14		400		350		350
153	12Х1МФ	245	32	1000	540		10		400		350		350
154	12Х1МФ	245	32	1000	540		13,5		300		250		250
155	12Х1МФ	245	30	1000	560		14		150		115		115*
156	12Х1МФ	245	25	1000	510		14		350		320		320
157	12Х1МФ	219	35	850	560		14		300		250		250
158	12Х1МФ	219	32	850	560		13		300		250		250*
159	12Х1МФ	219	32	850	555		14		300		250		250*
160	12Х1МФ	219	29	850	560		14		200		155		155*
161	12Х1МФ	219	29	850	545		14		300		250		250
162	12Х1МФ	219	28	850	560		14		160		120		120*
163	12Х1МФ	219	28	850	545		14		300		250		250*
164	12Х1МФ	219	28	850	510		14		400		350		350
165	12Х1МФ	219	28	850	510		10		400		350		350
166	12Х1МФ	219	26	850	560		14		100		75		75
167	12Х1МФ	219	26	850	550		14		210		150		150*
168	12Х1МФ	219	26	850	545		14		300		215		215*
169	12Х1МФ	219	26	850	540		10		400		300		300
170	12Х1МФ	219	26	850	510		10		400		350		350
171	12Х1МФ	219	26	850	500		10		400		350		350
172	12Х1МФ	219	25	850	560		13,5		100		75		75
173	12Х1МФ	219	25	850	550		14		165		120		120*
174	12Х1МФ	219	25	850	545		14		235		165		165*
175	12Х1МФ	219	24	850	545		15,5		100		70		70
176	12Х1МФ	219	24	850	510		10		400		350		350
177	12Х1МФ	219	22	850	510		10		400		350		350
178	12X1МФ	219	18	850	540		10		280		170		170*
179	12X1МФ	219	18	850	535		9		300		250		250
180	12Х1МФ	219	16	850	545		3,2		400		350		350
181	12Х1МФ	219	16	850	510		10		350		300		300
182	12Х1МФ	219	16	850	500		7,1		400		350		350
183	12Х1МФ	219	14	850	510		10		300		150		150*
184	12Х1МФ	194	22	750	510		10		400		350		350
185	12Х1МФ	194	20	750	540		10		350		300		300
186	12Х1МФ	194	19	750	540		10		300		250		250
187	12Х1МФ	194	19	750	510		10		400		350		350
188	12Х1МФ	194	19	750	510		9		400		350		350
189	12Х1МФ	194	18	750	510		10		400		350		350
190	12Х1МФ	194	16	750	540		10		295		180		180*
191	12Х1МФ	194	15	750	540		10		200		100		100*
192	12Х1МФ	194	15	750	520		10		350		300		300
193	12Х1МФ	194	15	750	510		10		370		320		320
194	12Х1МФ	194	15	750	500		10		400		350		350
195	12Х1МФ	194	14	750	510		11		350		250		250*
196	12Х1МФ	194	14	750	510		10		350		300		300
197	12Х1МФ	194	14	750	500		9		400		350		350
198	12Х1МФ	194	12	750	510		10		300		110		110
199	12Х1МФ	168	20	700	560		14		90		80		80
200	12Х1МФ	168	14	700	540		10		300		180		180*
201	12Х1МФ	168	13	700	540		10		180		100		100*
202	12Х1МФ	159	30	650	545		25,5		225		160		160*
203	12Х1МФ	159	20	650	560		14		140		100		100*
204	12Х1МФ	159	12	650	540		10		100		80		80
205	12Х1МФ	159	10	650	510		10		250		110		110
206	12Х1МФ	159	7	650	545		2,6		400		350		350
207	12Х1МФ	133	20	600	560		14		300		250		250*
208	12Х1МФ	133	20	600	550		14		320		270		270
209	12Х1МФ	133	17	600	560		14		160		110		110*
210	12Х1МФ	133	17	600	550		13		300		250		250*
211	12Х1МФ	133	17	600	540		10		400		350		350
212	12Х1МФ	133	16	600	560		14		90		75		75
213	12Х1МФ	133	16	600	560		13,5		125		90		90
214	12Х1МФ	133	16	600	550		14		210		150		150*
215	12Х1МФ	133	15	600	540		10		350		270		270
216	12Х1МФ	133	15	600	530		9		400		350		350
217	12Х1МФ	133	15	600	500		9		400		350		350
218	12X1МФ	133	13	600	540		10		300		250		250
219	12Х1МФ	133	13	600	530		9		400		350		350
220	12Х1МФ	133	13	600	500		9		400		350		350
221	12Х1МФ	133	10	600	540		10		108		70		70
222	12МХ	325	36	1370	510		10		350		320		320
223	12МХ	326	34	1370	510		10		330		300		300
224	12МХ	325	30	1370	510		10		320		300		300
225	12МХ	325	28	1370	510		10		300		230		230
226	12МХ	325	24	1370	510		10		170		120		120
227	12МХ	273	36	1000	510		10		400		350		350
228	12МХ	273	32	1000	510		10		400		350		350
229	12МХ	273	32	1000	500		9		400		350		350
230	12МХ	273	26	1000	510		11		350		300		300
231	12МХ	273	28	1000	510		10		350		320		320
232	12МХ	273	26	1000	510		10		320		300		300
233	12МХ	273	26	1000	500		9		400		350		350
234	12МХ	273	22	1000	510		10		230		170		170
235	12МХ	273	20	1000	510		10		160		115		115
236	12МХ	273	18	1000	510		10		110		75		75
237	12МХ	245	25	1000	510		10		350		300		300
238	12МХ	245	22	1000	510		10		300		250		250
239	12МХ	219	24	850	510		10		350		330		330
240	12МХ	219	22	850	510		10		350		300		300
241	12МХ	219	22	850	500		9		400		350		350
242	12МХ	219	20	850	510		10		350		300		300*
243	12МХ	194	20	750	510		10		350		300		300
244	12МХ	194	20	750	500		9		400		350		350
245	12МХ	194	19	750	510		10		350		300		300
246	12МХ	194	19	750	500		10		400		350		350
247	12МХ	194	18	750	510		10		350		300		300
248	12МХ	194	15	750	500		10		350		300		300*
249	12МХ	194	14	750	510		10		145		105		105
250	12МХ	168	16	700	510		10		330		300		300

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

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

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

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

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

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

При выявлении повреждений энергооборудования впроцессе эксплуатации, а также обнаружении недопустимых дефектов при контролерешение о необходимости и объеме дополнительного контроля принимаеторганизация, проводившая техническое диагностирование.

В графе «Метод контроля»приняты следующие сокращения:

ВК - визуальный контроль;

ЦД - цветной контроль проникающимивеществами;

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 струбой;

Тип 2 (ККН) - стыковоесварное соединение трубы с донышком коллектора, литой, кованой и штампованнойдеталью; продольные швы штампосварных колен, стыковые сварные соединения сконструктивными концентраторами напряжений, тройниковые и штуцерные сварныесоединения;

РОПС - ревизия опорно-подвесной системы;

ПРПС - поверочный расчет на прочность и самокомпенсацию.

