НОРМАТИВНЫЕ ДОКУМЕНТЫ
Для ТЕПЛОВЫХ ЭЛЕКТРОСТАНЦИЙ
И КОТЕЛЬНЫХ

 

МЕТОДИЧЕСКИЕ УКАЗАНИЯ
О ТЕХНИЧЕСКОМ ДИАГНОСТИРОВАНИИ
котлов
С РАБОЧИМ ДАВЛЕНИЕМ ДО 4,0 МПа

 

РД 34.17.435-95

 

 

М 1995

 

РАЗРАБОТАНЫ Департаментом науки и техники РАО «ЕЭС России»; Управлением по котлонадзору и надзору за подъемными сооружениями Госгортехнадзора России; Всероссийским теплотехническим институтом (ВТИ); Научно-производственным объединением по исследованию и проектированию энергетического оборудования им. И.И. Ползунова (ШС ЦКГИ); Фирмой «ОРГРЭС».

ИСПОЛНИТЕЛИ А.П. Берсенев, В.В. Гусев (РАО «ЕЭС России»); Н.А. Хапонен, А.А. Шельпяков (Управление по котлонадзору и надзору за подъемными сооружениями Госгортехнадзора России); Р.И. Бабкина, В.В. Белов, В.И. Гладштейн, Е.А. Гринь, В.Ф. Злепко, В.Ф. Резинских, А.В. Федосеенко (ВТИ); Б.В. Зверьков, П.В. Белов, И.А. Даншевский (НПО ЦКГИ); И.А. Терентьев, Б.Х. Раев, Ю.Ю. Штромберг (АО «Фирма ОРГРЭС»)

УТВЕРЖДЕНЫ Госгортехнадзором Российской Федерация

Заместитель председателя Н.Н. Карнаух

«29» апреля 1995 г.

Российским акционерным обществом РАО «ЕЭС России»

Первый вице-президент В.В. Кудрявый

«15» марта 1995 г.

КЛЮЧЕВЫЕ СЛОВА: энергетика, тепловые электростанции, котлы паровые, котлы водогрейные, котлы пароводогрейные, экономайзеры, диагностирование техническое

 

ОТРАСЛЕВОЙ РУКОВОДЯЩИЙ ДОКУМЕНТ

Срок действия установлен
с 1996-01-01
до 2001-01-01

Настоящий отраслевой Руководящий документ распространяется на паровые котлы, в том числе котлы-бойлеры, экономайзеры, водогрейные и пароводогрейные котлы (далее «котлы») с рабочим давлением до 4,0 МПа включительно и температурой рабочей среды до 450 °С и устанавливает основные требования к организации и правилам проведения технического диагностирования, его периодичность, зоны, методы и объемы, нормы и критерии оценки качества основных элементов котлов в пределах и по истечении назначенного срока службы, а также после аварии.

Положения настоящего отраслевого нормативного документа подлежат обязательному применению на предприятиях отрасли «Электроэнергетика» и могут быть использованы расположенными на территории Российской Федерации предприятиями и объединениями предприятий, в составе (структуре) которых независимо от форм собственности и подчинения находятся тепловые электростанции и котельные.

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

1. ОБЩИЕ ПОЛОЖЕНИЯ

1.1 Техническое диагностирование котлов следует проводить в период эксплуатации котла в пределах назначенного срока службы, после истечения назначенного срока службы, а также после аварии.

1.2 Назначенный срок службы для каждого типа котлов устанавливают предприятия-изготовители и указывают его в паспорте котла. При отсутствии такого указания длительность назначенного срока службы устанавливается в следующих размерах:

для стационарных котлов:

паровых водотрубных                                                                                         24 года;

паровых огнетрубных (газотрубных)                                                                20 лет;

водогрейных всех типов                                                                                     16 лет;

для передвижных котлов паровых и водогрейных                                          12 лет;

для чугунных экономайзеров:

работающих на мазуте                                                                                         8 лет;

работающих на газе                                                                                             16 лет.

Для котлов, у которых конструкция ограничивает доступность для осмотра и контроля основных элементов, определяющих долговечность котла, назначенный срок службы может быть уменьшен по решению специализированных научно-исследовательских организаций, перечисленных в приложении 5 «Правил устройства и безопасной эксплуатации паровых и водогрейных котлов» и имеющих разрешения (лицензии) на проведение технического диагностирования котлов.

1.3 В пределах назначенного срока службы техническое диагностирование котлов следует проводить не реже одного раза в восемь лет с целью определения соответствия контролируемых параметров котла требованиям нормативных документов или выявления их изменение (ухудшения), вызванного возможными отклонениями от нормальных условий эксплуатации.

Техническое диагностирование следует проводить до начала технического освидетельствования. Оно включает:

наружный и внутренний осмотры;

контрольные измерения толщины стенки основных элементов неразрушающими методами дефектоскопии;

гидравлическое испытание котла.

Техническое диагностирование не заменяет проводящихся в установленном порядке технических освидетельствований котла.

Периодичность, методы, зоны и объем технического диагностирования в пределах назначенного срока определяются в соответствии с требованиями «Правил устройства и безопасной эксплуатации паровых и водогрейных котлов» и инструкциями по техническому диагностированию предприятий-изготовителей.

При обнаружении дефектов, размеры которых превышают допустимые значения норм, следует выполнять расчеты на прочность.

По результатам технического диагностирования и расчетам на прочность определяют необходимость и объем ремонта, частичной или полной замены изношенных элементов, возможность и рабочие параметры (расчетные или сниженные) дальнейшее эксплуатации котлов до следующего технического диагностирования.

1.4 Техническое диагностирование котла, отработавшего назначенный срок службы, включает:

наружный и внутренний осмотры;

измерение геометрических размеров (овальности и прогиба барабанов и коллекторов, наружного диаметра труб поверхностей нагрева, колокольчиков);

измерение выявленных дефектов (коррозионных язвин, трещин, деформаций и других);

контроль сплошности сварных соединений неразрушающими методами дефектоскопии;

ультразвуковой контроль толщины стенки;

определение твердости с помощью переносных приборов;

лабораторные исследования (при необходимости) свойств и структуры материала основных элементов;

прогнозирование, на основании анализа результатов технического диагностирования и прочностных расчетов, возможности, предельных рабочих параметров, условий и сроков дальнейшей эксплуатации котла.

1.5 После аварии следует проводить досрочное техническое диагностирование, которое должно включать методы, перечисленные в п.п. 1.3 и 1.4, и может быть частичным в зависимости от места повреждения элементов котла и степени повреждений.

1.6 Зоны, методы и объемы работ по техническому диагностированию котла, отработавшего назначенный срок службы, а также после аварии, определяются настоящим документом.

2 ОРГАНИЗАЦИЯ ПРОВЕДЕНИЯ ТЕХНИЧЕСКОГО ДИАГНОСТИРОВАНИЯ котлОв

2.1 Организация проведения технического диагностирования возлагается на владельца котла.

2.2 Техническое диагностирование котлов и оформление заключения по его результатам должны выполнять организации (предприятия), имеющие разрешение (лицензию) органов Госгортехнадзора России на выполнение этих работ в соответствии с «Методическими указаниями по выдаче специальных разрешений (лицензий) на виды деятельности, связанные с обеспечением безопасности при эксплуатации объектов котлонадзора» и «Дополнительными условиями реализации в электротехнике Методических указаний по выдаче лицензий».

При необходимости к техническому диагностированию следует привлекать специализированные научно-исследовательские организации.

2.3 Техническое диагностирование котлов, проработавших 40 лет и более или претерпевших аварию, или поставленных по импорту, или котлов, отличающихся по типу от указанных в типовых программах (приложения 3 - 9), и оформление заключения по его результатам должны выполнять специализированные научно-исследовательские организации.

2.4 Индивидуальные программы технического диагностирования котлов должны разрабатывать организации (предприятия), его выполняющие.

2.5 Контроль неразрушающими методами должны проводить специалисты, аттестованные в соответствии с «Правилами аттестации специалистов по неразрушающему контролю» и имеющие квалификационный уровень не ниже второго.

2.6 Аппаратура, ее чувствительность, методики и эталоны для настройки, применяемые для контроля диагностических параметров, должны соответствовать требованиям нормативных документов на конкретные виды контроля и пройти поверку в установленные сроки.

2.7 Все виды неразрушающего контроля, измерения, определение механических свойств, исследование микроструктуры металла, расчеты на прочность следует вести в соответствии с требованиями государственных и отраслевых стандартов, заводских или отраслевых инструкций, перечисленных в справочном приложении 2.

2.8 Инструкции предприятий-изготовителей по техническому диагностированию котлов в пределах назначенного срока, а также новые нормативные документы и средства контроля металла энергооборудования могут быть использованы после согласования их с Госгортехнадзором России.

