Присоединяйтесь!
Зарегистрированных пользователей портала: 506 337. Присоединяйтесь к нам, зарегистрироваться очень просто →
Законодательство
Законодательство

ПОСТАНОВЛЕНИЕ Госгортехнадзора РФ от 18.06.2003 N 94 "ОБ УТВЕРЖДЕНИИ ТИПОВОЙ ИНСТРУКЦИИ ПО КОНТРОЛЮ МЕТАЛЛА И ПРОДЛЕНИЮ СРОКА СЛУЖБЫ ОСНОВНЫХ ЭЛЕМЕНТОВ КОТЛОВ ТУРБИН И ТРУБОПРОВОДОВ ТЕПЛОВЫХ ЭЛЕКТРОСТАНЦИЙ"

Дата документа18.06.2003
Статус документаДействует
МеткиПостановление · Инструкция · Методика

    
    Зарегистрировано в Минюсте РФ 19 июня 2003 г. N 4748
    


 

ФЕДЕРАЛЬНЫЙ ГОРНЫЙ И ПРОМЫШЛЕННЫЙ НАДЗОР РОССИИ

 

ПОСТАНОВЛЕНИЕ
от 18 июня 2003 г. N 94

 

ОБ УТВЕРЖДЕНИИ ТИПОВОЙ ИНСТРУКЦИИ ПО КОНТРОЛЮ МЕТАЛЛА И ПРОДЛЕНИЮ СРОКА СЛУЖБЫ ОСНОВНЫХ ЭЛЕМЕНТОВ КОТЛОВ ТУРБИН И ТРУБОПРОВОДОВ ТЕПЛОВЫХ ЭЛЕКТРОСТАНЦИЙ

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

Начальник
Госгортехнадзора России
В.М.КУЛЬЕЧЕВ

 
 
 

УТВЕРЖДЕНО
Постановлением
Госгортехнадзора России
от 18.06.2003 N 94

 

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

 

ВВЕДЕНИЕ

 
    Типовая инструкция по контролю металла и продлению срока службы основных элементов котлов, турбин и трубопроводов тепловых электростанций (далее по тексту ТИ) регламентирует требования к контролю и определению состояния металла основных элементов теплосилового оборудования действующих энергоустановок в целях обеспечения их надежной и безопасной эксплуатации.
    Положения ТИ подлежат обязательному применению независимо от форм собственности и подчинения на предприятиях отрасли "Электроэнергетика" и на предприятиях, в составе (структуре) которых находятся тепловые электростанции (ТЭС).
    Контроль за выполнением требований ТИ осуществляет Госгортехнадзор России.
    Научно-техническое руководство по контролю, диагностированию и созданию информационной системы служебных характеристик металла, а также прогнозированию и управлению ресурсом оборудования ТЭС осуществляет РАО "ЕЭС России" через отраслевые экспертные организации, которые должны привлекаться к работам, указанным в ТИ.
    Термины и определения, применяемые в настоящем руководящем документе, приведены в Приложении 1.
 