3.1. Котлы

Объект контроля	Расчетные параметры среды	Количество пусков до начала контроля		Метод контроля	Объем контроля	Периодичность проведения контроля	Примечание
Объект контроля	Расчетные параметры среды	Энергоблоки мощностью 300 МВт и выше	Энергоустановки мощностью менее 300 МВт	Метод контроля	Объем контроля	Периодичность проведения контроля	Примечание
1	2	3	4	5	6	7	8
Трубы поверхностей нагрева, трубопроводы в пределах котла с наружным диаметром 100 мм и более, коллекторы
1. Поверхности нагрева	450 °С и выше			УЗТ	Выборочно в зонах с максимальной температурой стенки в объеме не менее 25 труб	Каждые 50 тыс. ч	При выявлении утонения более 0,5 мм измерения производить каждые 25 тыс. ч
				вк, мк	100 % доступных труб	Каждые 50 тыс. ч	Перечень труб, доступных для контроля, утверждается главным инженером ТЭС
				Оценка состояния металла вырезок		По результатам МК, через каждые 50 тыс. ч. При наличии повреждений - по результатам МК независимо от наработки	Количество и места вырезок с каждой поверхности нагрева с учетом результатов ВК и МК утверждаются главным инженером ТЭС в соответствии с [3 - 5]
	Ниже 450 °C			вк, мк, УЗТ	50 % доступных труб	Каждые 50 тыс. ч	1. Исключая экономайзер 2. Магнитный контроль проводится по решению главного инженера ТЭС 3. Количество и места вырезок с каждой поверхности нагрева с учетом результатов ВК и МК в соответствии с [4, 5] утверждаются главным инженером ТЭС
	Ниже 450 °C			Оценка состояния металла вырезок	Не менее 2 труб в зонах с ускоренной коррозией (более 1 мм за 105 ч)
2. Экономайзер	Независимо от параметров	-	-	ВК	100 %	Каждые 50 тыс. ч
2. Экономайзер	Независимо от параметров	-	-	УЗТ, МК (по необходимости)	5 %	Каждые 50 тыс. ч
3. Цельносварные топочные экраны	300 °С и выше	-	-	ВК, УЗТ	В зоне максимальных тепловых нагрузок	Через 50 тыс. ч, далее в каждый капитальный ремонт. На котлах, работающих на газовом топливе, - каждые 100 тыс. ч	Количество контрольных участков размером 200´200 мм и места их расположения должны соответствовать схеме, утвержденной главным инженером электростанции
3. Цельносварные топочные экраны	300 °С и выше	-	-	Оценка состояния металла вырезок	В зонах, где происходили повреждения	В ближайший капитальный ремонт	Количество вырезок и места их расположения должны соответствовать схеме, утвержденной главным инженером станции
4. Паропровод в пределах котла: из сталей: 12МХ и 15ХМ	450 °С и выше	-	-	Измерение остаточной деформации	Прямые трубы и гибы	Каждые 100 тыс. ч	1. При достижении значения остаточной деформации, равного половине допустимого, измерение остаточной деформации производится для прямых труб каждые 50 тыс. ч, для гибов - 25 тыс. ч 2. При значении паркового ресурса 100 тыс. ч и менее измерения остаточной деформации прямых труб производятся при достижении наработки, равной парковому ресурсу, гибов - равной половине паркового ресурса 3. По достижении паркового ресурса проводится ПРПС 4. При выявлении микроповрежденности 3-го балла и более остаточная деформация измеряется каждые 25 тыс. ч. Выбор гибов для оценки микроповрежденности производится по результатам поверочного прочностного расчета всех гибов
12Х1МФ и 15Х1М1Ф	500 °С и выше	-	-	Измерение остаточной деформации	Прямые трубы и гибы	Для прямых труб каждые 100 тыс. ч, для гибов - каждые 50 тыс. ч
независимо от марки стали	450 °С и выше	-	-	Измерение овальности и УЗТ, УЗК, МПД гибов, РОПС	Гибы 100 %	После выработки половины паркового ресурса, далее каждые 50 тыс. ч
	500 °С и выше	-	-	МР	10 %, но не менее трех гибов труб каждого назначения	1. После выработки паркового ресурса 2. Остаточная деформация достигла половины допустимого значения
				Оценка состояния металла по вырезкам	Одна вырезка из гиба с максимальной степенью микроповрежденности	После выработки паркового ресурса или при достижении микроповрежденности 3-го балла и более
5. Коллекторы пароперегревателей	Выше 450 °С	500	500	ВК	Кромки внутренней поверхности радиальных отверстий в количестве не менее 3 шт.	При достижении паркового ресурса, далее каждые 100 тыс. ч	1. Контролируется один коллектор каждого вида поверхности нагрева 2. При обнаружении трещин или невозможности проведения контроля вопрос о дальнейшей эксплуатации решает специализированная организация
6. Коллекторы	450 °С и ниже	500	500	ВК		После 200 тыс. ч, далее каждые 100 тыс. ч
7. Выходной коллектор горячего промперегрева	500 °С и выше	-	-	ВК, УЗК или ТВК	Наружная поверхность коллекторов в зоне расположения штуцеров на участке протяженностью не менее 1000 мм, отстоящем от 1-го штуцера не ближе чем на 400 мм	Каждые 100 тыс. ч
8. Корпус впрыскивающего пароохладителя, штатные впрыски паропроводов между поверхностями нагрева	Независимо от параметров	500	700	ВК, УЗК	Наружная и внутренняя поверхности в зоне расположения штуцера водоподающего устройства на длине 40 мм от стенки штуцера	Каждые 25 тыс. ч
Пусковые впрыски в паропроводах горячего промперегрева и главных паропроводах	450 °С и выше	-	-	вк, мпд или ЦД, УЗК, УЗТ	Наружная поверхность на нижней образующей на длине 0,5 м от места впрыска и за защитной рубашкой на длине 50 - 100 мм	Каждые 25 тыс. ч
9. Гибы необогреваемых труб в пределах котла с наружным диаметром 57 мм и более	450 °С и выше	600	700	ВК, МПД или ЦД, УЗК, УЗТ, измерение овальности	20 % гибов труб каждого типоразмера	После выработки половины паркового ресурса, далее каждые 50 тыс. ч, но не реже чем через 200 пусков	1. При обнаружении дефектных гибов объем контроля гибов данного назначения увеличивается в два раза. При повторном обнаружении дефектов объем контроля увеличивается до 100 % 2. Гибы труб диаметром менее 100 мм контролируются каждые 100 тыс. ч 3. УЗК и МПД (ЦД) проводятся по всей гнутой части на окружности, включая растянутую и нейтральную зоны
	Ниже 450 °С, 24,0 МПа и выше	200	-	вк, мпд или ЦД, или ТР, УЗК, УЗТ, измерение овальности	25 % гибов труб каждого типоразмера с D/S > 9,0; 10 % D/S £ 9,0, но не менее 3 гибов	После наработки 50 тыс. ч, но не позже чем через 200 пусков (D/S > 9,0) и после наработки 100 тыс. ч, но не позже чем через 400 пусков (D/S £ 9,0). Последующий контроль через 50 тыс. ч, но не реже чем через 150 пусков для гибов труб с D/S > 9,0 и через 200 пусков для гибов труб с D/S £ 9,0	1. Выбор гибов для контроля производится из условия, чтобы количество дренируемых и недренируемых труб находилось в пропорции 1:2 2. При обнаружении недопустимых дефектов, подтвержденных ВК вырезки гиба, объем контроля гибов труб данного назначения (перепуска) увеличивается в два раза. При повторном обнаружении дефектов объем контроля гибов труб данного назначения (перепуска) увеличивается до 100 %. Необходимость увеличения объема контроля остальных гибов определяется главным инженером электростанции 3. УЗК и МПД (ЦЦ, ТР) проводятся по всей гнутой части на окружности, включая растянутую и нейтральную зоны 4. При очередном контроле проверяются гибы, не проконтролированные ранее
	Ниже 450 °С, 24,0 МПа и выше	200	-	Гибы диаметром 57 - 100 мм контролируются вырезкой и ВК внутренней поверхности	Гибы диаметром 57 - 100 мм - не менее 3 шт. на котел	Гибы диаметром 57 - 100 мм - после 150 тыс. ч, далее каждые 50 тыс. ч	При обнаружении недопустимых дефектов в гибах диаметром 57 - 100 мм объем контроля увеличивается в два раза, при повторном обнаружении дефектов подлежат замене 100 % гибов труб данного назначения и диаметра
	Ниже 450 °С, 10,0 - 14,0 МПа	-	-	-	-	-	Для установок с давлением 10,0 и 14,0 МПа контроль гибов проводится в соответствии с [6]
	Ниже 450 °С, ниже 10,0 МПа		400	ВК, МПД или ЦД, УЗК, УЗТ, измерение овальности	10 % гибов труб каждого типоразмера и назначения, но не менее трех	После наработки 150 тыс. ч. далее каждые 50 тыс. ч, но не реже чем через 200 пусков	1. При обнаружении дефектных гибов труб данного типоразмера объем контроля увеличивается вдвое, при повторном обнаружении - до 100 % 2. УЗК и МПД проводятся по всей гнутой части на окружности, включая растянутую и нейтральную зоны
Барабаны сварные и цельнокованые*
* Методы и объемы контроля состояния металла элементов барабанов при достижении паркового ресурса устанавливаются согласно [1].
10. Обечайки	11,0 МПа и выше			ВК	Внутренняя поверхность в доступных местах	После наработки 25 тыс. ч, далее каждые 50 тыс. ч	1. При выявлении подозрительных мест привлекаются средства инструментального контроля 2. При выявлении дефектов, размер которых превышает требования разд. 6.4 настоящей ТИ, по требованию специализированной организации проводится исследование свойств металла барабана на вырезке (пробке)
11. Основные продольные и поперечные сварные швы с околошовной зоной	11,0 МПа и выше	400	-	вк	По всей длине сварных швов на внутренней поверхности в доступных местах	После наработки 25 тыс. ч, далее каждые 50 тыс. ч, но не реже чем через 200 пусков	1. В следующий контроль проверяются участки швов, не проверенные ранее, в том числе в недоступных местах (например, с наружной стороны) 2. При выявлении дефектов контроль увеличивается до 100 % 3. УЗК допускается проводить по наружной стороне
	11,0 МПа и выше	400	-	МПД или ЦП, или ТР, УЗК	10 % длины каждого шва с прилегающими зонами по 40 мм
12. Ремонтные заварки в основных сварных швах, выполненные без отпуска	11,0 МПа и выше	-	-	вк, цд или МПД, или ТР, УЗК	Наплавленный металл и прилегающие зоны по 40 мм - 100 %	Через 25 тыс. ч и 50 тыс. ч после ремонта, далее каждые 50 тыс. ч	Аустенитные заварки контролировать ЦД или ТР каждые 25 тыс. ч
13. Ремонтные заварки, выполненные без отпуска	11,0 МПа и выше	-	-	ВК, МПД или ЦД, или ТР	Наплавленный металл и прилегающие зоны по 40 мм - 100 %	Через 25 тыс. ч и 50 тыс. ч после ремонта
14. Ремонтные заварки на поверхности трубных отверстий и на расстоянии от них менее диаметра, выполненные без отпуска	11,0 МПа и выше	-	-	ВК, МПД или ЦД, или ТР	Наплавленный металл и прилегающие зоны по 40 мм - 100 %	Через 25 тыс. ч и 50 тыс. ч после ремонта, далее каждые 50 тыс. ч
15. Швы приварки сепарации	11,0 МПа и выше	-	-	вк	По всей протяженности швов в доступных местах	Через 25 тыс. ч, далее каждые 100 тыс. ч	1. Для барабанов из стали 16ГНМ через 25 тыс. ч, далее через каждые 50 тыс. ч 2. Для следующего контроля выбирать швы, не контролировавшиеся ранее
15. Швы приварки сепарации	11,0 МПа и выше	-	-	вк, мпд или ЦД, или ТР	10 % протяженности швов	Через 25 тыс. ч, далее каждые 100 тыс. ч
16. Днища	11,0 МПа и выше	-	-	ВК, МПД или ЦД, или ТР	Внутренняя поверхность - 20 %; швы приварки крепления лазового затвора - 100 %	После наработки 100 тыс. ч, далее каждые 50 тыс. ч	1. Каждый последующий контроль проводится на участках, не проконтролированных ранее 2. Объем и периодичность контроля окуполенных днищ устанавливаются специализированными организациями
17. Лазовые отверстия	11,0 МПа и выше	-	400	ВК, МПД или ЦД, или ТР, УЗК	Поверхность лаза по всей площади и уплотнительная поверхность затвора 100 %	После наработки 100 тыс. ч, далее 50 тыс. ч, но не реже чем через 200 пусков	Методом УЗК контролируется зона поверхности лаза на выявление расслоя металла
18. Отверстия в пределах водяного объема	11,0 МПа и выше	-	400	ВК	Поверхность отверстий и штуцеров с примыкающими к ним участками поверхности барабана шириной 30 - 40 мм от кромки отверстия в объеме 100 %	После наработки 100 тыс. ч, далее каждые 50 тыс. ч, но не реже чем через 200 пусков	1. Контроль поверхности с защитными рубашками или присоединенных методом вальцовки проводится на участках внутренней поверхности шириной 30 - 40 мм, прилегающих к отверстию, без удаления вальцовки или защитной рубашки 2. Выбор отверстий для контроля МПД (ЦД, ТР) производится по результатам ВК. В контрольную группу должны включаться все отверстия труб для ввода фосфатов, рециркуляции, контроля и регулировки уровня 3. При обнаружении дефектов объем контроля увеличивается до 100 % 4. Контроль МПД (ЦД, ТР) в барабанах из стали 16ГНМ проводится каждые 25 тыс. ч, но не реже чем через 100 пусков
18. Отверстия в пределах водяного объема	11,0 МПа и выше	-	400	МПД или ЦД, или ТР	То же в объеме 50 %
19. Отверстия труб парового объема	11,0 МПа и выше	-	400	вк, мпд или ЦД, или ТР	Поверхность отверстий и штуцеров с примыкающим к ним участком внутренней поверхности барабана шириной 30 - 40 мм от кромки отверстий - в объеме 15 % каждой группы одноименного назначения, но не менее 3	После наработки 150 тыс. ч, далее каждые 50 тыс. ч, но не реже чем через 200 пусков	1. Каждый последующий контроль проводить на отверстиях, не прошедших контроль ранее 2. При выявлении дефектов объем контроля увеличивается в два раза, при повторном выявлении дефектов объем контроля увеличивается до 100 %
20. Угловые сварные соединения приварки штуцеров труб водяного и парового объемов	10,0 МПа и выше	-	-	ВК	С наружной поверхности барабана металл сварного шва с околошовной зоной не менее 30 мм на сторону - 100 % в доступных местах	После наработки 125 тыс. ч, далее каждые 50 тыс. ч
	10,0 МПа и выше	-	-	МПД или ЦД, или ТР	С наружной поверхности барабана металл сварного шва с околошовной зоной не менее 30 мм на сторону 1. 15 % швов каждой группы труб одноименного назначения, но не менее 2 шт. в каждой группе 2. Ремонтные заварки: наплавленный металл с околошовной зоной не менее 30 мм на сторону - 100 %	После наработки 125 тыс. ч, далее каждые 50 тыс. ч	1. Контроль проводится на швах, худших по результатам ВК 2. При обнаружении недопустимых дефектов объем контроля увеличивается до 100 %
Литые детали D_у 100 мм и более. Крепеж
21. Корпусы арматуры и другие литые детали	450 °С и выше	600	900	ВК, МПД или ЦД, или ТР	Радиусные переходы наружных и внутренних поверхностей - 100 % деталей	Каждые 50 тыс. ч, но не реже чем через 300 пусков	1. При наличии на детали ремонтной заварки - в каждый капитальный ремонт 2. Корпусы арматуры с D_у £ 250 мм и все литые детали контролируются только с наружной стороны, корпусы арматуры с D_у > 250 мм контролируются методом МПД и ВК снаружи 100 %, изнутри - в доступных местах
				ТВ	100 %	После выработки паркового ресурса
				Отбор проб для металлографического анализа	Одна проба от одной детали с максимальной температурой	После выработки паркового ресурса	Отбор проб производится по требованию специализированной организации
	Ниже 450 °C	-	-	вк, мпд или ЦД, или ТР	Радиусные переходы наружных и внутренних поверхностей - 10 % общего количества деталей каждого назначения	Каждые 50 тыс. ч, но не реже чем через 300 пусков	1. При обнаружении недопустимых дефектов объем контроля деталей данного назначения увеличивается до 100 % 2. При последующем контроле проверяются детали, не контролировавшиеся ранее
22. Шпильки М42 и большего размера для арматуры и фланцевых соединений паропроводов	Независимо от параметров	600	600	вк, мпд или ЦД, или ТВК, или ТР, УЗК	Резьбовая поверхность - в доступных местах	Каждые 50 тыс. ч, но не реже чем через 300 пусков	1. Решение о контроле шпилек М36 и менее принимает главный инженер ТЭС 2. Критерии твердости в соответствии с требованиями к исходному состоянию 3. Контроль методами МПД или ЦД, или ТВК, или ТР проводится факультативно по решению главного инженера
	450 °С и выше	-	-	ТВ	Торцевая поверхность со стороны гайки - 100 %	По достижении паркового ресурса
23. Гайки М42 и большего размера	-	600	600	вк, тв	Торцевая поверхность	По достижении паркового ресурса	Критерии твердости в соответствии с требованиями к исходному состоянию