3 ПОДГОТОВКА К ТЕХНИЧЕСКОМУ ДИАГНОСТИРОВАНИЮ

3.1 Подготовку к техническому диагностированию должен проводить владелец котла.

3.2 Котлы, подлежащие техническому диагностированию, должны быть остановлены, охлаждены, сдренированы и отглушены заглушками от соседних котлов, действующих трубопроводов и других коммуникаций (пар, вода, газоходы, топливо); обмуровка и изоляция, препятствующие контролю, должны быть частично или полностью удалены; при необходимости должны быть сооружены леса.

3.3 Для обеспечения доступа к элементам котла внутренние устройства в барабанах, сухопарниках и других подобных им элементах должны быть частично или полностью уделены.

3.4 Наружные и внутренние поверхности основных элементов котлов следует промыть от накипи и загрязнений, отдельные участки поверхности зачистить для проведения контроля неразрушающими методами. Зоны, объем и качество зачистки поверхности должен определять после изучения документации котла и выполнения визуального контроля, руководитель работы от организации, проводящей техническое диагностирование, с учетом требований нормативных документов на применяемые методы контроля.

3.5 Владелец котла должен представить организации, проводящей техническое диагностирование, паспорт котла, ремонтный журнал, журнал по водоподготовке, акты предписаний инспекции Госгортехнадзора России, заключения по предыдущим диагностическим обследованиям, прочие материалы, в которых содержатся данные по конструкции котла, условиям эксплуатации, ремонтам и реконструкциям основных элементов.

4 ПРАВИЛА ПРОВЕДЕНИЯ ТЕХНИЧЕСКОГО ДИАГНОСТИРОВАНИЯ КОТЛОВ

4.1 Анализ технической документации

4.1.1 Анализ технической и эксплуатационной документации следует проводить для ознакомления с конструктивными особенностями, материалами, технологией изготовления и условиями эксплуатации котла, а также для выявления мест и возможных причин образования дефектов в материале основных элементов в результате эксплуатации.

4.1.2 Анализ технической и эксплуатационной документации включает:

проверку соответствия фактических режимов эксплуатации проектным по температуре, давлению, по числу остановов, по качеству питательной воды;

анализ сертификатных данных для выявления случаев отклонения в исходных механических свойствах металла или его химсостава;

анализ данных о повреждениях, ремонтах, заменах, реконструкциях, осмотрах, очистках, промывках основных элементов котлов, результатах технических освидетельствований, гидравлических испытаний;

выявление отечественных аналогов иностранных марок сталей при диагностике металла котлов импортной поставки;

определение длительности эксплуатации оборудования в аномальных условиях, анализ обстоятельств и причин аварийных остановов и определение зон основных элементов, которые могли подвергаться негативному воздействию; получение информации о наличии дефектов, интенсивности их развития, а также о возможных изменениях механических характеристик и структуры металла элементов в процессе эксплуатации.

4.1.3 Результаты анализа технической документации используют для составления и корректировки индивидуальной программы технического диагностирования котла.

4.2 Разработка программы диагностирования

4.2.1 Типовые программы технического диагностирования котлов широко распространенных типов, а также программа технического диагностирования чугунных экономайзеров приведены в приложениях 3 - 10 настоящего документа.

4.2.2 В типовых программах определены:

основные элементы котлов, работающие в режимах, под воздействием которых могут возникать и развиваться процессы окалинообрзования, усталости, эрозии, коррозии, а также процессы, вызывающие изменение геометрических размеров, структуры и механических свойств металла;

наиболее напряженные зоны (участки) основных элементов котла, которые в результате особенностей конструктивного исполнения или условий эксплуатации наиболее предрасположены к образованию различных дефектов;

объемы и методы контроля или исследования механических свойств и микроструктуры металла основных элементов.

4.2.3 Типовые программы предусматривают следующие методы контроля:

визуальный контроль - ВК;

измерительный контроль - ИК;

цветную дефектоскопию - ЦД;

магнитопорошковую дефектоскопию - МПД:

контроль толщины стенки с помощью ультразвука - УЗТ;

ультразвуковой контроль сварных, заклепочных соединений, металла гибов - УЗК;

измерение твердости переносными приборами - ТВ;

исследование микроструктуры по репликам и сколам;

исследование химического состава, механических свойств и микроструктуры металла элементов на вырезках - ИМ.

4.2.4 На основе типовых программ на каждый конкретный тип котла или группу котлов, работающих в одинаковых условиях, организация, выполняющая техническое диагностирование, разрабатывает индивидуальную программу диагностирования, учитывавшую конструктивные особенности, конкретные условия эксплуатации, наличие или отсутствие аварий за период эксплуатации, выполненные ранее работы по ремонту или реконструкции и другие данные, полученные при анализе технической и эксплуатационной документации.

В индивидуальной программе должны быть определены основные элементы, зоны, подлежащие контролю, а также объемы, методы неразрушающего контроля; необходимость и объемы лабораторных исследований структур и свойств металла по вырезкам диагностируемого котла.

4.3 Визуальный и измерительный контроль

4.3.1 Визуальный (ВК) и измерительный (ИК) контроль проводят для выявления и измерения обнаруженных дефектов (поверхностных трещин всех видов и направлений, коррозионных повреждений, эрозионного износа, расслоений, вмятин, выпучин, механических повреждений), образовавшихся в процессе эксплуатации или на стадии монтажа или ремонта, развитие которых может привести к разрушению поврежденных элементов котла.

По результатам визуального и измерительного контроля следует откорректировать индивидуальную программу технического диагностирования в части применения методов неразрушающего контроля и их объемов.

4.3.2 Визуальному и измерительному контролю подлежат основной металл, сварные, вальцовочные, клепаные соединения с наружной и внутренней стороны элементов.

4.3.3 При проведении визуального контроля особое внимание следует обращать на следующее факторы:

4.3.3.1 Появление трещин в следующих зонах:

стыковых сварных соединениях по линям сплавления, зонах термического влияния и в наплавленном металле, поперек (и реже вдоль) сварного шва;

на кромках трубных, отверстий и на поверхности вокруг них или внутри: опускных и перепускных труб, ввода питательной воды и химических реагентов, нижней трубы к водоуказательной колонке и т.д.

4.3.3.2 Появление коррозионных повреждений в следующих зонах:

на внутренних поверхностях нижней части барабанов, коллекторов, выносных циклонов;

на трубах поверхностей нагрева, работающих на сернистых топливах (кислотная коррозия), особенно в случаях работы котла на параметрах значительно ниже номинальных;

в местах нарушения тепловой изоляции и возможного попадания воды на наружные поверхности барабанов, сухопарников, коллекторов.

4.3.3.3 Появление эрозионного износа поверхностей нагрева - при работе на твердом топливе, а на жидком и газообразном топливе - при нарушении работы горелочных устройств.

4.3.4 При обнаружении в элементах котла трещин, коррозионно-эрозионных повреждений или деформированных участков дефектные зоны необходимо осматривать и с противоположной стороны.

4.3.5 Выявленные в результате ВК дефекты следует нанести на схемы с подробным описанием их формы, линейных размеров, месторасположения.

4.3.6 Измерение геометрических размеров и формы основных элементов котла ведут для получения информации об изменениях (от воздействия деформации, коррозионно-эрозионного износа и других факторов) по отношению к первоначальным геометрическим размерам и форме.

4.3.7 В случаях обнаружения вмятин, выпучин в стенках элементов котлов следует измерять их максимальные размеры по протяженности во взаимно перпендикулярных направлениях () и их максимальную глубину (h). При этом глубина вмятины, выпучины отсчитывается от образующей недеформированного элемента.

По выполненным измерениям вычисляют относительный прогиб элемента в процентах

                                                                    (1)

                                                                     (2)

4.3.8 Для горизонтальной компоновки цилиндрических элементов, изготовленных из листа, проводят:

измерения максимальных (Д_max) и минимальных (Д_min) внутренних диаметров в контрольных сечениях, расположенных по всей длине цилиндрического элемента. По результатам измерений диаметров вычисляют овальность a, в процентах по формуле:

                                                     (3)

контроль прямолинейности образующей путем измерения линейкой расстояний от нижней образующей до металлической струны, натянутой от кольцевых швов приварки днищ к обечайкам барабана (грязевика, сухопарника);

контроль прямолинейности коллекторов (в том числе грязевиков) по измерениям с наружной стороны поверхности;

измерение местных отклонений от прямолинейности или нормальной кривизны с применением шаблонов.