1. ОБЩИЕ ПОЛОЖЕНИЯ

 
    1.1. Настоящая ТИ регламентирует порядок, включая методы, периодичность и объем, эксплуатационного контроля тепломеханического оборудования ТЭС в пределах паркового ресурса, а также устанавливает критерии оценки работоспособности основных элементов этого оборудования и порядок продления сроков его эксплуатации сверх паркового ресурса.
    Перечень контролируемых элементов, методы, объемы и сроки проведения контроля приводятся в разд. 3, а критерии оценки состояния металла - в разд. 6.
    ТИ распространяется на котлы, турбины и трубопроводы пара и горячей воды энергоустановок, работающих с номинальным давлением пара выше 4,0 МПа.
    1.2. Контроль и диагностика проводятся в целях оценки состояния и возможности дальнейшей эксплуатации металла элементов и деталей теплоэнергетического оборудования для обеспечения их надежной эксплуатации до момента проведения очередного контроля или замены.
    Элементы оборудования считаются пригодными к дальнейшей эксплуатации, если по результатам контроля окажется, что состояние основного и наплавленного металла удовлетворяет требованиям настоящей ТИ и другой действующей нормативно-технической документации.
    1.3. Контроль металла проводится лабораториями или службами металлов АО-энерго, АО-электростанций, ремонтных организаций или иных привлеченных организаций, аттестованных в установленном порядке.
    Контроль роторов паровых турбин проводится лабораториями или службами металлов организаций - владельцев оборудования, ремонтными и иными организациями, аттестованными в установленном порядке.
    1.4. Контроль проводится в основном во время плановых остановов оборудования. Допускается смещение сроков контроля оборудования в большую или меньшую сторону на 5% паркового ресурса оборудования, указанного в разд. 3 настоящей ТИ.
    Решение о смещении сроков контроля для оборудования, не отработавшего парковый ресурс, принимается руководителем организации - владельца оборудования.
    Решение о смещении сроков контроля в большую сторону для оборудования, отработавшего парковый ресурс, принимается руководителем организации - владельца оборудования и по представлению со специализированной организации, утверждается РАО "ЕЭС России".
    1.5. При достижении паркового ресурса элементы и детали тепломеханического оборудования допускаются к дальнейшей эксплуатации при положительных результатах технического диагностирования.
    Порядок организации контроля оборудования и продления срока его службы за пределами паркового ресурса приведен в разд. 4 настоящей ТИ, номенклатура и объемы типового контроля - в разд. 3.
    1.6. Для проведения контроля в процессе эксплуатации проектными организациями и изготовителями оборудования должны быть предусмотрены площадки, съемная изоляция, реперы и т.д.
    1.7. Владелец оборудования должен организовать учет температурного режима работы металла теплоэнергетического оборудования и систематическую обработку суточных графиков температуры пара за каждым котлом и в паропроводах. По всем паропроводам с температурой пара 450 град. С и выше должны учитываться продолжительность и значения превышения температуры пара на каждые 5 град. С сверх номинальной. Учет продолжительности (в часах) эксплуатации паропроводов следует проводить по каждому участку, в том числе на РОУ, БРОУ и т.д.
    1.8. Ответственность за выполнение контроля металла в объеме и сроки, указанные в настоящей ТИ, возлагается на руководителя организации - владельца оборудования.
    Решение о допуске оборудования электростанций к эксплуатации в пределах паркового ресурса принимает технический руководитель организации-владельца.
    1.9. Возможность эксплуатации ответственных элементов и деталей энергооборудования (гибов трубопроводов, барабанов, коллекторов котлов, главных паропроводов, корпусов цилиндров, стопорных клапанов, роторов турбин) при неудовлетворительных результатах контроля металла определяется специализированной организацией.
    Решение о дальнейшей эксплуатации энергооборудования принимается организацией - владельцем оборудования.
    1.10. Возможность дальнейшей эксплуатации ответственных элементов и деталей энергооборудования (гибов трубопроводов, барабанов, коллекторов котлов, главных паропроводов, корпусов цилиндров, стопорных клапанов, роторов турбин) после выработки ими паркового ресурса определяется специализированными организациями, имеющими лицензию Госгортехнадзора России на экспертизу промышленной безопасности. Заключение экспертизы промышленной безопасности утверждается органами Госгортехнадзора России.
    Решение о продлении эксплуатации указанного оборудования утверждается РАО "ЕЭС России".
    1.11. На основании настоящей ТИ допускается разработка местных производственных инструкций по контролю металла оборудования электростанции, которые в части объема и периодичности контроля могут отличаться от нее. Эти инструкции подлежат пересмотру не реже одного раза в пять лет. Инструкции согласовываются с РАО "ЕЭС России" и Госгортехнадзором России.
    1.12. Новые методы и средства контроля, технического диагностирования металла оборудования могут использоваться на электростанциях после рассмотрения РАО "ЕЭС России" и принятия решения об их применении на основании заключения специализированной организации. Решение РАО "ЕЭС России" о допуске новых методов и средств контроля на оборудовании, подконтрольном Госгортехнадзору России, согласовывается с Госгортехнадзором России.
    1.13. Решение о порядке контроля и продления срока службы элементов оборудования, изготовленных из новых отечественных сталей или сталей иностранного производства, готовится РАО "ЕЭС России" на основании заключения специализированной организации и согласовывается с Госгортехнадзором России.
    1.14. Изменения в настоящую ТИ вносятся совместным решением Госгортехнадзора России и РАО "ЕЭС России" на основании предложений специализированных организаций.
    1.15. Допускается корректировка объемов, методов и номенклатуры контроля состояния оборудования при ремонте или техническом перевооружении оборудования ТЭС РАО "ЕЭС России". Решение о корректировке принимается РАО "ЕЭС России" и согласовывается с Госгортехнадзором России.
    По турбоагрегатам и турбинному оборудованию РАО "ЕЭС России" вносит изменения в номенклатуру и объемы контроля металла и методики продления срока службы без согласования с Госгортехнадзором России.
    1.16. Результаты контроля, полученные в соответствии с требованиями предыдущей редакции ТИ, могут использоваться при определении возможности дальнейшей работы оборудования и могут быть оформлены в табличной форме как предыдущей, так и настоящей ТИ (Приложения 2 - 11).
 