3.2. Станционныетрубопроводы. Паропроводы с наружнымдиаметром 100 мм и более; питательные трубопроводы снаружным диаметром 76 мм и более

Объект контроля	Расчетные параметры среды	Количество пусков до начала контроля		Метод контроля	Объем контроля	Периодичность проведения контроля	Примечание
Объект контроля	Расчетные параметры среды	Энергоблоки мощностью 300 МВт и выше	Энергоустановки мощностью менее 300 МВт	Метод контроля	Объем контроля	Периодичность проведения контроля	Примечание
1	2	3	4	5	6	7	8
1. Трубы паропроводов: из сталей 12МХ, 15ХМ	450 °С и выше	-	-	Измерение остаточной деформации, РОПС паропровода	Прямые трубы и гибы - 100 %	Каждые 100 тыс. ч	1. При достижении значения остаточной деформации, равного половине допустимого, измерение остаточной деформации производится каждые 50 тыс. ч для прямых труб и 25 тыс. ч - для гибов 2. При значении паркового ресурса 100 тыс. ч и менее измерение остаточной деформации производится при достижении времени, составляющего 50 % паркового ресурса 3. По достижении паркового ресурса проводится ПРПС и независимо от срока наработки при отклонениях, выявленных при ревизии ОПС 4. При выявлении микроповрежденности 3 балла и более остаточная деформация измеряется каждые 25 тыс. ч 5. На тех электростанциях, где за весь период эксплуатации паропроводов не происходило разрушений его элементов, включая сварные соединения, а также отсутствуют отклонения от проекта в трассировке, по результатам РОПС, ПРПС проводится факультативно 6. Паропроводы, изготовленные из центробежно-литых труб, контролируются в соответствии с [6]
из сталей 12Х1МФ, 15Х1М1Ф	500 °С и выше	-	-	Измерение остаточной деформации, РОПС паропровода	Прямые трубы и гибы - 100 %	Для гибов - каждые 50 тыс. ч, для прямых труб - 100 тыс. ч прямых труб

2. Гибы паропроводов независимо от марки стали	Выше 500 °С	-	-	вк, Цд или МПД, УЗК	100 %	Контроль гибов по достижении паркового ресурса	1. УЗК и МПД проводятся по всей длине гнутой части на окружности трубы, включая растянутую и нейтральную зоны 2. При значении паркового ресурса 100 тыс. ч и менее контроль гибов производится при достижении наработки, равной половине паркового ресурса.
	450 - 500 °С	-	-		5 %	Каждые 100 тыс. ч
	450 - 500 °С	-	-		100 %	После 300 тыс. ч, далее через каждые 100 тыс. ч
	Независимо от параметров	-	-	УЗТ, измерение овальности	100 %	В исходном состоянии, по достижении паркового ресурса	При выявлении овальности менее 2 % после достижения паркового ресурса или уменьшении ее вдвое производится оценка микроповрежденности металла гиба
	450 °С и выше	-	-	Оценка микроповрежденности	Не менее трех гибов	1. При достижении паркового ресурса 2. При достижении значения остаточной деформации, равного половине допустимого	Контролю подвергаются гибы с максимальной остаточной деформацией или с максимальным уровнем температур, или с максимальным уровнем напряжений
	450 °С и выше	-	-	Оценка состояния металла по вырезкам	На одном гибе	1. При достижении паркового ресурса 2. При обнаружении микроповрежденности 4 балла и более	Гиб, из которого производится вырезка металла, определяется с учетом результатов неразрушающего контроля
3. Штампованные, штампосварные колена	Независимо от параметров	450	450	ВК, ЦД или МПД, УЗК	25 % общего количества	Каждые 50 тыс. ч, но не реже чем через 150 пусков	1. В штампосварных коленах контролируется 100 % продольных сварных швов 2. При обнаружении недопустимых дефектов контроль увеличивается до 100 % 3. В каждый последующий контроль должны проверяться колена, не проконтролированные ранее
4. Крутоизогнутые отводы (R/D < 2,5)	-	-	-	ВК, ЦД или МПД, УЗК	50 % общего количества	Каждые 50 тыс. ч
5. Участки паропроводов в местах приварки штуцеров с D_у 50 мм и более, дренажных линий, врезок БРОУ и РОУ	450 °С и выше	-	-	ВК, УЗК	100 % в зоне возможного износа, на расстоянии не менее двух диаметров труб от места врезки	Каждые 50 тыс. ч
6. Питательные трубопроводы от напорного патрубка питательного насоса до котла	Независимо от параметров	250	500	Измерение толщины стенки (УЗТ)	Трубы и фасонные детали после выходных патрубков регулирующей арматуры на длине не менее 10D трубы по ходу движения среды от регулирующего дросселирующего органа, зоны установки дроссельных шайбовых наборов, щелевых дросселей, тупиковые участки в зонах возможного коррозионного износа	После 100 тыс. ч. далее каждые 50 тыс. ч, но не реже чем через 150 пусков	При необходимости производятся вырезка и ее исследование по программе, утвержденной специализированной организацией
				ВК, измерение толщины стенки, овальности, УЗК, РОПС	Гибы 50 %		1. Обязательному контролю подлежат крутоизогнутые гибы, гибы байпасов РПК и отводов ПВД. Допускается не контролировать гибы соединительной питательной магистрали электростанций с поперечными связями при отсутствии дефектов на других проконтролированных элементах. При обнаружении дефектов должно быть проконтролировано не менее 10 % гибов каждого коллектора питательной воды 2. При обнаружении недопустимых дефектов хотя бы в одном из гибов и подтверждении их наличия ВК вырезки из гиба объем контроля увеличивается до 100 % 3. РОПС осуществляется по решению специализированной организации 4. При обнаружении недопустимых дефектов более чем в 30 % гибов проводится ВК внутренней поверхности литых колен в количестве не менее двух 5. Измерение овальности гибов производится один раз за все время эксплуатации
7. Корпусы арматуры и другие литые детали	450 °С и выше	600	900	вк, мпд или ЦД, или ТР	Радиусные переходы наружных и внутренних поверхностей - 100 %	Каждые 50 тыс. ч, но не реже чем через 300 пусков	1. При наличии на детали ремонтной заварки - в каждый капитальный ремонт 2. Корпусы арматуры с D_у £ 250 мм и все литые детали контролируются только с наружной стороны, корпусы арматуры с D_у > 250 мм контролируются методом МПД и ВК снаружи 100 %, изнутри - в доступных местах
				ТВ	100 %	После выработки паркового ресурса
				Отбор проб для металлографического анализа	Одна проба от одной детали с максимальной температурой	После выработки паркового ресурса	Отбор проб проводится по требованию специализированной организации
	Ниже 450 °С	-	-	ВК, МПД или ЦД, или ТР	Радиусные переходы наружных и внутренних поверхностей - 10 % общего количества деталей каждого назначения	Каждые 50 тыс. ч, но не реже чем через 300 пусков	1. При обнаружении недопустимых дефектов объем контроля деталей данного назначения увеличивается до 100 % 2. При последующем контроле проверяются детали, не контролировавшиеся ранее
8. Шпильки M42 и большего размера для арматуры и фланцевых соединений паропроводов	Независимо от параметров	600	600	ВК, МПД или ЦД, или ТВК, или ТР, УЗК	Резьбовая поверхность - в доступных местах	Каждые 50 тыс. ч, но не реже чем через 300 пусков	1. Решение о контроле шпилек М36 и менее принимает главный инженер ТЭС 2. Критерии твердости в соответствии с требованиями к исходному состоянию 3. Контроль методами МПД или ЦД, или ТВК, или ТР проводится факультативно по решению главного инженера ТЭС
	450 °С и выше			ТВ	Торцевая поверхность со стороны гайки - 100 %	По достижении паркового ресурса
9. Гайки М42 и большего размера	-	600	600	ВК, ТВ	Торцевая поверхность	По достижении паркового ресурса	Критерии твердости в соответствии с требованиями к исходному состоянию