4.3.9 На трубах поверхностей нагрева проводят измерения:

наружного диаметра труб;

прогиба труб, если при ВК обнаружены их коробления и другие отклонения от первоначального их расположения;

высоты и толщины стенки колокольчиков в вальцовочных соединениях.

4.3.10 На необогреваемых трубах котлов следует проводить измерения наибольших и наименьших наружных диаметров труб в местах гибов.

По результатам измерений диаметров определяют овальность труб в местах гибов по формуле (3).

4.4 Контроль наружной и внутренней поверхностей основных элементов методами цветной и магнитно-порошковой дефектоскопии

4.4.1 Контроль следует осуществлять в соответствии с требованиями действующих нормативных документов на эти методы контроля с целью выявления и определения размеров и конфигурации поверхностных и подповерхностных трещин, а также дефектов коррозионного происхождения.

4.4.2 Зоны (участки) и объемы контроля указаны в типовых программах (приложения 3 - 9).

4.4.3 Контроль проводят по результатам осмотров на участках поверхности, где подозревается образование трещины или в местах выборок коррозионных язвин, трещин и других дефектов или в местах ремонтных заварок, а также на контрольных участках элементов, указанных в типовых программах.

4.4.4 Выявленные дефекты с подробным описанием их формы, линейных размеров, месторасположения должны быть нанесены на схемы или зафиксированы на фотографиях.

4.5 Ультразвуковой контроль толщины стенки

4.5.1 Ультразвуковой контроль толщины стенки (УЗТ) проводят в соответствии с требованиями действующих нормативных документов с целью определения количественных характеристик утонения стенки элементов котла в процессе его эксплуатации. По результатам УЗТ определяют скорость коррозионного износа стенок и устанавливают сроки замены изношенных элементов или уровни снижения рабочих параметров, а также сроки проведения восстановительного ремонта.

4.5.2 Зоны и объемы контроля указаны в типовых программах.

4.5.3 УЗТ стенки барабанов, сухопарников, грязевиков следует проводить по окружности не менее чем в трех точках в сечениях, отстоящих друг от друга на расстоянии не более 1 м. Обязательному контролю подлежат: места по нижней образующей барабанов, места коррозионно-эрозионного износа металла и места выборок дефектов.

4.5.4 УЗТ стенки труб поверхностей нагрева проводят в наиболее теплонапряженных местах и местах наибольшего коррозионного или эрозионного износа.

4.5.5 Измерения толщины стенки гибов труб следует выполнять в растянутой и нейтральной зонах гибов.

4.5.6 Контроль толщины стенки коллекторов проводят в точках, расположенных вдоль нижней образующей, а также на участках вблизи зон радиальных отверстий.

4.5.7 Результаты измерений толщины стенки элементов должны быть оформлены таблицами. Расположение точек замера толщины стенки элементов с привязкой к основным размерам элементов котла следует наносить на схемы.

4.6 Ультразвуковой контроль сварных и заклепочных соединений и металла гибов

4.6.1 Ультразвуковой контроль (УЗК) следует проводить в соответствии с требованиями действующих нормативных документов на эти методы с целью выявления внутренних дефектов в сварных, заклепочных соединениях (трещин, непроваров, пор, шлаковых включений и др.) в основном металле или в металле гибов.

4.6.2 Зоны и объем контроля указаны в типовых программах.

4.6.3 Результаты ультразвукового контроля должны быть оформлены протоколами. Расположение мест контроля с привязкой к основным размерам элементов котла следует нанести на схему.

4.7 Определение химического состава, механических свойств и структуры металла методами неразрушающего контроля или лабораторными исследованиями

4.7.1 Исследования химического состава, механических свойств и микроструктуры металла (ИМ) следует выполнять для установления их соответствия требованиям действующих нормативных документов и выявления изменений, возникших в результате нарушения нормальных условий работы или в связи с длительной эксплуатацией.

4.7.2 Исследования химического состава, механических свойств и структуры металла следует проводить неразрушающими методами контроля, в необходимых случаях на образцах, изготовленных из вырезок (пробок) металла основных элементов котла.

4.7.3 Исследования химического состава, механических свойств и структуры основного металла или (и) сварного соединения на вырезках образцов из основных элементов котла следует проводить в следующих случаях:

при неудовлетворительных результатах измерения твердости металла переносным прибором;

при обнаружении аномальных изменений в микроструктуре металла по данным металлографического анализа на сколах или репликах;

при необходимости установления причин возникновения дефектов металла, влияющих на работоспособность изделия;

при нарушении режимов эксплуатации (глубокий упуск воды, отклонения от нормы качества питательной воды и др.), в результате которого возможны изменения в структуре и свойствах металла, деформации и разрушения основных элементов или появление других недопустимых дефектов;

при использовании в процессе ремонта материалов или полуфабрикатов, на которые отсутствуют сертификатные данные.

4.7.4 Химический состав определяют методами аналитического или спектрального анализа. Для этого либо отбирают стружку из основного металла или сварного шва, с последующим определением химического состава методом аналитического анализа, либо вырезают образец для спектрального анализа.

Для отбраковки легированных сталей применяют неразрушающий метод - стилоскопирование переносными приборами.

4.7.5 Измерения твердости неразрушающими методами следует проводить при помощи переносных приборов. Для ориентировочной оценки временного сопротивления или условного предела текучести допускается применять формулы перевода величин твердости в прочностные характеристики металла.

4.7.6 Механические свойства основного металла и сварных соединений на вырезках определяют по испытаниям образцов на растяжение и ударную вязкость.

4.7.7 Исследования микроструктуры основного металла и сварных соединений неразрушающими методами следует выполнять на репликах или сколах. Рекомендуется исследовать микроструктуру при 100 и 500 кратном увеличении.

4.7.8 Результаты определения химического состава, механических свойств должны быть оформлены таблицами, протоколами; микроструктуру необходимо зафиксировать на фотографиях с описанием ее состояния.

4.8 Гидравлическое испытание котла

4.8.1 Гидравлическое испытание является завершающей операцией технического диагностирования котла, осуществляемой с целью проверки плотности и прочности всех его элементов, работающих под давлением.

4.3.2 Гидравлическое испытание следует проводить при положительных результатах технического диагностирования, и после устранения обнаруженных дефектов в соответствии с требованиями п. 5.14 «Правил устройства и безопасной эксплуатации паровых и водогрейных котлов» и с учетом следующих дополнительных требований:

температура воды должна быть не менее 15 °С;

время выдержки под пробным давлением должно быть не менее 20 минут;

значение пробного давления следует устанавливать в зависимости от разрешенного рабочего давления.

В необходимых случаях значение пробного давления должно быть выше минимального значения, рекомендуемого Правилами Госгортехнадзора РФ. При этом величина установленного пробного давления должна быть обоснована расчетом на прочность, согласованным с одной из специализированных научно-исследовательских организаций.

4.8.3 При невозможности, из-за конструктивных особенностей котлов, проведения внутреннего и наружного осмотров элементов котла, работающих под давлением, рекомендуется проводить гидравлическое испытание котла пробным давлением один раз в четыре года.

4.8.4 При проведении гидравлического испытания допускается использование приборов акустической эмиссии (АЭ). Необходимость и целесообразность использования АЭ и правила установки датчиков АЭ должны быть определены специализированными научно-исследовательскими организациями.

4.8.5 Котел следует считать выдержавшим гидравлическое испытание, если соблюдаются условия п. 5.14.6 «Правил устройства и безопасной эксплуатации паровых и водогрейных котлов» и дополнительные требования п. 4.8.2 настоящего документа.

4.9 Анализ результатов технического диагностирования и проведение расчетов на прочность

4.9.1 Полученные фактические данные по геометрическим размерам, формам, по свойствам металла основных элементов следует сравнить с исходными, а размеры выявленных дефектов (трещин, коррозионных язвин и др.) сопоставить с нормами оценки качества раздела 5 настоящего документа.

4.9.2 При отступлении размеров выявленных дефектов от требований норм следует провести расчет на прочность с учетом полученных при диагностировании фактических размеров толщины стенки, свойств металла и наличия дефектов в основных элементах.

4.9.3 При обнаружении местных или общих остаточных деформаций, изменяющих форму основного элемента котла, следует выполнять поверочный расчет на прочность с определением местных напряжений.

Расчеты должны выполнять специализированные научно-исследовательские организации.

4.9.4 Элементы котла, изготовленные из листа (барабаны, сухопарники, грязевики), а также цельнокованые барабаны подлежат поверочному расчету на усталостную прочность специализированной научно-исследовательской организацией:

при невыполнении хотя бы одного условия по п.п. 5.9, 5.11, 5.15;

при обнаружении вмятин, выпучин, отдулин в стенках элементов, если максимальные размеры указанных дефектов превышают значения, установленные в нормативном документе на изделие;

если число циклов изменения давления при работе котла при переменном давлении за весь срок эксплуатации котла превышает 1000. При этом следует учитывать количество пусков-остановов котла, гидроиспытаний и циклов переменных давлений, если амплитуда колебаний давления превышает 15 % от номинального значения;

при резких колебаниях температуры в рассматриваемом элементе или отдельных его зонах вследствие специфики эксплуатации.