2. ПАРКОВЫЙ РЕСУРС ЭЛЕМЕНТОВ ТЕПЛОМЕХАНИЧЕСКОГО ОБОРУДОВАНИЯ

 
    В данном разделе приводятся значения паркового ресурса основных элементов энергооборудования.
    Парковый ресурс - наработка однотипных по конструкции, маркам стали и условиям эксплуатации элементов теплоэнергетического оборудования, которая обеспечивает их безаварийную работу при соблюдении требований действующей нормативно-технической документации.
    Парковый ресурс не является предельным сроком эксплуатации.
    Возможность и условия эксплуатации энергетического оборудования сверх паркового ресурса устанавливаются РАО "ЕЭС России" на основании заключения специализированной организации.
 

2.1. Котлы

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

Таблица 2.1

 

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

 
    2.1.2. Парковый ресурс прямых участков и гибов паропроводов и пароперепускных труб в пределах котлов и турбин равен парковому ресурсу прямых участков и гибов станционных паропроводов, эксплуатирующихся при таких же номинальных параметрах пара.
    2.1.3. Парковый ресурс труб поверхностей нагрева устанавливается лабораторией или службой металлов владельца оборудования или специализированной организацией.
    2.1.4. Парковый ресурс барабанов из стали 22К и 16ГНМА составляет 300 тыс. ч для однобарабанных котлов и 250 тыс. ч для двухбарабанных котлов и барабанов из сталей других марок. Парковый ресурс барабанов, имеющих поврежденность на уровне показателей п. 2.3 "Инструкции..." [2], корректируется в соответствии с табл. 2.1 данной "Инструкции...".
 

2.2. Турбины

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

Таблица 2.2

 

Завод-изготовитель Давление свежего пара, МПа Мощность, МВт Парковый ресурс турбин
тыс. ч Количество
ТМЗ 9 и менее 50 и менее 270 900
 13 - 24 50 - 250 220 600
ЛМЗ 9 и менее 100 и менее 270 900
 13 - 24 50 - 300 220 600
 24 500 - 1200 100 300
НПО Тур9 и менее 50 и менее 270 900
боатом 13 160 200 600
 24 300 170 450
 24 500 100 300

 
    - Турбины с температурой свежего пара на входе менее 450 град. С, а также элементы ЦСД турбин без горячего промперегрева паркового ресурса не имеют.
    - Парковый ресурс турбин, элементы которых работают в условиях ползучести, определяется наработкой или количеством пусков турбины; оба параметра действуют независимо.
    - Парковый ресурс турбин, не вошедших в данную таблицу, приравнивается к значению расчетного ресурса, указанного в паспорте оборудования. При отсутствии этих данных следует обращаться на завод-изготовитель.
 

2.3. Крепеж

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

Таблица 2.3

 

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

 

2.4. Паропроводы

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

Таблица 2.4

 

Марка стали Типоразмер паропровода, мм Номинальные параметры пара Парковый ресурс основных элементов паропровода, тыс. ч Парковый ресурс паропровода в целом, тыс. ч
S R Т, град. С р, МПа
прямые трубы гибы труб
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. 15X1М1Ф 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 <*>
37. 18Х1М1Ф 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. 12X1МФ 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. 12X1МФ 426 20 1700 545 3,7 300 250 250
63. Т2Х1МФ 426 20 1700 545 3,2 350 300 300
64. 12Х1МФ 426 18 1700 545 3,9 300 250 250 <*>
65. 12Х1МФ 426 18 1700 545 3,2 300 250 256
66. 12Х1МФ 426 18 1700 545 2,5 400 300 300
67. 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. 12Х1МФ 325 48 1370 565 13 300 250 250 <*>
82. 12Х1МФ 325 45 1370 565 14 180 140 140 <*>
83. 12Х1МФ 325 45 1370 545 14 320 270 270
84. 12X1МФ 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 70
89. 12Х1МФ 325 38 1370 560 14 80 75 75
90. 12X1МФ 325 38 1370 545 14 300 210 210 <*>
91. 12Х1МФ 325 38 1370 540 10 350 270 70
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. 12X1МФ 325 22 1370 530 9 300 145 145 <*>
101. 12X1МФ 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 <*>