3.3. Паровые турбины

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

3.4. Сварные соединениятрубопроводов и коллекторов с наружным диаметром 100 мм и более

Объект контроля	Расчетные параметры среды	Количество пусков до начала контроля		Тип сварного соединения	Метод контроля	Объем контроля	Периодичность проведения контроля	Примечание
Объект контроля	Расчетные параметры среды	Энергоблоки мощностью 300 МВт и выше	Энергоустановки мощностью менее 300 МВт	Тип сварного соединения	Метод контроля	Объем контроля	Периодичность проведения контроля	Примечание
1	2	3	4	5	6	7	8	9
1. Питательный трубопровод от напорного патрубка питательного насоса до котла	Независимо от параметров	-	-	Тип 1	ВК, УЗК	5 %	Каждые 150 тыс. ч	1. При обнаружении в контролируемой группе недопустимых дефектов хотя бы в одном сварном соединении (трубных элементов данного назначения) объем контроля увеличивается вдвое. При повторном обнаружении недопустимых дефектов объем контроля увеличивается до 100 % 2. При каждом следующем контроле обследованию подлежит новая группа сварных соединений
	Независимо от параметров	600	900	Тип 2	вк, мпД или ЦД, или ТР, УЗК, измерение катета угловых швов	25 %	Каждые 100 тыс. ч, но не реже чем через 400 пусков
2. Коллекторы и трубопроводы в пределах котла, турбины, станционные трубопроводы и паропроводы	От 250 до 450 °С	-	-	Тип 1	ВК, УЗК	5 %	Каждые 150 тыс. ч
	-	900	1200	Тип 2	ВК, МПД или ЦД, или ТР, УЗК	25 %	Каждые 150 тыс. ч, но не реже чем через 600 пусков
	От 450 до 510 °С	450	600	Тип 1	ВК, УЗК	10 %	После 100, 200 тыс. ч, далее каждые 50 тыс. ч
	От 450 до 510 °С	450	600	Тип 2	ВК, МПД или ЦД, или ТР, УЗК	50 %	После 100, 200 тыс. ч, далее каждые 50 тыс. ч, но не реже чем через 300 пусков
	510 °С и выше	450	600	Тип 1	ВК, МПД или ЦД, или ТР, УЗК	20 %	После 100 тыс. ч, далее каждые 50 тыс. ч
			600	Тип 2	ВК, МПД или ЦД, или ТР, УЗК	100 %	Через 100 тыс. ч, далее каждые 50 тыс. ч, но не реже чем через 200 пусков
			-	Тип 2	МР	10 %	По исчерпании паркового ресурса, далее по рекомендации специализированной организации	1. В местах с максимальным уровнем напряжений, выявленных при ПРПС 2. Для штуцерных сварных соединений коллекторов D_у 100 мм и более - 5 %
				Тип 1. Сварные соединения центробежно-литых труб	вк, мпд или ЦД, или ТР, УЗК	100 %	По исчерпании паркового ресурса, далее по рекомендации специализированной организации
				Тип 2. Труб из стали 15Х1М1Ф с литыми деталями из стали 15Х1М1ФЛ	ТВ металла шва и основного металла	100 %	Каждые 100 тыс. ч	1. При отношении твердости металла шва к твердости основного металла << 1 сварные соединения подлежат переварке или объем их контроля назначается специализированной организацией
				Тип 1	Оценка состояния сварного соединения по вырезкам	Одно сварное соединение на котел, или паропровод, или турбину	По достижении паркового ресурса	В месте с максимальным уровнем напряжений, выявленных при ПРПС
3. Трубопроводы из стали 20	400 °С и выше	-	-	Тип 1	Оценка состояния металла по вырезке для выявления графита	Одно сварное соединение	Каждые 100 тыс. ч	1. При 100 %-ном контроле микроструктуры сварных соединений неразрушающими методами вырезку можно не производить 2. При выявлении свободного графита 1-го балла контроль проводится каждые 50 тыс. ч

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

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

учета ежегодной наработки оборудования, температурыметалла и давления пара за котлом, на входе в турбину и в секцияхобщестанционного коллектора;

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

поверочного расчета на прочность элементовоборудования;

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

расчета остаточного ресурса элементовэнергооборудования, работающего в условиях ползучести или циклическогонагружения.

Для оценки температурных режимов эксплуатацииэлементов оборудования, работающих в условиях ползучести, должен бытьорганизован соответствующий контроль. Выбор места установки измерительныхприборов должен быть согласован с лабораторией (группой) металлов и утвержденруководителем ТЭС.

4.2. Исходными данными для определения остаточногоресурса элементов оборудования являются:

условия эксплуатации за весь предшествующий срокслужбы (фактическая температура, наработка за все годы эксплуатации, колебаниядавления и число пусков из различных тепловых состояний);

геометрические размеры элементов энергооборудования идинамика их изменений за предшествующий срок службы;

физико-химические, структурные, механические ижаропрочныесвойства длительно работающего металла, микроповрежденность на момент продлениясрока его службы;

результаты дефектоскопическогоконтроля;

другие дополнительныеданные, характерные для конкретного элемента оборудования.

4.3. К эксплуатациисверхпаркового ресурса допускаются элементы оборудования, металл которыхудовлетворяет критериям оценки состояния, приведенным в разд. 6настоящей ТИ, при положительных результатах расчета на прочность и определенияостаточного ресурса.

4.4. Специализированнаяорганизация проводит на основании исследований и данных владельца оборудованияанализ состояния длительно работающего металла и составляет экспертноезаключение о возможности и условиях дальнейшей эксплуатации оборудования. Дляподготовки заключения специализированные организации используют результатыконтроля и другие данные, имеющиеся у владельца оборудования, при получениикоторых были соблюдены требования действующей НД. Заключение утверждаетсяГосгортехнадзором России.

4.5. При положительнойоценке возможности дальнейшей эксплуатации оборудования специализированнаяорганизация разрабатывает и вносит в заключение номенклатуру и объемы контроляоборудования, условия его эксплуатации.

4.6. На основании выводов ирекомендаций экспертного заключения специализированной организации владелецсоставляет Решение АО-энерго (АО-электростанции), содержащее в своейпостановляющей части конкретные предложения по условиям и срокам продленияэксплуатации оборудования.

При отрицательном заключенииспециализированной организации о возможности дальнейшей эксплуатацииэнергетического оборудования владелец этого оборудования после проведенияремонтных работ или восстановительной термической обработки представляет егоповторно в специализированную организацию, которая дала отрицательноезаключение, для рассмотрения и подготовки заключения о возможности и условиях дальнейшейэксплуатации энергетического оборудования.

4.7. Решение АО-энерго(АО-электростанции) о дальнейшей эксплуатации оборудования утверждается (неутверждается, утверждается с ограничениями) РАО «ЕЭС России» и вноситсявладельцем оборудования в его паспорт. Для утверждения Решения АО-энерго в РАО«ЕЭС России» представляется заключение специализированной организации осостоянии оборудования, возможности его дальнейшей эксплуатации и номенклатуреи объеме контроля в разрешенный период эксплуатации.

Для оценки состоянияосновного металла и сварных соединений оборудования и его пригодности кдальнейшей эксплуатации проводятся контроль и исследование металла вырезок егоответственных узлов и элементов в соответствии с требованиями разд. 3 и 4.

5.1. Поверхности нагрева

5.1.1. Оценка остаточногоресурса труб поверхностей нагрева производится по вырезкам. Для выявления зоныповышенного риска преждевременных разрушений проводится ультразвуковаятолщинометрия и магнитная диагностика труб поверхностей нагрева, работающих притемпературе выше 450 °С, в соответствии с [4], ниже 450 °С - всоответствии с [3] или [4]. Выбор мест вырезкиобразцов осуществляется в соответствии с результатами этих измерений.

5.1.2. При исследованииметалла вырезок труб поверхностей нагрева определяются:

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

скорость наружной коррозии вкотлах, работающих на агрессивных топливах (сернистом мазуте, экибастузском углеи др.);

внутренний диаметр труб;

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

микроструктура металла, атакже характер и глубина коррозионных повреждений на кольцевых образцах снаружной и внутренней сторон по всему периметру;

для труб, работающих притемпературе выше 450 °С, дополнительно определяют:

химический и фазовый составметалла;

твердость (НВ) металла попоперечному сечению трубы;

длительную прочность принеобходимости;

оценку остаточного ресурсапроводят в соответствии с [4].

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

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

5.2. Паропроводы

5.2.1. После отработкипаркового ресурса, накопления остаточной деформации отдельными элементамипаропровода более половины допустимой, а также при выявлениимикроповрежденности структуры (4 балла и более) оценка срока дальнейшейэксплуатации паропровода производится по вырезке.

5.2.2. На паропроводепроизводится одна вырезка на каждую марку стали из гиба с максимальнойостаточной деформацией. При невозможности вырезать весь гиб целиком можнооценить изменение свойств металла в процессе эксплуатации на вырезке из прямогоучастка гиба с обязательной оценкой в этом случае микроповрежденностирастянутой зоны гиба неразрушающими методами.

5.2.3. При необходимостиодновременного исследования сварного соединения рекомендуется совместить обевырезки.

5.2.4. Вырезки рекомендуетсяпроизводить механическим способом. При использовании для этой целиэлектродуговой или газовой резки образцы на вырезке должны располагаться нарасстоянии не менее 20 мм от места резки.

5.2.5. Длина вырезки должнабыть не менее 300 мм. Схема расположения образцов на механические испытанияпредставлена на рис. 1. Образцы на длительную прочность располагаютсявдоль трубы.

Рис. 1. Схема вырезки образцов изтрубы паропровода:

1 и 2 - образцы для испытания на разрыв и удар соответственно; 3 - образец длякарбидного анализа; 4 - образец для металлографическогоанализа

5.2.6. При исследованииметалла вырезок из паропроводов определяются:

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

твердость (НВ) металла попоперечному сечению;

механические свойстваметалла при комнатной и рабочей температурах;

микроструктура металла иналичие неметаллических включений по толщине стенки трубы;

микроповрежденность (поры)по толщине стенки трубы;

жаропрочность металла;

дополнительный ресурс работыпаропроводов.

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

В случаенеудовлетворительных результатов механических испытаний проводятся повторныеиспытания образцов из той же трубы. При положительных результатах повторныхиспытаний они считаются окончательными, при отрицательных - элементы могут бытьдопущены к эксплуатации на основании заключения специализированной организации.

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

5.2.9. Исследованиемикроповрежденности проводится на образцах из вырезанного участка по всейтолщине стенки трубы. Оценку микроповрежденности металла допускаетсяпроизводить методами оптической и электронной микроскопии, прецизионнымопределением плотности.