4.9.5 Коллектора пароперегревателей, гибы и тройники из углеродистых или (и) из кремнемарганцовистых (типа 15ГС, 16ГС) сталей, находящихся в эксплуатации 40 и более лет, и расчетной температурой более 380 °С подлежат расчету на прочность с учетом фактических размеров этих элементов и рабочих параметров эксплуатации с целью определения дальнейшего срока их службы. Расчет следует выполнять в соответствии с ОСТ 108.031.08 - ОСТ 108.031.10. Результаты расчета должны быть согласованы со специализированной научно-исследовательской организацией.

4.9.6 Гибы необогреваемых труб с наружным диаметром 57 мм и более, эксплуатируемые при температурах до 360 °С включительно необходимо рассчитывать на прочность с учетом фактических данных измерений овальности и толщины стенки в следующих случаях:

измеренные значения овальности гибов превышают 8 %;

срок службы котла превышает 30 лет, и в течение этого срока гибы данного типоразмера не подвергались полной замене;

если в процессе эксплуатации котла имелся хотя бы один случай разрушения гибов данного типоразмера.

Расчет следует выполнять согласно ОСТ 108.031.08 - ОСТ 108.031.10 и РТМ 108.031.112 с оценкой статической прочности и долговечности гибов по допускаемому количеству пусков. Количество пусков оборудования, при отсутствии достоверных данных, может приниматься (за весь период эксплуатации или в среднем за год) по информации владельца оборудования.

Расчет должен быть согласован со специализированной научно-исследовательской организацией.

4.9.7 При интенсивной местной или общей коррозии металла в основных элементах котлов (средняя скорость корродирования превышает 0,15 мм/год) следует выполнить расчет на прочность по ОСТ 108.031.08 - ОСТ 108.031.10 по минимальной фактической толщине стенки с учетом ее последующего ослабления на конец планируемого срока эксплуатации.

Расчет должен быть согласован со специализированной научно-исследовательской организацией.

5 НОРМЫ И КРИТЕРИИ ОЦЕНКИ КАЧЕСТВА МЕТАЛЛА ОСНОВНЫХ ЭЛЕМЕНТОВ КОТЛОВ

5.1 Геометрические размеры, определяющие прочность основных элементов котлов, должны соответствовать расчетным по ОСТ 108.031.09-85 с учетом эксплуатационных прибавок и минимально-допустимых значений толщины стенки согласно таблицам 1 и 2 указанного стандарта. По решению специализированной научно-исследовательской организации допустимо уменьшение этих значений, но не более чем на 25 %.

5.2 Механические свойства металла основных элементов котлов, указанные в сертификатных данных, должны соответствовать требованиям нормативных документов на котлы.

5.3 В случае, если требования п.п. 5.1 и 5.2 не удовлетворяются, необходимо выполнить поверочный расчет на прочность с учетом снижения толщины стенки или фактических механических свойств металла с целью определения допускаемого рабочего давления.

5.4 Смещение, несовпадение кромок стыкуемых листов должны соответствовать допускам, установленным «Правилами устройства и безопасной эксплуатации паровых и водогрейных котлов» или нормативными документами на изделие.

5.5 Одиночные коррозионные язвы или (и) эрозионные повреждения глубиной до 15 % от номинальной толщины стенки барабанов, сухопарников, грязевиков или коллекторов, обнаруженные при визуальном осмотре, допускается не выбирать. Коррозионные или (и) эрозионные повреждения металла большей глубины, а также цепочки язвин должны быть выбраны абразивным инструментом с плавным закруглением краев выборок: места выборок должны быль проверены на отсутствие трещин методами ЦД или МПД.

При невозможности выборки, подлежащих удалению коррозионно-эрозионных повреждений металла (например, в трубных отверстиях барабанов, коллекторов и других элементов), дефектные элементы могут быть допущены к временной эксплуатации на основании заключения специализированной научно-исследовательской организации.

5.6 Все обнаруженные при контроле трещины должны быть выбраны абразивным инструментом. Полноту выборки контролируют методами ЦД или МПД.

5.7 В заклепках, накладках и листах, в зонах заклепочных соединений трещины не допускаются.

5.8 Решение о необходимости заварки выборок коррозионно-эрозионных дефектов и (или) трещин принимают на основе расчета на прочность по ОСТ 108.031.08 - ОСТ 108.031.10 специализированная научно-исследовательская организация.

Если глубина выборки металла составляет 35 % от номинального значения толщины стенки, то следует выполнить заварку выборок независимо от результатов расчета на прочность.

5.9 Отклонение среднего диаметра (не менее чем по двум измерениям под углом 90°) барабана, сухопарника или грязевика от номинального значения в большую сторону не должно превышать 1 %.

5.10 Наружный диаметр труб поверхностей нагрева котлов не должен превышать 3,5 % от номинального диаметра для углеродистых сталей и 2,5 % для легированных сталей (отдулины, ползучесть).

5.11 Овальность цилиндрических элементов котла, изготовленных из листа, а также цельнокованых барабанов, грязевиков, сухопарников не должна превышать 1,5 %.

Овальность следует вычислять по формуле (3) п. 4.3.8.

Допустимость и рабочие параметры эксплуатации указанных цилиндрических элементов котла при превышении 1,5 % овальности необходимо определять на основании расчетов на прочность с учетом местных напряжений в металле.

5.12 Максимальная величина овальности гибов труб необогреваемых трубопроводов не должна превышать 10 %.

5.13 Максимальная овальность гибов труб поверхностей нагрева не должна превышать 12 %.

Возможность дальнейшей эксплуатации гибов труб поверхностей нагрева с овальностью более 12 % (но не более 18 %) определяют специализированные научно-исследовательские организации на основании расчетов на прочность.

5.14 Овальность поперечного сечения гибов ошипованных труб поверхностей нагрева и смещение свариваемых кромок труб должны обеспечивать проход контрольного шара диаметром 0,8 Д (Д - внутренний диаметр трубы).

5.15 Отклонение от прямолинейности образующей для элементов котла, изготовленных из листа, а также для цельнокованых барабанов, грязевиков и сухопарников не должно превышать 0,3 % всей длины цилиндрической обечайки, а также не любом участке длиной 5 м.

5.16 Прогиб горизонтальных коллекторов не должен превышать 50 мм на всей длине коллектора.

В случае превышения допустимого прогиба коллектора возможность его дальнейшей эксплуатации или ремонта устанавливают специализированные научно-исследовательские организации.

5.17 Выход труб поверхностей нагрева из ранжира из-за прогиба, коробления, провисаний и других отклонений от первоначального их расположения не должен превышать диаметра трубы.

5.18 В вальцовочных соединениях труб с барабанами, сухопарниками, грязевиками и трубными досками не допускаются следующие дефекты развальцованных концов труб:

расслоения, плены, трещины на концах труб;

разрывы развальцованных участков труб;

подрезы или закаты в местах перехода вальцовочного пояса в колокольчик;

вмятины, царапины на внутренней поверхности трубы;

несплошное прилегание трубы к трубному отверстию в пределах вальцовочного пояса;

отклонение угла разбортовки в одну сторону более чем на 10°.

5.19 Длина выступающих концов труб в вальцовочных соединениях должна быть не менее 5 мм.

5.20 Одиночные трещины и коррозионные язвины на торцевой поверхности развальцованных труб допускается выбирать абразивным инструментом. Использование отремонтированной трубы допускается, если расстояние до стенки трубной доски будет не менее 3 мм. Дефект глубиной до 0,5 мм допускается не удалять.

5.21 Утонение стенки корпусных изделий, изготовленных из листов или цельнокованых деталей, а также трубных элементов, не должно превышать 15 % от номинальной их толщины.

5.22 Утонение стенки на наружном обводе гибов труб необогреваемых трубопроводов и труб поверхностей нагрева при относительном радиусе гиба () свыше 3,5 не должно превышать 15 %, а при относительном радиусе гиба 3,5 - не должно превышать 20 %. При этом для гибов необогреваемых труб из углеродистой стали, работающих при температуре более 380 °С, фактическая минимальная толщина стенки на внешнем обводе гиба должна соответствовать требованиям ОСТ 108.031.09.

5.23 Утонение стенки прямых участков труб поверхностей нагрева, выявленное ультразвуковым или другими методам контроля, допускают не более чем на 30 % от номинальной толщины. Причем уменьшение стенки труб не должно быть более 1,0 мм.

