СТО 17230282.27.100.005-2008 Основные элементы котлов, турбин и трубопроводов ТЭС. Контроль состояния металла. Нормы и требования
Подождите немного. Документ загружается.
анализ режимов эксплуатации и результатов контроля трубопровода за весь предшествующий период работы;
анализ результатов неразрушающего контроля и исследований состояния металла (если последние проводились) по
данным текущего обследования (диагностирования);
контрольный расчёт на прочность с оценкой дальнейшей работоспособности основных элементов трубопровода;
расчёт циклической долговечности гибов трубопровода - при необходимости;
обобщающий анализ результатов обследования с оценкой общего технического состояния трубопровода и установление
дополнительно назначенного срока службы.
8.5.3 Анализ технической и эксплуатационной документации проводится для установления конструктивных особенностей
исполнительной схемы трубопровода, уточнения номенклатуры и материалов (а также технологии) изготовления основных
элементов, выявления режимов работы трубопровода и водно-химического режима станции, а также для оценки
повреждаемости металла по результатам эксплуатационного контроля.
8.5.4 Основой для проведения анализа является представленная эксплуатирующей организацией исходная информация,
которая включает:
исполнительную схему;
год ввода в эксплуатацию, наработку и количество пусков трубопровода;
номенклатуру (в том числе типоразмер), материалы и технологию изготовления, а также количество основных элементов;
сведения о режиме эксплуатации, включая порядок работы группы ПВД (постоянный или периодический), отклонения по
водно-химическому режиму, условия консервации и другие факторы, способные повлиять на повреждаемость металла;
расчётные параметры эксплуатации на участках до ПВД и за ПВД, а также фактические параметры;
сведения о заменах деталей (если таковые имели место);
сроки проведения, объёмы и результаты контроля металла трубопровода в процессе эксплуатации;
сведения о дефектах, обнаруживаемых при эксплуатации, и способах их устранения.
8.5.5 Порядок неразрушающего контроля питательных трубопроводов, включая методы объёмы и зоны контроля, после
выработки назначенного срока службы приведен в п. 5.6.5
настоящего стандарта (таблица 5.24).
Необходимость проведения исследований состояния металла на вырезках определяется специализированной организацией и
может быть вызвана (как правило) повышенной повреждаемостью металла.
8.5.6 Контрольный расчёт на прочность с оценкой работоспособности элементов трубопровода выполняют в соответствии с
положениями подраздела 6.3
настоящего стандарта. Работоспособность элемента будет обеспечиваться при выполнении
условия:
(S
f
)
min
≥ S
R
+ c
2
.
Рекомендуется принимать в расчётах с
2
= 1,0 мм.
Если вышеуказанное условие для какой-либо группы элементов выполняется при величине эксплуатационной прибавки 0 <
с
2
< 1,0 мм, то срок продления эксплуатации данной группы элементов должен быть сокращён, либо им назначен
промежуточный контроль.
Расчёт гибов трубопровода следует выполнять для растянутой и нейтральных зон, литых и штампованных колен - для сжатой
и нейтральных зон, а расчёт штампосварных колен - для зон, содержащих продольный сварной шов.
8.5.7. В случаях, когда количество пусков трубопровода превышает 300 или по результатам контроля обнаружены дефекты
металла, квалифицируемые как коррозионно-усталостные повреждения, необходимо выполнить расчёт на циклическую
прочность. По усмотрению специализированной организации расчёт выполняется либо только для гибов, либо для гибов и
тройников. В качестве основного вида нагрузки рассматривается внутреннее давление в трубопроводе; допускается выполнять
расчёт циклической прочности трубопровода с учётом действия всего комплекса нагружающих факторов.
8.5.8. При расчёте гибов на циклическую прочность амплитуду напряжений определяют для внутренней поверхности гиба в
нейтральной зоне; допускается ориентировочно принимать в качестве главных напряжений основные компоненты напряжений
от внутреннего давления: σ
φ
- окружные напряжения; σ
z
- осевые напряжения; σ
r
- радиальные напряжения (на внутренней
поверхности гиба σ
r
= -р). В качестве расчётного цикла нагружения принимают «пуск-останов» трубопровода.
При расчёте тройникового узла на циклическую прочность амплитуду напряжений вычисляют для внутренней поверхности
тройника в точке пересечения линии сопряжения (штуцера с коллектором) с продольной плоскостью симметрии узл
а
(проходящей через центральные оси штуцера и коллектора). Величину коэффициента концентрации напряжений для указанной
р
асчётной точки тройника допускается определять с использованием соответствующих нормативных документов или
справочной литературы. В любом случае его значение должно быть не меньше 3,2.
8.5.9 Расчёт на циклическую прочность следует выполнять в соответствии с порядком, изложенным в п. 6.3.6 настоящего
стандарта. При выполнении расчётов требуется учитывать влияние на циклическую прочность коррозионного фактора - п.п.
6.3.6.28.
8.5.10 Продление срока службы питательного трубопровода осуществляется на основании удовлетворительных результатов
контроля и расчётов на прочность.
Срок эксплуатации питательных трубопроводов после отработки назначенного (или дополнительно назначенного) срок
а
службы может быть продлён при условии отсутствия в металле и сварных соединениях недопустимых дефектов и отклонений
согласно требованиям п. 7.2.4
настоящего стандарта, и соблюдения условий прочности по результатам контрольного расчёта.