5.2.10. Трубы и гибы,работающие в условиях ползучести, при достижении значений остаточной деформациивыше указанных в п. 6.2.1 настоящей ТИ (до или после достиженияпаркового ресурса) разрешается эксплуатироватьограниченный срок при постоянном контроле акустико-эмиссионным методом.

5.2.11. Измерение остаточнойдеформации ползучести производится на паропроводах, изготовленных из:

углеродистых,кремнемарганцевых и хромомолибденовых сталей, работающих при температуре пара450 °С и выше;

хромомолибденованадиевыхсталей - при 500 °С и выше;

высокохромистых иаустенитных сталей - при 540 °С и выше.

Контролю подлежат вседействующие паропроводы (в том числе в пределах котлов и турбин), длительностьработы которых превышает 3 тыс. ч в год.

5.2.12. Остаточнаядеформация ползучести труб измеряется микрометром с точностью шкалы до 0,05 ммпо реперам, устанавливаемым на прямых трубах длиной 500 мм и более, а также нагнутых отводах, имеющих прямые участки длиной не менее 500 мм. Реперырасполагаются по двум взаимно перпендикулярным диаметрам (рис. 2) всредней части каждой прямой трубы, прямого участка каждого гнутого отвода нарасстоянии не менее 250 мм от сварного соединения или начала гнутого участка.Конструкция применяемых реперов приведена на рис. 3. При невозможности установкиреперов в двух взаимно перпендикулярных направлениях допускается установкатолько одной пары реперов.

Приварка реперов к телуконтролируемой трубы должна осуществляться только аргонодуговым способомсварки.

Установка реперов на трубы инанесение на исполнительную схему-формуляр мест их расположения производятся вовремя монтажа при непосредственном участии представителя лаборатории металлов ицеха - владельца паропровода.

Реперы на схеме должны иметьнумерацию, остающуюся постоянной в течение всего периода эксплуатациипаропровода.

Места расположения реперовдолжны быть отмечены указателями, выступающими над поверхностью изоляциипаропровода.

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

Рис. 2. Схема расположения реперовна трубе паропровода:

1 - реперы с втулкой; 2 - простые реперы

Рис. 3. Эскиз репера (начало):

а - простой репер

Рис. 3. Окончание:

б - репер с резьбовой втулкой для определения первоначального размера(репер выполняется из аустенитной стали; резьбовая втулка - изперлитной стали, аналогичной материалу паропровода)

Остаточная деформацияползучести от начала эксплуатации до i-го измерения определяетсяпо формуле

где DЕ - остаточная деформацияползучести, %;

D_i - диаметр,измеренный по реперам при i-м измерении в двух взаимноперпендикулярных плоскостях (горизонтальной D_г, вертикальной D_в (см. рис. 2), мм;

- исходный диаметр трубы, измеренный пореперам в исходном состоянии, мм;

- наружный диаметр трубы,измеренный вблизи реперов в двух взаимно перпендикулярных плоскостях в исходномсостоянии, мм.

В формулу подставляютсязначения измерений как в горизонтальной, так и в вертикальной плоскости.Наибольшее полученное значение принимается за расчетное. Сводные результатыизмерений остаточной деформации по всем агрегатам, на которых производилисьизмерения, заносятся в формуляр паропровода.

5.3. Барабаны

5.3.1. Методическиетребования к проведению неразрушающего контроля, а также рекомендации попроведению вырезок металла и технологии восстановления герметичности барабанаприведены в приложениях 5, 6 и 7 Инструкции [1].

5.3.2. Оценка остаточногоресурса барабана выполняется по условиям малоцикловой усталости с учетомтермических напряжений и коррозионного фактора в соответствии с рекомендациямиприложения 3 Инструкции [1].

5.4. Корпусы арматуры идругие литые детали паропровода

5.4.1. После отработкипаркового ресурса литых деталей оценка срока дальнейшей эксплуатациипроизводится на основании исследования структуры, измерения твердости и расчетана прочность.

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

5.4.3. Измерение твердостипроизводится в зонах, указанных в п. 5.4.2 настоящей ТИ.

5.4.4. Расчет на прочностьпроизводится с учетом фактических условий работы и геометрических размеровдетали по допускаемым напряжениям, указанным в нормах расчета на прочность. Приотсутствии соответствующих допускаемых напряжений расчет производитсяспециализированными организациями.

5.5. Корпусные детали турбин

5.5.1. Для оценки надежностилитого металла из детали, содержащей трещину или имеющей выборку глубиной более40 % толщины стенки, следует вырезать заготовку, позволяющую изготовить дваобразца размерами 10´10´55 мм. Вырезку следуетделать как можно ближе к трещине поэскизам специализированной организации или организации - изготовителя турбины [8].

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

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

Один торец образца должен быть базовым и обработан счистотой R_a = 0,16. Расстояние до надрезов должно отсчитываться отэтого торца. Сторона образца с базовым торцом должна быть отмечена керном.Профиль надрезов прямоугольный, при этом радиусы закругления в месте сопряжениядна надреза и его стенок не должны превышать 0,025 мм.

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

При испытании на ударный изгиб необходимо образецрасположить так, чтобы удар осуществлялся точно посредине образца. На боковойстороне образца строго посреди не между надрезами наносится риска. Положениебазового торца относительно опор копра должно фиксироваться упором. Ширинанадрезов около их дна измеряется на металлографическом микроскопе при 50 -70-кратном увеличении с точностью до 0,01 мм.

За базовую поверхность при измерении ширины каждого издвух надрезов принимается боковая кромка надреза со стороны соответствующеготорца: у левого надреза - кромка со стороны левого торца, у правого - состороны правого. Эта кромка выставляется строго по вертикали измерительноголимба микроскопа. Вторая точка отсчета для определения ширины надрезаустанавливается на его дне и месте перехода от горизонтальной части к радиусузакругления, причем разница высот точки окончания дна надреза и его плоскойчасти не должна превышать 0,03 мм (см. рис. 5).

5.5.3. Измерение раскрытия после испытанияосуществляется на полированной и протравленной поверхности половинки ударногообразца с неразрушившимся надрезом, травитель - 3 %-ный раствор HNO₃ вспирте. При шлифовке должен быть снят слой толщиной 1,5 - 2,0 мм.

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

Неудовлетворительная локальная пластичность обычнонаблюдается при наличии в микроструктуре 50 % и более участков с бейнитнойориентацией.

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

Рис. 4. Ударный образец с двумянадрезами

Рис. 5. Схема измерениякритического раскрытия:

а - до испытания

б - после испытания

Величина критического раскрытия определяется по неразрушенномунадрезу как разность между шириной дна надреза после испытания и его начальнойшириной.

Возможно, что после испытания в дне надреза не будеттрещин. Тогда измерение конечной ширины надреза идентично измерению в исходномсостоянии. Если же по надрезу произошло частичное разрушение образца, приизмерении важно не включать в ширину надреза зазоры, образующиеся прираспространении трещины. Это облегчается тем, что благодаря прямоугольномупрофилю надрезов надрывы локализуются в углах сопряжения дна и стенок надреза.Для облегчения обнаружения надрывов по дну надреза следует использоватьразличие в цвете у деформированного дна надреза и у поверхности распространениятрещин, измеряя только темные участки, то есть только дно надреза. Значениекритического раскрытия определяется по формуле

d_с = b_к - b₀,

гдеb₀ - начальная ширина неразрушающего надреза, мм;

b_к - ширина того же надреза после испытания, мм,

где h - горизонталь, мм (см. рис. 5).

При выполнении всехтребований точность определения раскрытия составляет не менее ±15 %.

Измерение ширины дна надрезапосле испытания включает определение угла поворота дна надреза относительногоризонтали a и значения проекции дна надреза на горизонталь h(см. рис. 5).

5.5.4. Твердость по Бринеллюпри рабочей температуре измеряется твердомером. При проведении испытанийнагрузка 7500 Н, шарик диаметром 5 мм, выдержка 30 с. Измерения производятся наполовинках ударных образцов. Наносится не менее трех отпечатков на каждомобразце.

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

5.6. Детали проточной частитурбин

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

5.6.2. Методики проведенияконтроля состояния металла насадных дисков и рабочих лопаток, работающих в зонефазового перехода паровых турбин, приведены в [14] и [15].

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

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

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

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

5.7. Крепеж

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

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

5.8. Сварные соединения

5.8.1. После выработкипаркового ресурса оценка срока дальнейшей эксплуатации сварных соединенийпроизводится по вырезке.

5.8.2. Представительнымисчитаются сварные соединения, вырезаемые из паропроводов с наибольшейнаработкой с учетом результатов контроля.

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

5.8.4. Вырезанный сварнойтрубный элемент должен быть отторцован на токарном станке до длины 210 мм сошвом посредине.

5.8.5. Разрезка сварноготрубного элемента на погоны и изготовление образцов для испытаний иисследований производятся только механическимспособом.

5.8.6. При исследованиисварных соединений определяются:

твердость основного инаплавленного металла;

механические свойствасварного соединения по результатам испытаний образцов на растяжение и ударныйизгиб при комнатной и рабочей температурах;

статическая трещиностойкостьзон сварного соединения по результатам испытания образцов на однократныйтрехточечный изгиб;

химический состав металлашва и основного металла;

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

макроструктура сварногосоединения на трех макрошлифах поперечного сечения;

микроструктура металла зонсварного соединения по результатам металлографического анализа микрошлифов илиреплик;

микроповрежденность металлазон сварного соединения по результатам металлографического анализа микрошлифовили реплик;

жаропрочность сварногосоединения паропровода.

6.1.Трубы поверхностей нагрева

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

6.1.2. На трубах не должнобыть отдулин.

6.1.3. Допускаетсяувеличение наружного диаметра не более чем на 2,5 % для труб из легированныхмарок сталей и 3,5 % для труб из углеродистых сталей. Измерение диаметра трубпроизводится на вырезках.

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

6.1.5. Приметаллографическом анализе вырезок в металле не допускаются:

трещины;

наличие водородного иводородно-кислородного охрупчивания, определенного последующим признакам:

обезуглероженный слой;

участки внутреннегоокисления;

развитие коррозионныхповреждений параллельно поверхности трубы.

6.2. Прямые трубы и гибы,работающие в условиях ползучести

6.2.1.Остаточная деформация не должна превышать:

для прямых труб из стали12X1МФ - 1,5 % диаметра;

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

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

6.2.2. Механические свойствасталей должны удовлетворять требованиям технических условий на поставку. После100 тыс. ч эксплуатации допускается снижение прочностных характеристик (пределпрочности s_в и предел текучести - s_0,2) на 30 МПа (3,0 кгс/мм²)и ударной вязкости на 15 кДж/м² (1,5 кгс×м/см²) посравнению с нижним пределом на поставку.