5.24 Уменьшение толщины стенки конца разбортованной трубы в вальцовочных соединениях не должно превышать 50 % от номинальной толщины.

5.25 В заклепочных соединениях котлов допускается износ элементов заклепочных соединений (в процентах от номинального размера):

толщина накладок - 20 %;

ширина кромок заклепочного шва (от центральной оси ряда заклепок до нижнего обреза кромок) - 20 %;

высота головок заклепок - 20 %;

диаметр головок заклепок - 10 %.

5.26 Допускается местное утонение анкерных связей до 20 % от номинального диаметра.

5.27 Качество сварных соединений должно соответствовать требованиям, изложенным в приложении 10 «Правил устройства и безопасной эксплуатации паровых и водогрейных котлов», а также требованиям, установленным нормативными документами на сварку и на проведение дефектоскопического контроля сварных соединений.

5.28 Если по результатам ультразвукового контроля сварных соединений обнаруженные дефекты превышают нормы, установленные РД 34.15.027 (РТМ-1С-93), то решение о допуске котла в дальнейшую эксплуатацию должно быть согласовано со специализированной научно-исследовательской организацией.

5.29 Значения твердости металла основных элементов по данным измерений переносными приборами, должны быть в следующих пределах:

для сталей марок 10, 20 и Ст3 - от 120 до 165 НВ;

для сталей марок 25К, 16ГТ, 15ГС, 16ГС, 12Х1М1Ф - от 130 до 170 НВ.

5.30 Структура металла по результатам металлографических исследований по вырезкам, сколам, репликам не должна иметь аномальных изменений по сравнению с требованиями к исходному состоянию.

5.31 Механические свойства, определенные при комнатной температуре на образцах, полученных из вырезок металла основных элементов котла, должны удовлетворять следующим требованиям:

прочностные характеристики металла (временное сопротивление или условный предел текучести) не должны отличаться более чем на 5 % в меньшую сторону от значений, регламентированных действующими нормативными документами;

отношение условного предела текучести к временному сопротивлению металла не должно превышать 0,75 для углеродистых сталей и 0,8 для легированных сталей;

относительное удлинение не должно быть менее 16 %;

ударная вязкость на образцах с острым надрезом должна быть не менее 25 Дж/см² (2,5 кгс/см²) для элементов с толщиной стенки более 16 мм и не менее 20 Дж/см² для элементов с толщиной стенки менее 16 мм.

6 ОПРЕДЕЛЕНИЕ ВОЗМОЖНОСТИ, СРОКОВ, ПАРАМЕТРОВ И УСЛОВИЙ ЭКСПЛУАТАЦИИ КОТЛОВ

6.1 Возможность, сроки и параметры дальнейшей эксплуатации котлов следует определять по результатам технического диагностирования и расчетов на прочность.

6.2 Необходимым условием возможности дальнейшей безопасной эксплуатации котла на расчетных или разрешенных параметрах является соответствие элементов котла условиям прочности, установленным ОСТ 108.031.08 - ОСТ 108.031.10 или РТМ 108.031.111, а также выполнение обязательных требований раздела 5 настоящего документа. При невыполнении хотя бы одного из требований раздела 5 решение о возможности, сроках и условиях дальнейшей эксплуатации этих элементов котла должна поднимать специализированная научно-исследовательская организация.

6.3 Если по условию прочности (ОСТ 108.031.08 - ОСТ 103.031.10) при статических нагружениях отдельные элементы котла из-за утонения стенок от коррозии, эрозии или (и) каких-либо других повреждений, а также из-за снижения механических свойств основного металла, сварных соединений или пониженных запасов прочности, не выдерживают расчетное давление и температуру, продление срока службы котла возможно при установлении пониженных параметров или после восстановительного ремонта или после замены элементов, не удовлетворяющих условиям прочности.

Снижение механических свойств основного металла или сварных соединений ниже требований нормативных документов следует учитывать в поверочных расчетах на прочность, проводимых специализированной научно-исследовательской организацией.

6.4. Разрешенное, по результатам технического диагностирования, сниженное давление не должно превышать минимальную его величину, установленную предприятием-изготовителем. При этом владелец котла на основании расчета пропускной способности предохранительных клапанов должен настроить автоматику котла на разрешенное (сниженное) давление.

6.5 Диагностируемый котел может быть допущен к дальнейшей эксплуатации при расчетных или сниженных параметрах сроком не более, чем не четыре года на основании положительных результатов технического диагностирования, прочностных расчетов и гидравлических испытаний при соблюдении проектных требований по условиям растопки, химводоподготовки и с учетом требований «Правил устройства и безопасной эксплуатации паровых и водогрейных котлов».

6.6 По истечении срока службы котла, установленного по п. 6.5, следует провести очередное техническое диагностирование для определения возможности, условий и сроков дальнейшей эксплуатации котла. Программа последующего технического диагностирования может отличаться от программы первого технического диагностирования, проведенного до истечения назначенного срока службы котла.

7 ОФОРМЛЕНИЕ РЕЗУЛЬТАТОВ ТЕХНИЧЕСКОГО ДИАГНОСТИРОВАНИЯ

7.1 На выполненные при техническом диагностировании работы организация (предприятие), их проводящая, составляет первичную документацию (акты, протоколы, таблицы, схемы, фотографии).

На основании первичной документации о результатах технического диагностирования и проведенных расчетов на прочность должно быть оформлено заключение о техническом диагностировании котла.

7.2 Заключение о результатах технического диагностирования (ТД) включает:

титульный лист;

разделы:

1. Данные об организациях, проводивших техническое диагностирование или участвовавших в нем (наименование, номер лицензии).

Фамилия, квалификация (должность) лиц, проводивших ТД.

Даты начала и окончания ТД.

2. Основные данные о котле и анализ технической документации.

Паспортные данные котла: наименование изготовителя, заводской и регистрационный номера, дата изготовления, дата ввода в эксплуатацию, расчетные давление, температура и производительность, краткое описание котла и сведения об основных его элементах (количество, геометрические размеры, материалы, способ соединения), вид топлива, назначенный срок службы.

Условия эксплуатации: время эксплуатации, лет, час; число пусков, рабочие и разрешенные параметры, сведения о ремонтах: результаты предыдущего ТД и технических освидетельствований.

3. Методы контроля и исследования, применяемые при ТД.

Приводится обоснование выбора неразрушающих методов контроля и исследования свойств материалов элементов на вырезках.

Подробное описание зон, методов и объемов контроля и исследований приводятся в «Индивидуальной программе», прилагаемой к заключению.

4. Результаты технического диагностирования.

Приводятся:

типы (марки) испытательного оборудования и дефектоскопической аппаратуры, использованных при ТД;

сведения о квалификации дефектоскопистов;

сведения о нормативных документах, в соответствии с которыми проводился дефектоскопический контроль;

данные о состоянии наружных и внутренних поверхностей основных элементов (наличие накипи, шлама, коррозии); сведения о дефектах основного металла, а также дефектах сварных, заклепочных, вальцовочных и фланцевых соединений, обнаруженных при визуальном и измерительном контроле, или методами цветной, магнитопорошковой дефектоскопии или другими методами;

результаты измерений геометрических размеров основных элементов, включая отклонения от заданной формы;

результаты ультразвукового контроля сварных, заклепочных соединений;

данные по ультразвуковому контролю толщины стенки основных элементов;

результаты измерений твердости металла основных элементов неразрушающими методами;

сведения об исследованиях химического состава механических свойств и микроструктуры металла основных элементов;

результаты дефектоскопического контроля неразрушающими методами, результаты механических свойств металла, результаты анализа оформляют протоколами, прилагаемыми к заключению, либо записывают в таблицы по тексту заключения;

графическое изображение результатов контроля наносится на схемы, которые вместе с другими материалами (дефектограммами, фотографиями дефектов, микроструктуры и др.) прилагаются к заключению.

5. Результаты расчетов на прочность со ссылкой на нормативные документы.

6. Результаты гидравлических испытаний (указывают условия проведения и пробное давление).

7. Выводы о возможности, сроке и разрешенных параметрах.

8. Рекомендации об условиях дальнейшей эксплуатации.

Приложения.

7.3 Заключение подписывают все члены бригады, проводившей ТД и представитель специализированной научно-исследовательской организации (в случае его участия).

Заключение утверждает (на титульном листе) руководитель предприятия, проводившего техническое диагностирование.

7.4 Заключение хранится с паспортом котла и в организациях, проводивших диагностирование.

Сроки хранения:

у владельца котла - до момента демонтажа оборудования,

в других организациях - по их усмотрению.

