Типовая инструкция по контролю металла и продлению срока службы основных элементов котлов, турбин и трубопроводов тепловых электростанций (стр. 19 )

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

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

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

СОДЕРЖАНИЕ

к приложению 2 «Живучесть стареющих ТЭС»

1. Общие положения

2. Основные положения по использованию и совершенствованию системы "Банк данных и знаний по "Живучести ТЭС"

3. Технология микроструктурного мониторинга определения меры повреждения элементов паропроводов и турбин ТЭС

3.1. Определение и назначение технологии

3.2. Микроструктурный мониторинг роторов паровых турбин в зоне центральной полости

3.3. Регламент микроструктурного мониторинга элементов котлов и паропроводов

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

4. Создание отраслевого образца "Технологический комплекс для контроля и определения меры живучести теплоэнергетического оборудования ТЭС"

5. Технология неразрушающего контроля методом аммиачного отклика (ДАО — технология)

6. Технология предупреждения повреждений роторов высокого и среднего давления турбин ТЭС — циркуляр Ц-05-97 (т)

7. Гидравлические испытания пароводяного тракта после выполнения сварочных работ при ремонте

Приложение 1. Термины и определения

Приложение 2. Основные положения концепции "Живучесть стареющих ТЭС"

Приложение 3. Создание образцовой отраслевой лаборатории измерений дефектности оборудования

Приложение 4. Положение об "Отраслевом цехе опытного производства — Отраслевом метролого-технологическом комплексе" (ОМТК) на Костромской ГРЭС

Приложение 5. Регламент контроля элементов котлов и паропроводов, выработавших парковый ресурс

Приложение 3

Утверждаю: Главный инженер _______________________ _______________________________________ "______"  _____________________________г.

ВЕДОМОСТЬ ДЕФЕКТОВ ТРУБОПРОВОДА И ОПС

№ п. п.	Характер дефекта	Место расположения дефекта	Рекомендации по устранению	Ответственные за устранение	Отметка о выполнении
1	2	3	4	5	6

Обследование провели:

Представитель специализированной

организации ____________________________________________________________________

  (должность, ф. и.о., подпись)

Представитель эксплуатации ТЭС __________________________________________________

  (должность, ф. и.о., подпись)

Приложение 4

РАСЧЕТНАЯ СХЕМА ТРУБОПРОВОДА

Характеристика труб:

типоразмер ____________________

радиус гиба ____________________

материал ______________________

Расчетные параметры: р = _______ кгс/см2;  t = ________°С

Приложение 5

НАПРЯЖЕНИЕ В СЕЧЕНИЯХ ТРУБОПРОВОДОВ

Расчетные данные	Фактические данные
Номер сечения	Напряжения в сечениях, кгс/см2	Выполнение условия прочности:	Напряжения в сечениях, кгс/см2	Выполнение условия прочности;
σэкв. раб	σэкв. хоп	"да"-"нет"	σэкв. раб	σэкв. хоп	"да" - "нет"
1	2	3	4	5	6	7

Расчеты выполнил:

Представитель специализированной

организации ____________________________________________________________________

  (должность, ф. и.о., подпись)

Приложение 6

НАГРУЗКИ НА ОПОРЫ И ПОДВЕСКИ ТРУБОПРОВОДА

Наимено

Номер

Номера

Высота

Макси

Холодное состояние

Рабочее состояние

вание трубо

опоры по

пружин по МВН

пружин в свободном

мальная нагрузка на

Высота пружины, мм

Нагрузка на опору, кгс

Высота пружины, мм

Нагрузка на опору, кгс

Небаланс нагрузок

провода

схеме

или ОСТ

состоянии hсв, мм

пружину Рдоп, КГС

расчетная hхол

фактическая hф. хол

расчетная Pхол

фактическая PФ. хол

расчетная hхол

фактическая hф. хол

расчетная Pхол

фактическая PФ. хол

на опору, %

1

2

3

4

5

6

7

8

9

10

11

12

13

14

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

в холодном состоянии ________________________________________________

  (число, месяц, год)

в горячем состоянии _________________________________________________

  (число, месяц, год)

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

Обследование провели:

Представитель специализированной организации _____________________________

  (должность, ф. и.о.: подпись)

Представитель эксплуатации ТЭС __________________________________________

  (должность, ф. и.о., подпись)

Приложение 7

РЕЗУЛЬТАТЫ КОНТРОЛЯ ТЕМПЕРАТУРНЫХ ПЕРЕМЕЩЕНИЙ ТРУБОПРОВОДА

Наименование

Номер

Перемещение вдоль осей координат, мм

Небаланс перемещений вдоль осей координат, мм

трубопровода

индикатора

Х1

Х2

Х3

Х1

Х2

Х3

по схеме

Расчетн.

Фактич.

Расчетн.

Фактич.

Расчетн.

Фактич.

Допуск

Фактич.

Допуск

Фактич.

Допуск

Фактич.

1

2

3

4

5

6

7

8

9

10

11

12

13

14

Примечания: 1. Отметки холодного состояния оси трубопроводов произведены ______________________________________________

  (число, месяц, год)

2. Положение оси трубопроводов при рабочих параметрах зафиксировано ______________________________________

  (число, месяц, год)

3. Расчетные значения перемещений взяты из расчетов по договору № ___________

Представитель специализированной организации ____________________________________________________

  (должность, ф. и.о., подпись)

Представитель эксплуатации ТЭС _________________________________________________________________

  (должность, ф. и.о., подпись)

Приложение 8

Утверждаю: Главный инженер_________________________ ________________________________________ "_____" ________________________________г.

АКТ

ПРИЕМКИ ПАРОПРОВОДОВ ТЭС ________ ПОСЛЕ ВЫПОЛНЕНИЯ

ПЛАНОВОГО РЕМОНТА В _______ г.

Представитель специализированной организации _____________________________________

(наименование организации, должность, ф. и.о. представителя)

и представитель эксплуатации _____________________________________________________

(наименование организации, должность, ф. и.о. представителя)

удостоверяют:

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

2. Условия прочности соблюдаются для всех расчетных участков трубопроводов на расчетный срок эксплуатации ______ тыс. ч. с параметрами рабочей среды р = _______ кгс/см2, t = _____ °С (см. приложение 5).

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

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

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