6.2.3. Предел текучести s_0,2 должен быть не ниже 180 МПадля стали 12X1МФ и 200 МПа для стали 15Х1М1Ф при температуре 550°С, 200 МПа для сталей 12МХ и 15ХМ при температуре 510 °С.

6.2.4. Длительная прочностьдля конкретной марки стали на базе 10⁵ и 2×10⁵ часов недолжна отклоняться более чем на 20 % в меньшую сторону по сравнению со среднимизначениями данной характеристики, приведенными в табл. 15 ТУ 14-3Р-55-2001.

Минимальный уровеньдлительной пластичности должен быть не ниже 5 % по результатам испытанийобразцов до разрушения на базе, условно соответствующей периоду продления срокаэксплуатации паропровода.

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

6.2.6. Снижение плотностиметалла вблизи наружной поверхности по сравнению с исходным состоянием недолжно превышать 0,3 %.

6.2.7. Овальность гибовдолжна быть не ниже 1,5 % (за исключением гибов, изготовленных нагревом ТВЧ сосевым поджатием).

6.2.8. Трещины любого видана гибах паропроводов не допускаются.

6.3. Гибы, работающие притемпературах ниже 450 °С

Характеристики гибов должныудовлетворять требованиям [5] и [16]. Не допускается наличиедефектов на поверхности гибов с глубиной более 10 % толщины стенки или более 2мм.

6.4. Барабаны

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

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

для сталей марок 16ГНМ и16ГНМА - 130 - 200 НВ.

6.4.2. В основном металле исварных соединениях барабана не допускаются дефекты типа трещин всех видов инаправлений. Порядок выборки дефектов, контроля мест выборок и технологияремонта основных элементов барабанов должны соответствовать требованиям [23].Возможность эксплуатации барабана с дефектами типа трещин определяетсяспециализированными научно-исследовательскими организациями.

6.4.3. При обнаружениирасслоения в обечайке или днище возможность и условия дальнейшей эксплуатациибарабана определяются специальным расчетом на прочность.

6.4.4. Допускаются одиночныекоррозионные язвы, эрозионные повреждения, раковины и другие подобные дефектыпологого профиля глубиной не более 10 % от толщины стенки, но не более 8 мм смаксимальным размером на поверхности не более 400 мм², отстоящие откромки ближайшего отверстия или сварного шва на расстоянии не менее 300 мм. Взонах отверстий (включая кромки) и сварных соединений, то есть на расстоянии отних менее 300 мм, допускаются одиночные дефекты (кроме трещин) глубиной неболее 5 мм и максимальным диаметром не более 10 мм.

Допускается оставлять вэксплуатации скопления коррозионных язв, а также одиночныекоррозионно-эрозионные дефекты на кромках отверстий глубиной не более 3 мм.

В случае допуска вэксплуатацию барабанов с перечисленными в настоящем пункте дефектами требуетсяподтвердить отсутствие трещин в местах этих дефектов дополнительным контролемметодом МПД или ЦД, или ТР, или ТВК.

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

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

прочностные характеристикиметалла (временное сопротивление разрыву и условный предел текучести) не должныотличаться более чем на 5 % в меньшую сторону от значений, регламентированныхсоответствующими ТУ на поставку;

отношение предела текучестик временному сопротивлению разрыву не должно превышать 0,7 для углеродистыхсталей и 0,8 - для легированных;

относительное удлинениедолжно быть не менее 16 %;

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

6.5. Питательныетрубопроводы

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

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

6.5.2. Овальность гибов трубне должна превышать 8 %.

6.5.3. На внутреннем обводегибов допускается плавная волнистость с наибольшей высотой не более половиныноминальном толщины стенки трубы, но не более 10 мм. При этом шаг волн долженбыть не менее утроенной их высоты.

6.5.4. Допускается оставлятьв эксплуатации элементы с одиночными коррозионными язвами, эрозионнымиповреждениями или раковинами глубиной не более 10 % номинальной толщины стенкиэлемента, но не более 3 мм и протяженностью не более (D- среднийдиаметр элемента, мм; S - толщина стенки, мм).Одиночными считаются дефекты, расстояние между ближайшими кромками которыхпревышает утроенное значение максимального диаметра наибольшего из дефектов.

Допускается оставлятьскопление коррозионных язв глубиной не более 0,5 мм. Продольные цепочки язв, атакже трещины всех видов и направлений не допускаются.

6.5.5. Механическиесвойства, определенные при комнатной температуре на образцах вырезок металла изпрямых участков трубопровода, должны удовлетворять следующим требованиям:

отношение предела текучестик временному сопротивлению разрыву не должно превышать 0,65 для углеродистыхсталей и 0,75 для легированных;

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

6.6. Корпусы арматуры идругие литые детали паропровода

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

6.6.2. Твердость литогометалла должна удовлетворять требованиям технических условий на поставку. После250 тыс. ч эксплуатации допускается снижение твердости на 20 % по сравнению снижним пределом на поставку.

6.6.3. При исследованиимикроструктуры на оптическом микроскопе поры размером более 5 мкм недопускаются.

6.7. Корпусные детали турбин

6.7.1.Требования по характеристикам металла приведены в таблице.

Характеристика или единица измерения	Температура испытания, °С	Допустимое значение (не менее) для сталей марок
Характеристика или единица измерения	Температура испытания, °С	15Х1М1ФЛ	20ХМФЛ	20ХМЛ
1	2	3	4	5
1. Предел текучести, МПа	20	255	245	220
2. Доля вязкой составляющей в изломе ударного образца Шарпи (KCV),%	150/80	100/50	100/50	100/50
3. Ударная вязкость (KCV), кДж/м²	150/80	300	300	300
4. Критическое раскрытие при ударном нагружении, мм	Температура пара на входе в турбину	0,25	0,25	0,25
5. Горячая твердость, МПа	Температура пара на входе в турбину	850	950	900
6. Твердость, НВ	20	145	140	115
7. Количество пор ползучести диаметром более 2 мкм в одном поле зрения при 500-кратном увеличении	20	3 (не более)	5 (не более)	5 (не более)

6.7.2. Фактическая средняя скорость роста трещины замежремонтный период не должна превышать 10^-3 мм/ч.

6.7.3. В случае невозможности удаления имеющейсятрещины, а также при прочих неудовлетворительных результатах контроля металлавозможность и условия дальнейшей эксплуатации определяются для корпусов стрещинами в недоступных зонах детали в соответствии с требованиями [7], вдругих зонах - в соответствии с [8].

6.8. Роторы турбин

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

6.8.2. Нормы оценки качества металла в районе осевогоканала:

остаточная деформация, измеренная со стороны осевогоканала, не должна превышать 1 % диаметра осевого канала для роторов из сталейР2 и Р2МА и 0,8 % для роторов из сталей других марок;

скорость ползучести не должна превышать 0,5×10^-5 %/ч для роторов из сталей Р2 и Р2МА и0,4×10^-5 %/чдля роторов из сталей других марок;

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

не должно быть коррозионныхповреждений глубиной более 2 мм;

не допускается наличие протяженныхтрещиноподобных дефектов глубиной более 1 мм;

6.8.3. В объеме поковки недопускаются дефекты, размер которых по сопоставлению с плоским отражателем, атакже их количество превосходят следующие нормы:

общее количество дефектовэквивалентным диаметром от 2 до 4 мм включительно - 30 шт., в том числе врайоне бочки - 10 шт.; расстояние между дефектами в районе бочки должно бытьболее 50 мм;

расстояние междурасположенными в обоих концах ротора отдельными дефектами эквивалентнымдиаметром от 2 до 4 мм включительно - 50 мм; при расположении их на однойпрямой, параллельной оси ротора, - 30 мм, в одном радиальном направлении - 15мм;

общее количество дефектовэквивалентным диаметром от 4 до 6 мм включительно - 10 шт., расстояние междуними должно быть более 50 мм;

дефекты эквивалентнымдиаметром более 6 мм.

Отдельные дефектыэквивалентным диаметром до 2 мм не учитываются.

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

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

6.8.6. Принеудовлетворительных результатах контроля возможность и условия дальнейшейэксплуатации ротора определяют специализированные организации.

6.9. Крепеж

Критериями оценки надежностиметалла крепежных деталей являются твердость и механические свойства, которыеприведены в [20].

6.10. Лопатки

6.10.1. Рабочие инаправляющие лопатки должны удовлетворять требованиям [21].

6.10.2. Коррозионныеповреждения рабочих лопаток, работающих в зоне фазового перехода турбин, недолжны превышать требований [15].

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

6.11. Диски

6.11.1. На наружнойповерхности дисков (ободе, гребне, полотне, ступичной части, шпоночном пазу) недопускаются дефекты, превышающие требования [18]. Кроме этого недопускаются следы эрозионного износа, превышающие нормы завода-изготовителятурбины.

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

6.12. Сварные соединения

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

6.12.2. Нормыкратковременных механических свойств металла сварных соединений при измерениитвердости и испытании образцов на растяжение и ударный изгиб регламентированы в[23].

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

6.12.4. Нормы оценкикачества сварных швов при макроанализе регламентированы [23].

При оценкемикроповрежденности металла зон сварного соединении браковочным при знакомявляется наличие цепочек пор ползучести по границам зерен, наличие микротрещинлюбых размеров, для стали 20 - графитизация 2-го балла и более.

6.12.5. При оценке вязкостиразрушения металла шва и зоны сплавления по результатам испытаний образцов снадрезом типа Менаже на статический изгиб браковочным признаком являютсязначения удельной энергии на зарождение трещины (А_з) иразвитие разрушения (А_р):

А_з < 0,8 МДж/м² притемпературе 20 °С;

А_р < 0,3 МДж/м² притемпературе 20 °С;

А_з < 0,4 МДж/м²при температуре 510 - 560 °С;

А_р < 0,7 МДж/м² притемпературе 510 - 560 °С.

6.12.6. Длительная прочностьсварных соединений и коэффициент запаса прочности должны удовлетворятьтребованиям [9].Допустимый минимальный уровень длительной пластичности должен быть не менее 10% относительного сужения в месте разрушения образцов при испытании надлительную прочность.