 
 

Марка стали Типоразмер паропровода, мм Номинальные параметры пара Парковый ресурс основных элементов паропровода, тыс. ч Парковый ресурс паропровода в целом, тыс. ч
S R Т, град. С р, МПа
прямые трубы гибы труб
106. 12X1МФ 273 45 1000 550 14 350 250 250
107. 12X1МФ 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. 12X1МФ 273 36 1000 550 14 300 250 250 <*>
113. 12Х1МФ 273 36 1000 545 14 300 250 250
114. 12Х1МФ 273 36 1000 540 14 300 250 250
115. 12Х1МФ 273 36 1000 535 13 350 270 270
116. 12Х1МФ 273 36 1000 510 10 400 350 350
117. 12Х1МФ 273 32 1000 560 14 90 80 80
118. 12Х1МФ 273 32 1000 560 13,5 120 95 95
119. 12Х1МФ 273 32 1000 555 14 140 110 110 <*>
120. 12Х1МФ 273 32 1000 555 13 210 165 165
121. 12Х1МФ 273 32 1000 550 14 200 150 150 <*>
122. 12Х1МФ 273 32 1000 545 14 300 220 220 <*>
123. 12Х1МФ 273 32 1000 540 14 300 250 250 <*>
124. 12Х1МФ 273 32 1000 510 10 400 350 350
125. 12Х1МФ 273 28 1000 530 11 350 300 300
126. 12Х1МФ 273 28 1000 510 10 400 350 350
127. 12Х1МФ 273 26 1000 530 11 350 300 300
128. 12Х1МФ 273 26 1000 530 10 370 320 320
129. 12Х1МФ 273 26 1000 510 10 400 350 350
130. 12Х1МФ 273 26 1000 510 9 400 350 350
131. 12Х1МФ 273 26 1000 500 10 400 350 350
132. 12Х1МФ 273 25 1000 540 10 300 250 250
133. 12Х1МФ 273 24 1000 510 10 400 350 350
134. 12Х1МФ 273 22 1000 540 10 270 165 165 <*>
135. 12Х1МФ 273 22 1000 510 10 400 350 350
136. 12Х1МФ 273 22 1000 500 10 400 350 350
137. 12Х1МФ 273 22 1000 500 9 400 350 350
138. 12Х1МФ 273 20 1000 540 10 105 75 75
139. 12Х1МФ 273 20 1000 520 10 350 300 300
140. 12Х1МФ 273 20 1000 510 10 350 300 300
141. 12Х1МФ 273 20 1000 510 9 400 320 320
142. 12Х1МФ 273 20 1000 500 10 400 330 330
143. 12Х1МФ 273 18 1000 510 10 300 250 250 <*>
144. 12Х1МФ 273 17 1000 520 10 140 70 70
145. 12Х1МФ 273 17 1000 510 11 150 70 70
146 12Х1МФ 273 17 1000 510 10 300 140 140 <*>
147. 12Х1МФ 273 16 1000 510 10 180 80 80
148. 12Х1МФ 273 16 1000 500 9 350 300 300
149. 12Х1МФ 273 13 1000 560 3,9 300 185 185
150. 12Х1МФ 273 11 1000 545 2,6 400 300 300
151. 12Х1МФ 245 62,5 1000 550 25,5 300 250 250
152. 12Х1МФ 245 45 1000 545 14 400 350 350
153. 12Х1МФ 245 32 1000 540 10 400 350 350
154. 12Х1МФ 245 32 1000 540 13,5 300 250 250
155. 12Х1МФ 245 30 1000 560 14 150 115 115 <*>
156. 12Х1МФ 245 25 1000 510 14 350 320 320
157. 12Х1МФ 219 35 850 560 14 300 250 250
158. 12Х1МФ 219 32 850 560 13 300 250 250 <*>
159. 12Х1МФ 219 32 850 555 14 300 250 250 <*>
160. 12Х1МФ 219 29 850 560 14 200 155 155 <*>
161. 12Х1МФ 219 29 850 545 14 300 250 250
162. 12Х1МФ 219 28 850 560 14 160 120 120 <*>
163. 12Х1МФ 219 28 850 545 14 300 250 250 <*>
164. 12Х1МФ 219 28 850 510 14 400 350 350
165. 12Х1МФ 219 28 850 510 10 400 350 350
166. 12Х1МФ 219 26 850 560 14 100 75 75
167. 12Х1МФ 219 26 850 550 14 210 150 150 <*>
168. 12Х1МФ 219 26 850 545 14 300 215 215 <*>
169. 12Х1МФ 219 26 850 540 10 400 300 300
170. 12Х1МФ 219 26 850 510 10 400 350 350
171. 12X1МФ 219 26 850 500 10 400 350 350
172. 12Х1МФ 219 25 850 560 13,5 100 75 75
173. 12X1МФ 219 25 850 550 14 165 120 120 <*>
174. 12Х1МФ 219 25 850 545 14 235 165 165 <*>
175. 12Х1МФ 219 24 850 545 15,5 100 70 70
176. 12Х1МФ 219 24 850 510 10 400 350 350
177. 12Х1МФ 219 22 850 510 10 400 350 350
178. 12Х1МФ 219 18 850 540 10 280 170 170 <*>
179. 12Х1МФ 219 18 850 535 9 300 250 250
180. 12Х1МФ 219 16 850 545 3,2 400 350 350
181. 12Х1МФ 219 16 850 510 10 350 300 300
182. 12Х1МФ 219 16 850 500 7,1 400 350 350
183. 12Х1МФ 219 14 850 510 10 300 150 150 <*>
184. 12Х1МФ 194 22 750 510 10 400 350 350
185. 12Х1МФ 194 20 750 540 10 350 300 300
186. 12Х1МФ 194 19 750 540 10 300 250 250
187. 12Х1МФ 194 19 750 510 10 400 350 350
188. 12Х1МФ 194 19 750 510 9 400 350 350
189. 12Х1МФ 194 18 750 510 10 400 350 350
190. 12Х1МФ 194 16 750 540 10 295 180 180 <*>
191. 12Х1МФ 194 15 750 540 10 200 100 100 <*>
192. 12X1МФ 194 15 750 520 10 350 300 300
193. 12Х1МФ 194 15 750 510 10 370 320 320
194. 12X1МФ 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. 12X1МФ 159 7 650 545 2,6 400 350 350
207. 12Х1МФ 133 20 600 560 14 300 250 250 <*>
208. 12X1МФ 133 20 600 550 14 320 270 270
209. 12Х1МФ 133 17 600 560 14 160 110 110 <*>
210. 12X1МФ 133 17 600 550 13 300 250 250 <*>