7.5 При проведении последующего диагностирования допускается ограничивать разделы заключения об основных данных котла и анализе технической и эксплуатационной документации только данными за время эксплуатации котла после предыдущего диагностирования.

Приложение 1
(справочное)

ТЕРМИНЫ И ОПРЕДЕЛЕНИЯ

Приложение 2
(справочное)

ПЕРЕЧЕНЬ ОСНОВНЫХ НОРМАТИВНЫХ ДОКУМЕНТОВ, ПРИМЕНЯЕМЫХ ПРИ ТЕХНИЧЕСКОМ ДИАГНОСТИРОВАНИИ

1. Правила устройства и безопасной эксплуатации паровых и водогрейных котлов. НПО ОБТ, М., 1993.

2. Правила устройства и безопасной эксплуатации трубопроводов пара и горячей воды. НПО ОБТ, М., 1994.

3. Правила технической эксплуатации электрических станций и сетей. 1989.

4. ГОСТ 27.002-89. Надежность в технике. Основные понятия. Термины и определения.

5. ГОСТ 380-88. Сталь углеродистая обыкновенного качества. Марки.

6. ГОСТ 1050-88. Прокат сортовой, калиброванный, со специальной отделкой поверхности из углеродистой качественной конструкционной стали. Общие технические условия.

7. ГОСТ 1412-85. Чугун с пластинчатым графитом для отливок. Марки.

8. ГОСТ 1497-84. Металлы. Методы испытания на растяжение.

9. ГОСТ 5520-79. Сталь листовая углеродистая низколегированная и легированная для котлов и сосудов, работающих под давлением. Технические условия.

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

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

12. ГОСТ 7512-82. Контроль неразрушающий. Соединения сварные. Радиографический метод.

13. ГОСТ 9454-78. Металлы. Метод испытания на ударный изгиб при пониженных, комнатной и повышенных температурах.

14. ГОСТ 12503-75. Сталь. Методы ультразвукового контроля. Общее требования.

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

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

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

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

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

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

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

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

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

24. ОСТ 14-82-82. Отраслевая система управления качеством продукции черной металлургии. Ведомственный контроль качества продукции. Трубы стальные бесшовные катаные. Дефекты поверхности. Термины и определения.

25. ОСТ 34-70-690-84. Металл паросилового оборудования электростанций. Методы металлографического анализа.

26. ОСТ 108.004-101-80. Контроль неразрушающий. Капиллярные методы. Общие требования.

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

28. ОСТ 21105-87. Контроль неразрушающий. Методы акустические. Общие положения.

29. РД 34.15.027-93 (РТМ-1с-93). Сварка, термообработка и контроль трубных систем котлов и трубопроводов при монтаже и ремонте оборудования электростанций (РТМ-1с-93).

30. РД 34.17.410. Методика контроля котельных барабанов с заклепочными соединениями.

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

32. РТМ 108.031.111-80. Котлы стационарные газотрубные. Расчет на прочность.

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

34. ПНАЭ Г-7-002-86. Нормы расчёта на прочность оборудования и трубопроводов атомных энергетических установок. Утверждены Госкомитетом СССР по использованию атомной энергии и Госатомнадзором СССР. М.: Энергоатомиздат, 1989.

35. МР 38.18.015-94. Методические рекомендации по акустико-эмиссионному контролю сосудов, работающих под давлением и трубопроводов нефтехимических производств.

36. Методика проведения акустико-эмиссионного контроля трубопроводов и сосудов, работающих под давлением. Утверждена Госгортехнадзором. М., 1992.

37. МТ-РТС-К-01-94. Методика ультразвукового контроля сварных соединений котлоагрегатов трубопроводов и сосудов высокого давления дефектоскопом УД2-12 (2.1).

38. Методические указания по определению твердости и механических свойств энергетического оборудования безобразцовым методом УралВТИ. Волгоградский политехнический институт, 1976.

39. РД 10-49-93. Методические указания по выдаче специальных разрешений (лицензий) на виды деятельности, связанные с обеспечением безопасности при эксплуатации объектов котлонадзора и подъемных сооружений (утв. постановлением Госгортехнадзора России 31.01.94, № 6).

40. Дополнительные условия по реализации в электроэнергетике Методических указаний по выдаче специальных разрешений (лицензий) на виды деятельности, связанные с обеспечением безопасности при эксплуатации объектов котлонадзора и подъемных сооружений (утв. приказом РАО «ЕЭС России» от 07.04.94 № 74).

Приложение 3
(рекомендуемое)

ТИПОВАЯ ПРОГРАММА ТЕХНИЧЕСКОГО ДИАГНОСТИРОВАНИЯ ОСНОВНЫХ ЭЛЕМЕНТОВ ПАРОВЫХ ГОРИЗОНТАЛЬНО- И ВЕРТИКАЛЬНО-ВОДОТРУБНЫХ КОТЛОВ ТИПА КЕ, ДЕ, ДКВ, ДКВр, КРШ, ШУХОВА-БЕРЛИНА

Программа является основой для разработки индивидуальной программы технического диагностирования котлов по истечении назначенного срока службы, а также после аварии и может быть использована для разработки программы технического диагностирования котлов в пределах назначенного срока службы.