Термин	Определение
1	2
1. Гиб	Колено, изготовленное с применением деформации изгиба трубы
2. Деталь	Изделие, изготовленное из однородного материала (без применения сборочных операций)
3. Дефект (ГОСТ 15467-79)	Каждое отдельное несоответствие продукции установленным требованиям
4. Дефектоскопия	Обобщающее название неразрушающих методов контроля материалов (изделий); используется для обнаружения нарушений сплошности или неоднородности макроструктуры
5. Живучесть (ГОСТ 27.002.89)	Свойство объекта, состоящее в его способности противостоять развитию критических отказов из-за дефектов и повреждений при установленной системе технического обслуживания и ремонта, или сохранять ограниченную работоспособность при воздействиях, не предусмотренных условиями эксплуатации, или сохранять ограниченную работоспособность при наличии дефектов или повреждении определенного вида, а также при отказе некоторых компонентов. Примером служит сохранение несущей способности элементами конструкции при возникновении в них усталостных трещин, размеры которых не превышают заданных значений
6. Колено	Фасонная часть, обеспечивающая изменение направления потока рабочей среды на угол от 15 до 180°
7. Колено кованое	Колено, изготовленное из поковки с последующей механической обработкой
8. Колено крутоизогнутое	Колено, изготовленное гибкой, радиусом от одного до трех номинальных наружных диаметров трубы
9. Колено штампосварное	Колено, изготовленное из листа штамповкой и сваркой
10. Коллектор (ГОСТ 23172-78)	Элемент котла, предназначенный для сборки или раздачи рабочей среды, объединяющий группу труб
11. Контроль технического состояния (ГОСТ 20911-89)	Проверка соответствия значений параметров объекта требованиям технической документации и определение на этой основе одного изданных видов технического состояния в данный момент времени. *Примечание.* Видами технического состояния являются, например, исправное, работоспособное, неисправное, неработоспособное и т.п. в зависимости от значений параметров в данный момент времени
12. Наработка (ГОСТ 20911-89)	Продолжительность работы объекта
13. Предельное состояние	Состояние объекта, при котором его дальнейшая эксплуатация либо восстановление работоспособного состояния невозможны или нецелесообразны
14. Прогнозирование технического состояния (ГОСТ 20911-89)	Определение технического состояния объекта с заданной вероятностью на предстоящий интервал времени *Примечание.* Целью прогнозирования технического состояния может быть определение с заданной вероятностью интервала времени (ресурса), в течение которого сохранится работоспособное (исправное) состояние объекта, или вероятности сохранения работоспособного (исправного) состояния объекта на заданный интервал времени

15. Ресурс	Суммарная наработка объекта от начала его эксплуатации или ее возобновления после ремонта до перехода в предельное состояние
16. Ресурс остаточный	Суммарная наработка объекта от момента контроля его технического состояния до перехода в предельное состояние
17. Ресурс парковый	Наработка однотипных по конструкции, маркам стали и условиям эксплуатации элементов теплоэнергетического оборудования, в пределах которой обеспечивается их безаварийная работа при соблюдении требований действующей нормативной документации
18. Служебные свойства металла	Комплекс механических и физических характеристик, используемый в прочностных и тепловых расчетах энергооборудования
19. Средство технического диагностирования (контроля технического состояния) (ГОСТ 20911-89)	Аппаратура и программы, с помощью которых осуществляется диагностирование (контроль)
20. Стыковое сварное соединение	Соединение, в котором свариваемые элементы примыкают друг к другу торцевыми поверхностями и включают в себя шов и зону термического влияния
21. Технический диагноз (результат контроля) (ГОСТ 20911-89)	Результат диагностирования
22. Техническое диагностирование (ГОСТ 20911-89)	Определение технического состояния объекта *Примечание.* Задачами технического диагностирования являются: контроль технического состояния; поиск места и определение причин отказа (неисправности); прогнозирование технического состояния
23. Техническое состояние объекта (ГОСТ 20911-89)	Состояние, которое характеризуется в определенный момент времени, при определенных условиях внешней среды значениями параметров, установленных технической документацией на объект
24. Толщина стенки фактическая	Толщина стенки детали, измеренная на конкретном ее участке при изготовлении или в эксплуатации
25. Условия эксплуатации объекта	Совокупность факторов, действующих на объект при его эксплуатации

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

Работа включает в себя следующие этапы:

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

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

1.2. Измерение геометрических характеристикустановленных пружин: количества витков, диаметров прутков и диаметров навивкипружин, а также высот пружин при рабочем состоянии трубопроводов. Кроме того, вместе установки каждой пружинной подвески измеряется расстояние по прямой отузла закрепления на строительных конструкциях до оси трубопровода в местекрепления подвески.

1.3. Проверка работоспособностиОПС трубопроводов, а также возможности свободного перемещения трубопроводов впространстве при их температурных расширениях.

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

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

Схема паропровода

- опора паропровода (подвижная)

- опора паропровода (неподвижная)

- репер для контроля и регистрации тепловыхперемещений паропровода

- репера для замеров остаточных деформацийтруб паропровода

- сварное соединение, выполненное ворганизации-изготовителе паропровода

- сварное соединение, выполненное при монтажепаропровода

- задвижка

Примечание. Схема приведена в качестве типовой, составляется эксплуатационнымперсоналом.

Кроме указанных данных должны быть приложенысертификаты на металл и данные по контролю в объеме требований техническихусловий на поставку.

Рис. 2.1. Схема трубопровода

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

2.1. Расчеты трубопроводовпроводятся по программе.

2.2. Расчеты выполняются длядвух вариантов:

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

2.2.1.1. Расчет выполняетсяс учетом:

моделирования препятствийдля свободного расширения трубопроводов (если таковые имеются);

фактического состояния трасси ОПС трубопроводов;

фактической нагрузкипружинных опор и подвесок;

фактических длин тягпружинных подвесок;

фактического веса деталей иэлементов трубопровода и тепловой изоляции, смонтированной на трубопроводе допроведения ремонта;

фактических типоразмеровтруб, овальности и толщины стенок в растянутой зоне гибов (данныепредоставляются лабораторией металлов), жесткости установленных скользящих опори жестких подвесок.

2.2.1.2.При анализе результатов проведенных расчетов определяются детали и элементытрубопроводов, работающие с наибольшими напряжениями от совместного воздействиявсех нагружающих факторов, что является основанием для включения их вконтрольную группу.

2.2.2. Вариант 2.Определение предполагаемого расчетного ресурса трубопроводов.

2.2.2.1. Расчет выполняется:

с учетом жесткостиустановленных (или замененных по результатам обследования) пружин опор иподвесок;

для состояния трубопроводов,отвечающих принятым в НТД требованиям; в частности, дефекты трубопроводов и ихОПС, а также препятствия для свободного температурного расширения должны бытьустранены;

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

2.2.2.2.Результаты расчета в дальнейшем используются:

для определенияиндивидуального ресурса трубопровода (таблица напряжений в сеченияхтрубопроводов);

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

для контроля за тепловымиперемещениями трубопроводов (перемещения сечений трубопроводов).

3. Порезультатам проведенной по пп. 1, 2 работы оформляется следующая техническая документация (приложение 2.2), которая представляется нарассмотрение экспертно-технической комиссии:

3.1. Ведомость дефектовтрубопроводов (приложение 2.3) и ОПС с отметками об устранениидефектов.

3.2. Расчетная схема трубопровода(приложение 2.4).

3.3. Напряжения в сеченияхтрубопроводов (приложение 2.5).

3.4. Нагрузки на опоры иподвески трубопроводов (приложение 2.6).

3.5. Результаты контроля затемпературными перемещениями трубопровода (приложение 2.7).

4. Последовательностьвыполнения работ и ответственные ее исполнители.

Проверку ОПС и ПРПСрекомендуется начинать не менее чем за два месяца до капитального ремонтаоборудования.

Измерение высот пружин вупругих подвесках и опорах, а также работы по п. 1.3 должны быть выполнены врабочем состоянии трубопровода.

Работы по пп. 1 - 3 (заисключением пп. 2.2.1.2, 2.2.2.2) могут выполнятьсякак ответственными за состояние ОПС данного объекта, так и специализированнымиорганизациями. Работы по пп. 2.2.1.2, 2.2.2.2 должны выполнятьсятолько специализированными организациями, имеющими соответствующие лицензии.

1 Ведомость дефектов трубопроводов.

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

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

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

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

Представитель специализированной

организации _____________________________________

(должность) (подпись)

Представитель эксплуатации

ТЭС _____________________________________

(должность) (подпись)

Утверждаю: Главный инженер____________ ____________________________ «___» _____________________ г. Ведомость дефектов трубопроводов
№ п/п дефекта	Характер дефекта	Место расположения дефекта	Рекомендации по устранению	Ответственные за устранение	Отметка о выполнении
1	2	3	4	5	6
Обследование провели: Представитель специализированной организации _____________________________________ (должность) (подпись) Согласовано: Представитель ремонтной службы ТЭС _____________________________________ (должность) (подпись) Представитель эксплуатации ТЭС _____________________________________ (должность) (подпись)

Условные обозначения

-неподвижная опора

-пружинная подвеска

-указатель температурных перемещений (репер)

-расчетный узел

-расчетное сечение

п.н. - номер опоры по схеме

н.о. - неподвижная опора

с.о. - скользящая опора

ш.о. - шариковая опора

п.п. - пружинная подвеска

Рис. 2.2. Расчетная схема трубопровода
(Характеристика труб: типоразмер, радиус гиба, материал)

Наработка на «___»_____________ года составляет ______________ час

Наработка на момент обследования - ________________ час

Расчетные параметры Р = ______ кгс/см², t = ______ °С

Номер сечения	Расчетные данные			Фактические данные
	Напряжения в сечениях, кгс/см²		Выполнение условия прочности: «да» - «нет»	Напряжения в сечениях, кгс/см²		Выполнение условия прочности: «да» - «нет»
	s_{экв. раб}	s_{экв. хол}		s_{экв. раб}	s_{экв. хол}
1	2	3	4	5	6	7
Расчеты выполнил Представитель организации _____________________________ (должность) _____________________________ (подпись)

Наименование трубопровода

Номер опоры по схеме

Номера пружин пo MBH или ОСТ

Высота пружин в свободном состоянии Н_св, мм

Максимальная нагрузка на пружину Р_доп, кгс

Холодное состояние

Рабочее состояние

Высота пружины, мм

Нагрузка на опору, кгс

Высота пружины, мм

Нагрузка на опору, кгс

Небаланс нагрузок на опору, %

расчетная, Н_хол

фактическая Н_ф.хол

расчетная, Р_хол

фактическая Р_ф.хол

расчетная, Н_хол

фактическая Н_ф.хол

расчетная, Р_хол

фактическая Р_ф.хол

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

в холодном состоянии - число, месяц, год;

в горячем состоянии - число, месяц, год.

2. Расчетные величины нагрузок на опоры взяты из расчетов по договору №_______

Представитель специализированной

организации _____________________________________

(должность) (подпись)

Представитель эксплуатации

ТЭС _____________________________________

(должность) (подпись)

Наименование трубопровода

Номер индикатора по схеме

Величина перемещений вдоль осей координат, мм

Величина небалансов перемещений вдоль осей координат, мм

´1

´2

´3

´1

´2

´3

Расч.

Факт.

Расч.

Факт.

Расч.

Факт.

Допуск.

Факт.

Допуск.

Факт.

Допуск.

Факт.