 
 

Марка стали Типоразмер паропровода, мм Номинальные параметры пара Парковый ресурс основных элементов паропровода, тыс. ч Парковый ресурс паропровода в целом, тыс. ч
S R Т, град. С р, МПа
прямые трубы гибы труб
211. 12Х1МФ 133 17 600 540 10 400 350 350
212. 12Х1МФ 133 16 600 560 14 90 75 75
213. 12Х1МФ 133 16 600 560 13,5 125 90 90
214. 12Х1МФ 133 16 600 550 14 210 150 150 <*>
215. 12Х1МФ 133 15 600 540 10 350 270 270
216. 12Х1МФ 133 15 600 530 9 400 350 350
217. 12Х1МФ 133 15 600 500 9 400 350 350
218. 12Х1МФ I33 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

 
    


    <*> Паропроводы, для которых необходимо определить возможность дальнейшей эксплуатации, если ранее для них она не была определена.
 
    - Парковый ресурс стыковых сварных соединений приравнивается к парковому ресурсу прямых труб соответствующих паропроводов.
    - Парковый ресурс литых корпусов арматуры, тройников, гнутых отводов (гибов), переходов, работающих при температуре эксплуатации 450 град. С и выше, независимо от марки стали устанавливается равным 250 тыс. ч.
    - Парковый ресурс тройниковых сварных, а также стыковых сварных соединений, состоящих из элементов с разной толщиной (например, соединения труб с литыми, коваными деталями и переходами), устанавливается специализированными научно-исследовательскими организациями.
    - Парковый ресурс ЦБЛ труб большинства типоразмеров равен 100 тыс. ч, а труб диаметром 630 x 25 мм, работающих при температуре 545 град. С и давлении 2,5 МПа, - 150 тыс. ч.
 