Элементы котла	Методы контроля (по п. 4.2.3)	Зоны контроля	Объем контроля	Особенности контроля
1	2	3	4	5
1. Барабаны
1.1. Обечайки	ВК	а) обмуровка и тепловая изоляция	100 %	Проверяются целостность обмуровки и тепловой изоляции, следы подтекания, наличие торкрета. При наличии признаков пропаривания, течи, видимых по сырым пятнам на обмуровке, следует удалить в этих местах обмуровку для наружного осмотра
		б) наружная поверхность в следующих зонах:	100 % при снятой изоляции
		возможного попадания воды на изоляцию;
		установки предохранительных клапанов и около опор;
		барабанов со стороны обогрева дымовыми газами
		в) внутренняя поверхность	100 %	Для выявления трещин и коррозионных повреждений особое внимание следует обращать на участки раздела «пар-вода» (100 мм в обе стороны от среднего уровня), а также на поверхность по нижней образующей верхнего и нижнего барабанов
		г) мостики между отверстиями труб	Поверхность мостиков в продольном, поперечном и косом направлениях в доступных местах	При обнаружении коррозионных язвин или раковин следует провести измерения наиболее крупных из них, а также язвин и раковин, образующих скопления. При этом измеряют диаметр язвины, ее глубину, минимальное расстояние между центрами язвин в скоплениях, а также толщину стенки в районе коррозионных повреждений. На развертке барабанов необходимо указывать места (с привязкой) наиболее крупных язвин
	ик	По всей длине внутренней поверхности барабана	В сечениях, отстоящих друг от друга не более 500 мм	Места контроля овальности следует указывать на схемах
	а) овальность и прогиб
	б) выпучина		По результатам ВК при наличии выпучины. Количество измерений должно быть достаточным для определения максимальной стрелы выпучины и ее протяженности	При наличии выпучины следует провести измерения максимальной стрелы выпучины и указать ее координаты. На развертке барабана следует указывать места (с привязкой) выявленных дефектов
	ЦД или МПД	а) зоны на наружной или (и) внутренней поверхности с трещинами, или (и) выборок дефектов	По результатам ВК при подозрении на трещины или при наличии выборок
		б) в зоне выпучины с внутренней стороны барабана	По результатам ВК при наличии выпучины
		в) в водяном объеме одной из обечаек	Контрольный участок размером 200´200 мм
		г) мостики между отверстиями труб на внутренней поверхности в местах перехода от экранной к конвективной части	Не менее десяти от общего количества мостиков, наихудших по результатам ВК	При обнаружении трещин, объем контроля увеличивается вдвое. При подозрении на остаточные деформации отдельных участков (по результатам ВК) или при значении овальности обечаек более 1,5 % (по результатам измерения поперечного сечения обечаек) количество контролируемых мостиков между отверстиями увеличивается вдвое
	УЗТ и ТВ	а) контрольные точки на нижней образующей и в районе раздела сред «вода-пар» (с левой и с правой сторон барабанов) на наружной или (и) внутренней поверхности	Не менее трех контрольных точек и местах контроля овальности и прогиба, т.е. в сечениях, отстоящих друг от друга на расстоянии не более 500 мм	Зоны измерения твердости должны быть удалены от сварных швов не менее чем на 50 мм
		б) в местах выпучины	По результатам ВК при наличии выпучин следует произвести не менее десяти измерений по всей площади выпучин, а также не менее пяти измерений в зонах, примыкающих к краям выпучины
		в) мостики между отверстиями	По результатам ВК при наличии повышенной (по сравнению с нормами) овальности; число измерений - не менее пяти
	ИМ	В одной из обечаек	По результатам ВК, ЦД, МПД, УЗТ, ТВ	По сколу, репликам, вырезкам:
				после 40 лет эксплуатации;
				после обнаружения выпучин;
				при наличии трещин;
				при овальности и прогибе, превышающих нормы;
				при твердости, по измерениям неразрушающими методами, превышающей допустимые значения норм.
				Необходимость проведения исследований на образцах, вырезанных из обечаек, определяют в соответствии с п. 4.7.3
1.2. Днище	ВК	а) наружная или внутренняя поверхности	100 %	Для выявления трещин и коррозионных повреждений рекомендуется осматривать зоны перехода от цилиндрической части к эллиптической по всей поверхности и нижнюю часть днища
	ЦД или МПД	Места на наружной или (и) внутренней поверхностях	По результатам ВК при подозрении на трещины или (и) после плавной выборки дефектов
	узт и ТВ	Контрольные точки по нижней образующей от цилиндрического борта до лазового отверстия и до центральной точки глухого днища наружной или (и) внутренней поверхности	Не менее трех измерений на каждом днище
1.3. Лазовые отверстия	ВК	Кромки отверстия лаза, поверхность расточек и уплотнительная поверхность под прокладку	100 %
	ЦД или МПД	Кромка лазового отверстия, область, прилегающая к нему на 100 мм и уплотнительная поверхность затвора	По результатам ВК при подозрении на трещины
1.4. Отверстия ввода питательной воды, химдобавок, - водоопускных, перепускных, пароотводящих и прочих труб	ВК	Внутренняя поверхность труб или штуцеров, кромки и зоны на внутренней поверхности барабана шириной 50 мм от кромки	100 %
	ЦД или МПД	На внутренней поверхности, зоны вокруг отверстий по поверхности барабана шириной не менее 30 - 40 мм от кромки	По результатам ВК при подозрении на трещины	Обязательному контролю ЦД или МПД подлежат отверстия ввода питательной воды
1.5. Сварные соединена	вк	а) наружная поверхность швов	В местах снятой изоляции	Сварные соединения любого назначения
		б) с внутренней стороны барабана металл шва и околошовная зона	В доступных для ВК местах	Сварные соединения любого назначения
	ЦД или МПД	а) поверхность ремонтных подварок и зоны вокруг них шириной не менее  50 мм	100 %
		б) зоны сварного соединения и околошовная зона при наличии выпучины	По результатам ВК при наличии выпучины или при подозрении на трещины
	УЗК	Сварные соединения обечаек и днищ с наружной поверхности в местах снятой изоляции или (и) с внутренней стороны барабана	Продольные швы - не менее 30 % от общей длины, включая места пересечения швов на длине не менее 200 мм в каждую сторону от точек пересечения. Кольцевые швы на длине по 200 мм в каждую сторону от точек пересечения швов	При обнаружении недопустимых дефектов объем контроля увеличивается вдвое
1.6. Вальцовочные соединения	ВК	Кромки и тело колокольчиков	100 %	ВК проводят для выявления трещин и коррозионных повреждений
	ИК	Выступающие концы труб (колокольчика)	Не менее десяти наиболее изношенных, отобранных по результатам ВК
	а) высота
	б) диаметр
	в) толщина стенки
2. Трубы поверхностей нагрева	ВК	Поверхность всех труб и их креплений со стороны топки или (и) с наружной стороны барабанов	В доступных для ВК местах	ВК проводят для оценки степени износа, окалинообразования, раздутия труб, выхода их из ранжира
	ИК	Трубы экранов и первого ряда конвективного пучка	Не менее 10 % от общего количества труб, наихудших, отобранных по результатам ВК. Измерения следует проводить по двум сечениям: по лобовой и тыльной точкам и в сечении под углом 90°. По измерениям должны быть определены средние значения наружного диаметра поперечного сечения трубы
	а) наружный диаметр
	б) выход труб из ранжира	Труба экранов и первого ряда конвективного пучка	Не менее десяти труб экранов и первого ряда конвективного пучка, отобранных по результатам ВК	Замеру подлежат трубы, которые вышли из ранжира (ряда) на величину, большую, чем 0,5 наружного диаметра трубы для экранов и более наружного диаметра для труб первого ряда конвективного пучка
	УЗТ	Трубы экранов, первого и последнего рядов конвективного пучка на участках интенсивного износа	Не менее, чем по 10 труб (наихудших, отобранных по ВК) экранов, первого и последнего рядов конвективного пучка с измерениями не менее, чем в двух участках по длине трубы
	ИМ	Контрольные вырезки наиболее изношенных труб: при наличии сильного окалинообразования, эрозионного износа до значений толщины стенки, меньшей значений норм, а также локальных отдулин в трубах более 5 % диаметра	По одному контрольному образцу, вырезанному не менее чем на двух трубах, наихудших, - отобранных по результатам ВК	Цель - определение состояния металла труб, характера утонения стенок, степени коррозионного износа, характера внутренних отложений
				При отсутствии указанных в гр. 3 дефектов, вырезки допускается не проводить
3. Трубные секции: передние и задние головки; коллектор Дн = 219 мм (для котлов Шухова-Берлина)	ВК	Внутренняя поверхность и наружная при снятой изоляции	В доступных местах	Особое внимание при ВК следует обратить на мостики решеток, места скопления шлама, угловые сварные швы приварки деталей лючковых затворов, а также на вальцовочные соединения
	ЦД или МПД	а) мостики между отверстиями решеток головок	Не менее десяти от общего количества мостков, наихудших по результатам ВК
	УЗТ	а) корпуса головок в доступных местах	Не менее чем в трех точках по длине каждого корпуса
	ТВ
		б) крышки головок	Не менее чем в трех точках каждой крышки
4. Коллектора экранов, пароперегревателя, экономайзера, выносного циклона	вк	а) наружная поверхность при снятой изоляции	По одному коллектору каждого назначения	При обнаружении недопустимых дефектов объем контроля увеличивается вдвое
		б) внутренняя поверхность через смотровые отверстия	Доступная для осмотра поверхность	Осмотр следует проводить с помощью лампочки, перископа или эндоскопа
		в) лючки коллекторов	100 %
	ЦД или МПД	Зоны вокруг отверстий, включая угловые сварные швы с наружной поверхности	По результатам ВК при подозрении на трещины
	ИК прогиб	Наружная поверхность	По результатам ВК при подозрении на прогиб
	УЗТ и ТВ	Наружная поверхность	В трех сечениях на длине одного из коллекторов каждого назначения
	ВК и УЗК	Сварные соединения донышек с трубами коллекторов	Не менее двух коллекторов экранов и обязательный контроль сварных соединений выходного коллектора пароперегревателя	При обнаружении недопустимых дефектов объем контроля увеличивается вдвое
5. Необогреваемые трубопроводы в пределах котла
Гибы труб	вк	Наружная поверхность при снятой изоляции	Не менее двух гибов труб каждого назначения	При обнаружении трещин объем контроля увеличивается вдвое
	ИК овальность	В среднем сечении гиба в двух диаметральных плоскостях в плоскости гиба и ей перпендикулярной	По результатам ВЦ - на одном из гибов каждого назначения
	УЗТ	По растянутой стороне гиба	По результатам ВК на одном из гибов каждого назначения

Приложение 4
(рекомендуемое)

ТИПОВАЯ ПРОГРАММА ТЕХНИЧЕСКОГО ДИАГНОСТИРОВАНИЯ ОСНОВНЫХ ЭЛЕМЕНТОВ ПАРОВЫХ ВОДОТРУБНЫХ КОТЛОВ ТИПА ЦКТИ, БГ, ТП, БКЗ, СУ

Программа является основой для разработки индивидуальной программы технического диагностирования котлов по истечении назначенного срока службы, а также после аварии и может быть использована для разработки программы технического диагностирования котлов в пределах назначенного срока службы.

Приложение 5
(рекомендуемое)

ТИПОВАЯ ПРОГРАММА ТЕХНИЧЕСКОГО ДИАГНОСТИРОВАНИЯ ОСНОВНЫХ ЭЛЕМЕНТОВ ПАРОВЫХ ВОДОТРУБНЫХ КОТЛОВ ТИПА ЛМЗ, НЗЛ, СТЕРЛИНГ (ИЗГОТОВЛЕННЫХ ОТЕЧЕСТВЕННЫМИ ЗАВОДАМИ)

Программа является основой для разработки индивидуальной программы технического диагностирования котлов по истечении назначенного срока службы, а также после аварии и может быть использована для разработки программы технического диагностирования котлов в пределах назначенного срока службы.