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

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

3. Расчетные величины перемещений взяты из расчетов по договору №_________

Представитель специализированной

организации _____________________________________

(должность) (подпись)

Представитель

эксплуатации ТЭС _____________________________________

(должность) (подпись)

___________________________________________________________________________ (наименование рассматриваемого оборудования)
Годы эксплуатации	Среднегодовые параметры по форме 3-тех		Календарная наработка
	Среднегодовые параметры по форме 3-тех		за истекший год		за все годы
	Температура, °С	Давление, МПа	Часы	Пуски	Часы	Пуски


Начальник ПТО___________________________________________________________ Начальник КТЦ___________________________________________________________ Начальник лаборатории металлов____________________________________________

_____________________________________________

(электростанция)

Обследование проводилось во время _______________ ремонта 200___ г.

с ___________________по __________________

Коллекторы котла___________________________________________________________

___________________________________________________________________________

(тип котла, станционный и регистрационный №)

Перепускные трубы котла_____________________________________________________

___________________________________________________________________________

(тип котла, станционный и регистрационный №)

Паропровод_________________________________________________________________

___________________________________________________________________________

(принадлежность, марка стали, типоразмер, расчетные параметры)

Турбина____________________________________________________________________

___________________________________________________________________________

(тип турбины, станционный и регистрационный №)

Перепускные трубы турбины__________________________________________________

___________________________________________________________________________

(тип турбины, станционный и регистрационный №)

Утверждаю:

________________________

«___»_____________200__ г.

Объект контроля (котел, турбина, станционный трубопровод)

Контролируемый узел объекта

Контролируемые элементы узла

Контрольная операция для данного элемента

Количество элементов, подвергаемых контролю

Объем и периодичность контроля; количество (доля), ч

Наработка на момент контроля, ч

Данные последнего контроля

Планируемый на 200__ г. объем

Полное наименование узла

Марка стали

Типоразмер труб D´S, мм

Год контроля

Наработка на момент контроля, ч

Количество и номера контролировавшихся элементов

Количество и номера элементов

Котел типа ___________________________ изготовлен на ______________________ Расчетное давление: Расчетная температура: в барабане _____ кгс/см² в барабане _____ °С на выходе из котла _____ кгс/см² на выходе из котла ______ °С
Станционный номер	Регистрационный номер	Заводской номер	Дата изготовления, год	Дата пуска, год	Наработка на момент обследования, ч/пуск

Станционный номер	Регистрационный номер	Заводской номер	Дата изготовления, год	Дата пуска, год	Наработка на момент обследования, ч/пуск

Турбина____________________________________________________________________

___________________________________________________________________________

(тип турбины)

Изготовлена в_______________________________________________________________

___________________________________________________________________________

(организация-изготовитель)

Расчетные параметры пара на входе:

в ЦВД

давление ___________________ кгс/см²

температура ________________ °С

в ЦСД

давление ___________________ кгс/см²

температура ________________ °С

в ЦНД

давление ___________________ кгс/см²

температура ________________ °С

Тип ротора	Организация-изготовитель, заводской №	Длина ротора, мм	Наличие прогиба, мм, по годам	Наличие задеваний, механических повреждений	Состояние осевого канала	Последний контроль
Тип ротора	Организация-изготовитель, заводской №	Длина ротора, мм	Наличие прогиба, мм, по годам	Наличие задеваний, механических повреждений	Состояние осевого канала	Дата, год	Метод	Результат, описание дефектов



Начальник лаборатории металлов____________________________________________ Начальник КТЦ___________________________________________________________

Наименование трубопровода, на котором установлена литая деталь

Номер схемы

Наименование литой детали

Организация-изготовитель

D_усл

Марка стали

Наработка на момент обследования, ч

Контроль поверхности

Наличие выборок дефектов

Контроль качества заварки выборок

Примечание

Дата, год

Метод контроля, результаты

Длина, мм

Ширина, мм

Глубина, мм

Метод контроля

Оценка качества

Начальник лаборатории металлов____________________________________________

Начальник КТЦ___________________________________________________________

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

Начальник лаборатории металлов___________________________________________ (Ф.И.О., подпись) Начальник КТЦ___________________________________________________________ (Ф.И.О., подпись)

Тип ротора	Номер ступени	Наработка, ч	Визуальный осмотр				Результаты дефектоскопического контроля
Тип ротора	Номер ступени	Наработка, ч	Наличие коррозии, балл	Наличие механических повреждений	Наличие эрозии и состояние защитных пластин	Состояние бандажа и проволоки	Метод контроля	Зона расположения трещин	Размеры трещин, мм

Начальник лаборатории металлов___________________________________________ (Ф.И.О., подпись) Начальник КТЦ___________________________________________________________ (Ф.И.О., подпись)

Тип цилиндра	Номер ступени	Наработка, ч	Визуальный осмотр			Результаты дефектоскопического контроля
Тип цилиндра	Номер ступени	Наработка, ч	Наличие задеваний	Наличие коррозии направляющих лопаток	Состояние фиксирующих деталей	Метод контроля	Контролируемая зона	Размеры дефектов

Начальник лаборатории металлов___________________________________________ (Ф.И.О., подпись) Начальник КТЦ___________________________________________________________ (Ф.И.О., подпись)

Перепускная труба из _ в _

Номер схемы

Типоразмеры, мм

Радиус гиба, мм

Марка стали

Измерения и контроль сплошности

Дата

Организация, проводившая контроль. Номер заключения

Наработка на момент контроля, ч

Толщина стенки растянутой зоны, мм

Максимальная овальность, %

Визуальный осмотр, описание дефектов

Дефектоскопия

Метод

Описание дефектов

Оценка качества

Начальник лаборатории металлов___________________________________________

(Ф.И.О., подпись)

Начальник КТЦ___________________________________________________________

(Ф.И.О., подпись)

Утверждаю:

Главный инженер__________________

_________________________________

«___»___________________________ г.

Представитель специализированной организации______________________________

___________________________________________________________________________

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

и представитель эксплуатации_________________________________________________

___________________________________________________________________________

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

удостоверяют:

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

2. Условия прочности соблюдаются для всех расчетных участков трубопроводов на расчетный срок эксплуатации ____тыс. ч с параметрами рабочей среды р = ____кгс/см², t = ____ °С.

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

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

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

Прилагаются:

1. Ведомость дефектов трубопровода.

2. Расчетная схема трубопровода.

3. Напряжения в сечениях трубопровода.

4. Нагрузки на опоры и подвески трубопровода.

5. Результаты контроля за температурными перемещениями трубопровода.

Представитель специализированной

организации______________________________________________________________

(должность, Ф.И.О., подпись)

Представитель

эксплуатации ТЭС_________________________________________________________

(должность, Ф.И.О., подпись)

___________________________________________________________________________

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

__________________________ г.

Главный инженер_________________________________________________________

Начальник КТЦ___________________________________________________________

Начальник лаборатории металлов ___________________________________________

Представитель____________________________________________________________

рассмотрели представленную _______________________________________следующую техническую документацию:

1. Подробная техническая характеристика оборудования

___________________________________________________________________________

2. Подробное описание уровня технического состояния оборудования на момент обследования

___________________________________________________________________________

Перечисленная техническая документация и объем работ, проведенных при обследовании, соответствуют требованиям настоящей ТИ.

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

___________________________________________________________________________

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

На основании вышеизложенного решено:

1. Коллекторы котла _____ ст. № _____ считать пригодными к дальнейшей эксплуатации на ________ часов на расчетных параметрах пара с суммарной наработкой _____ часов.

2. Пароперепускные трубы котла _____ ст. № _____ считать пригодными к дальнейшей эксплуатации на _____ часов на расчетных параметрах пара с суммарной наработкой _____ часов.

3. Паропровод __________ считать пригодным к дальнейшей эксплуатации на _____ часов с параметрами пара Р = ____ кгс/см², Т = _____ °С с суммарной наработкой _____ календарных часов (_____ эквивалентных часов).

4. Разрешить дальнейшую эксплуатацию турбины ________ ст. № ____ с параметрами пара на входе: Р = ____ кгс/см², Т = ____ °С на _____ часов с суммарной наработкой _____ календарных часов (_____ эквивалентных часов).

5. Пароперепускные трубы турбины ______________________ считать пригодными к дальнейшей эксплуатации на _____ часов с параметрами пара Р = _____ кгс/см², Т = _____ °С с суммарной наработкой _____ календарных часов (_____ эквивалентных часов).

Утверждаю:

Главный инженер

электростанции

ФОРМУЛЯР

Отклонение температуры пара паропровода рег. ________.

Номинальная температура пара = _________ °С.

Отклонение температуры пара от номинального значения, °С

Превышение сверх нормы t₅_°_C = мин

t₁₀_°_C = мин

·

·

·

Снижение ниже нормы t₅_°_C = час

t₁₀_°_C = час

·

·

·

Начальник ПТО электростанции ___________________________

Начальник лаборатории металлов __________________________

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

2. Методические указания потехническому диагностированию труб поверхностей нагрева паровых и водогрейныхкотлов с использованием магнитной памяти металла (РД34.17.446-97). М.: НПО «Энергодиагностика», 1997.

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

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

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

6.Инструкция по контролю и продлению срока службы паропроводов тепловыхэлектростанций, изготовленных из центробежнолитых труб. М.: Минэнерго России (впечати).

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

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

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

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

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

12.Методические указания о порядке проведения работ при оценке индивидуальногоресурса паровых турбин и продление срока их эксплуатации сверхпаркового ресурса(РД 34.17.440-96)-М.: АООТ «ВТИ», 1996.

13.Методические указания по проведению акустико-эмиссионного контроляцельнокованых роторов паровых турбин ТЭС (РД153-34.1-17.457-99). М.: ВТИ, 1999.

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

15. Методические указания попредотвращению коррозионных повреждений дисков и лопаточного аппарата паровыхтурбин в зоне фазового перехода (РД 34.30.507-9263).

16. Инструкция по дефектоскопиигибов трубопроводов из перлитной стали (И. № 23 СД-80). М.: СПО Союзтехэнерго,1981.

17. ОСТ 108.961.02-79. Отливки изуглеродистых сталей для деталей паровых стационарных турбин с гарантированнымихарактеристиками прочности при высоких температурах. Технические условия.

18. ТУ 108.1029-81. Заготовкивалов и роторов паровых турбин.

19. ОСТ 34-70-690-96. Металлпаросилового оборудования электростанций. Методы металлографического анализа вусловиях эксплуатации. М.: ВТИ, 1998.

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

21. ОСТ 108.020.03-82. Заготовкилопаток турбин и компрессоров штампованные из коррозионно-стойкой и жаропрочнойстали. Общие технические условия.

22. Методические указания опорядке оценки работоспособности рабочих лопаток паровых турбин в процессеизготовления, эксплуатации и ремонта (РД153-34.1-17.462-00). М.: ВТИ, 2000.

23. Сварка, термообработка иконтроль трубных систем котлов и трубопроводов при монтаже и ремонтеоборудования электростанций ( РД153-34.1-003-01 ) ( PTM-1 c).