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

 
    При проведении контроля основного металла и сварных соединений элементов энергооборудования необходимо учитывать следующее:
    Начало проведения контроля определяется или достижением количества пусков, или наработки (см. разд. 3.1 - 3.4), т.е. оба параметра (количество пусков и наработка) действуют независимо.
    При выявлении повреждений энергооборудования в процессе эксплуатации, а также обнаружении недопустимых дефектов при контроле решение о необходимости и объеме дополнительного контроля принимает организация, проводившая техническое диагностирование.
    В графе "Метод контроля" приняты следующие сокращения:
    ВК - визуальный контроль;
    ЦД - цветной контроль проникающими веществами;

УЗК - ультразвуковой контроль;

    УЗТ - ультразвуковая толщинометрия;
    МПД - магнитопорошковая дефектоскопия;
    ТР - химическое травление;
    ТВК - токовихревой контроль;
    ТВ - измерение твердости;
    МР - метод реплик;
    МК - магнитный контроль;
    Тип 1 (Тр + Тр) - стыковое сварное соединение трубы с трубой;
    Тип 2 (ККН) - стыковое сварное соединение трубы с донышком коллектора, литой, кованой и штампованной деталью; продольные швы штампосварных колен, стыковые сварные соединения с конструктивными концентраторами напряжений, тройниковые и штуцерные сварные соединения;
    РОПС - ревизия опорно-подвесной системы;
    ПРПС - поверочный расчет на прочность и самокомпенсацию.
 

3.1. Котлы

 

Объект контроля Расчетные параметры среды Количество пусков до начала контроля Метод контроля Объем контроля Периодичность проведения контроля Примечания
Энергоблоки мощностью 300 МВт и выше Энергоустановки мощностью менее 300 МВт
Трубы поверхностей нагрева, трубопроводы в пределах котла с наружным диаметром 100 мм и более, коллекторы
1. Поверхности нагрева 450 град. 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 град. С   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
Оценка состояния металла вырезок Не менее 2 труб в зонах с ускоренной коррозией (более 1 мм на 105 ч)   
2. Экономайзер Независимо от параметров   ВК 100% Каждые 50 тыс. ч  
УЗТ, МК (по необходим.) 5% Каждые 50 тыс. ч  
3. Цельносварные топочные экраны 300 град. 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 х 200 мм и места их расположения должны соответствовать схеме, утвержденной главным инженером электростанции
Оценка состояния металла вырезок В зонах, где происходили повреждения В ближайший капитальный ремонт Количество вырезок и места их расположения должны соответствовать схеме, утвержденной главным инженером станции
4. Трубопроводы: из сталей: 12МХ и 15ХМ 450 град. 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 балла и более точная деформация измеряется каждые 25 тыс. ч Выбор гибов для оценки микроповрежденности производится по результатам поверочного прочностного расчета всех
12Х1МФ и 15Х1М1Ф 500 град. С и выше   Для прямых труб каждые 100 тыс. ч, для гибов - каждые 50 тыс. ч
независимо от марки стали 450 град. С и выше   Измерение овальности и УЗТ, УЗК, МПД гибов, РОПС Гибы 100% В исходном состоянии и после выработки паркового ресурса
 500 град. 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. Выходные коллекторы пароперегревателей 535 град. С и выше 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 350 град. С и выше После 200 тыс. ч, далее каждые 100 тыс. ч
7. Выходной коллектор горячего промперегрева 500 град. 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 Пусковые впрыски в паропроводах горячего промперегрева и главных паропроводах 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  
450 град. 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 град. 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 2/3 окружности, включая растянутую и нейтральную зоны
Ниже 450 град. 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 2/3 окружности, включая растянутую и нейтральную зоны
4. При очередном контроле проверяются гибы, не проконтролированные ранее
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 град. 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 град. 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 2/3 окружности, включая растянутую и нейтральную зоны
Барабаны сварные и цельнокованые <*> ВК
10. Обечайки 11 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 пробке