Приложение 6
(рекомендуемое)

ТИПОВАЯ ПРОГРАММА ТЕХНИЧЕСКОГО ДИАГНОСТИРОВАНИЯ ОСНОВНЫХ ЭЛЕМЕНТОВ КОТЛОВ ТИПА Е-1,0¸0,9 и ПКН

Программа является основой для разработки индивидуальной программы технического диагностирования котлов по истечении назначенного срока службы, а также после аварии и может быть использована для разработки программы технического диагностирования котлов в пределах назначенного срока.

Приложение 7
(рекомендуемое)

ТИПОВАЯ ПРОГРАММА ТЕХНИЧЕСКОГО ДИАГНОСТИРОВАНИЯ ОСНОВНЫХ ЭЛЕМЕНТОВ ПАРОВЫХ ВОДОТРУБНЫХ ЗМЕЕВИКОВЫХ КОТЛОВ-УТИЛИЗАТОРОВ ТИПА КУ-80-3, КУ-100-1, КУ-125, КУ-150

Программа является основой для разработки индивидуальной программы технического диагностирования котлов по истечении назначенного срока службы, а также после аварии и может быть использована для разработки программы технического диагностирования котлов в пределах назначенного срока службы.

Приложение 8
(рекомендуемое)

ТИПОВАЯ ПРОГРАММА ТЕХНИЧЕСКОГО ДИАГНОСТИРОВАНИЯ ОСНОВНЫХ ЭЛЕМЕНТОВ ПАРОВЫХ ГАЗОТУРБИННЫХ ГОРИЗОНТАЛЬНЫХ КОТЛОВ-УТИЛИЗАТОРОВ ТИПА Г-420, Г-420БПЭ, Г-250(П), Г-950, Г-1030Б, Г-330БИ

Программа является основой для разработки индивидуальной программы технического диагностирования котлов по истечении назначенного срока службы, а также после аварии и может быть использована для разработки программы технического диагностирования котлов в пределах назначенного срока службы.

Приложение 9
(рекомендуемое)

ТИПОВАЯ ПРОГРАММА ТЕХНИЧЕСКОГО ДИАГНОСТИРОВАНИЯ ОСНОВНЫХ ЭЛЕМЕНТОВ ВОДОГРЕЙНЫХ КОТЛОВ ТИПА НТВМ, КВ-ГМ, КВ-Р, ТВГМ

Программа является основой для разработки индивидуальной программы технического диагностирования котлов по истечении назначенного срока службы, а также после аварии и может быть использована для разработки программы технического диагностирования котлов в пределах назначенного срока службы.

Приложение 10
(рекомендуемое)

ТИПОВАЯ ПРОГРАММА ТЕХНИЧЕСКОГО ДИАГНОСТИРОВАНИЯ ЧУГУННЫХ ЭКОНОМАЙЗЕРОВ ПАРОВЫХ КОТЛОВ

1 Общие положения

1.1 Настоящая программа распространяется на чугунные экономайзеры, изготовленные Кусинским машиностроительным заводом и Белгородским заводом энергетического машиностроения и установленные с паровыми котлами на рабочее давление до 2,8 МПа (28 кгс/см²).

1.2 Программа устанавливает последовательность проведения технического диагностирования, методы оценки фактического состояния деталей и сборных единиц экономайзеров, порядок принятия решения о продлении назначенного срока службы чугунных экономайзеров.

2 Подготовка к техническому диагностированию

2.1 Экономайзеры котлов, работающих на жидком и твердом топливе

2.1.1 Разобрать все дуги, калачи и коллекторы каждого блока экономайзера.

2.1.2 Разобрать по одной трубе поверхности нагрева в каждом нижнем ряду каждого блока.

2.1.3 Промыть и очистить внутреннюю поверхность оребренных труб в каждом блоке экономайзера, внутреннюю и наружную поверхности чугунных деталей и разобранных оребренных труб.

2.2 Экономайзеры котлов, работающих на газовом топливе

2.2.1. Разобрать все дуги, калачи и коллекторы каждого блока экономайзера.

2.2.2 Промыть и очистить внутреннюю поверхность оребренных труб, внутреннюю и наружную поверхности чугунных деталей.

3 Техническое диагностирование труб поверхности нагрева чугунных деталей

3.1 Экономайзеры котлов, работающих на жидком и твердом топливе

3.1.1 Провести визуальный осмотр внутренних поверхностей всех оребренных труб (при необходимости, с помощью перископического устройства) и внутренних, и наружных поверхностей разобранных труб и чугунных деталей для выявления трещин и коррозионных (эрозионных) поражений. Провести замеры язвин максимальной, по внешнему виду, глубины (при необходимости, с помощью слепков).

Допускаются язвины и другие коррозионные (эрозионные) поражения глубиной до 2 мм и диаметром до 5 мм, количеством не более 3 штук на площади до 10 см².

3.1.2 При сильном коррозионном (эрозионном) износе внутренней (наружной) поверхности оребренных труб провести разрезку одной из разобранных труб в районе максимального износа.

Признаками сильного коррозионного (эрозионного) износа элементов чугунного экономайзера служат:

поражения, превышающие нормы по п. 3.1.1 настоящего приложения;

дефекты (язвины и утонения) от эрозионного износа, один из размеров которого превышает 5 мм при глубине более 1 мм независимо от их количества, приходящегося на единицу площади.

3.1.3 Замерить толщину стенки разрезанной трубы не менее, чем в четырех местах по окружности, выявить минимальное значение и максимальную овальность в сечении разреза.

Допускается утонение стенки при оставшейся толщине не менее 6 мм (номинальная толщина стенки 8 мм и более) и овальность до 10 %.

3.1.4 В случае превышения норм по п. 3.1.3 приложения провести измерения твердости по ГОСТ 27208 (место измерения - боковая поверхность фланца одной из разобранных труб) в трех местах по окружности на расстоянии не менее 35 мм от края фланца. Величину твердости принимают как среднее арифметическое из трех измерений.

3.1.5 Если результаты осмотра и измерений по п.п. 3.1.1 и 3.1.3 приложения соответствуют нормам п.п. 3.1.1 и 3.1.3, проводят гидравлическое испытание каждой разобранной трубы давлением Р = 60 кгс/см², время выдержки под пробным давлением не менее 10 минут, температура воды не менее 15 и не более 45 °С.

3.1.6 В случае положительных результатов испытаний по п. 3.1.3 приложения провести сборку каждого блока экономайзера и провести гидравлическое испытание блока в сборе пробным давлением равным 1,5 от рабочего (разрешенного) давления в барабане. Время выдержки не менее 20 минут, температура воды не менее 15 и не более 45 °С.

3.2 Экономайзеры котлов, работающие на газовом топливе

3.2.1 Провести визуальный осмотр внутренних поверхностей всех оребренных труб (при необходимости, с помощью перископического устройства) и внутренних, и наружных поверхностей чугунных деталей для выявления трещин и коррозионных поражений. Провести замер язвин максимальной, по внешнему виду, глубины (при необходимости с помощью слепков).

Допускаются язвины и другие коррозионные поражения глубиной до 2 мм и диаметром до 5 мм, количеством не более трех штук на площади 10 см².

3.2.2 При отсутствии недопустимых дефектов по результатам визуального осмотра провести сборку каждого блока экономайзера и провести гидравлическое испытание блока в сборе пробным давлением, равным 1,5 от рабочего (разрешенного) давления в барабане. Время вздержки не менее 20 минут, температура воды не менее 15 и не более 45 °С.

3.3 Гидравлическое испытание экономайзера в сборе следует проводить отдельно от котла. Совместно с котлом допускается проведение гидравлического испытания в отдельных технически обоснованных случаях по разрешению местного органа Госгортехнадзора России. Величина пробного давления в этом случае определяется величиной пробного давления, принятой для котла (т.е. 1,25 от рабочего или разрешенного давления в барабане котла).

4 Принятие решения о продлении срока службы экономайзера

4.1 При положительных результатах технического диагностирования (отсутствие недопустимых дефектов и сильного коррозионного и эрозионного износа) решение о возможности продления срока службы экономайзера принимается организацией, выполнявшей техническое диагностирование.

4.2 Если обнаружено превышение допустимых отклонений от установленных в настоящей Программе нормативных значений, то решение о допустимости, параметрах и условиях дальнейшей эксплуатации экономайзеров должна принять специализированная научно-исследовательская организация (приложение 5 «Правил устройства и безопасной эксплуатации паровых и водогрейных котлов»).

4.3 Срок службы экономайзеров рекомендуется продлевать:

при сжигании топлива с приведенным содержанием серы более 0,2 % - на четыре года;

при сжигании топлива с приведенным содержанием серы не более 0,2 % - на восемь лет;

при сжигании газового топлива - на 12 лет.

 

СОДЕРЖАНИЕ