8.5.11 В исключительных случаях допускается выполнять продление срока службы питательного трубопровода н
а
пониженных параметрах. При этом основанием для снижения параметров могут выступать недопустимые дефекты в металле
элементов трубопровода или результаты контрольных расчётов на прочность, а также совместное присутствие обоих этих
факторов.
При невыполнении условий циклической прочности для отдельных групп элементов должен быть предусмотрен
промежуточный контроль этих элементов в течение рекомендуемого срока продления эксплуатации (т.е. до истечения
дополнительно назначенного срока службы).
8.5.12 Отработавший назначенный (или дополнительно назначенный) срок службы трубопровод может быть допущен в
дальнейшую эксплуатацию при расчётных или пониженных параметрах на срок не более 50 тыс. часов, но не более, чем на 8 ле
т
с момента проведения технического диагностирования.
8.5.13 При несоблюдении отдельных требований подраздела 7.2 (п. 7.2.4) настоящего стандарта или (и) условий прочности
для каких-либо групп элементов по результатам контрольных расчётов на прочность трубопровод может быть допущен во
временную эксплуатацию на сокращённый срок. В качестве альтернативного варианта трубопроводу может быть назначен
промеж
у
точный контроль в рекомендованном объёме до истечения дополнительно назначенного срока сл
у
жбы.
Введено с 30.06.2008СТО 17230282.27.100.005-2008 Основные элементы котлов, т
у
рбин и тр
у
б
...
NormaCS® (NRMS10-05534) www.normacs.ru 15.07.2010 Стр. 191 из 261
8.6. Паровые турбины
8.6.1 К основным элементам турбин, определяющим их ресурс, относятся цельнокованые роторы высокого и среднего
давления и корпусные детали, работающие при температуре металла 450 °С и выше.
8.6.2 Продление срока эксплуатации паровой турбины сверх назначенного (паркового)
р
есурса базируется на выполнении
следующего комплекса мероприятий.
анализ технической документации ТЭС по режимам эксплуатации турбины, повреждениям, заменам и
восстановительным ремонтам основных элементов,
р
езультатам контроля металла основных элементов в течение всего
срока их эксплуатации:
неразрушающий контроль металла основных элементов для выявления дефектов и экспериментальной оценки
накопленной поврежденности;
исследование структуры и свойств металла основных элементов;
р
асчетная оценка напряженного состояния и остаточного ресурса роторов и прочности корпусных деталей с учетом
фактических данных о свойствах металла и режимах эксплуатации турбины;
обобщающий анализ с установлением возможности, условий и срока дальнейшей эксплуатации турбины.
8.6.3 Анализ исходной информации проводится на основании представленной электростанцией технической документации,
включающей:
тип и завод-изготовитель турбины;
наработку и количество пусков;
материал изготовления основных элементов;
расчётные параметры эксплуатации турбины;
фактические среднегодовые параметры перед турбиной и соответствующие каждому году наработки;
количество пусков турбины по каждому году эксплуатации;
сроки проведения капитальных ремонтов и данные о заменах деталей (если таковые имели место);
сроки проведения, объёмы и результаты контроля металла проточной части и литых деталей;
обнаруживаемые при эксплуатации дефекты металла и конкретные сведения об их устранении (замена элемента, выборка,
выборка с последующей заваркой и т.д.);
копии чертежей с основными размерами для проведения расчётов на прочность.
Дополнительно рекомендуется проводить анализ документации завода-изготовителя турбины о свойствах металла элементов
в исходном состоянии и индивидуальных особенностях их изготовления с учетом возможности отступления от требований
проектной документации.
8.6.4 В п.п. 5.6.6.1а) настоящего стандарта перечислены высоконагруженные зоны цельнокованых роторов, в которых
наиболее вероятно образование эксплуатационных трещин. В п.п. 5.6.6.1
б) настоящего стандарта указаны зоны и элементы
литых корпусных деталей турбин, наиболее подверженные трещинообразованию.
8.6.5 Порядок неразрушающего контроля роторов высокого, среднего и низкого давления, а также корпусных деталей турбин
(включая крепёж) при обследовании в связи с выработкой назначенного (паркового) ресурса приведен в п. 5.6.6
настоящего
стандарта (таблица 5.25
). Там же приведены требования по исследованиям состояния металла роторов и корпусных деталей.
8.6.6 При решении вопроса о допуске в эксплуатацию ротора, содержащего дефекты или выработавшего свой расчётный
индивидуальный ресурс, количество исследуемых зон и объем исследования структуры и свойств металла могут быть
увеличены по согласованию со специализированной организацией.
При решении вопроса о допуске в эксплуатацию корпусной детали, на которой оставлены трещины или имеются глубокие
(более 70 % толщины стенки) ремонтные подварки, количество исследуемых зон и объем исследования структуры и свойств
металла может быть увеличен по согласованию со специализированной организацией.
8.6.7 Отдельные работы, в том числе относящиеся к контролю основных элементов, не связанные с продлением срок
а
службы турбин, а выполняемые в период их ремонтов,
р
егламентируются специальной нормативной документацией
(техническими условиями) на капитальный ремонт турбин конкретного типа.
8.6.8 Расчёт эквивалентной температуры пара на входе в турбину и эквивалентной наработки рекомендуется выполнять
согласно п. 8.3.4
настоящего раздела стандарта.
8.6.9 Остаточный (индивидуальный) ресурс роторов и корпусных деталей определяется путем расчетных оценок с учетом:
особенностей режимов эксплуатации данного турбоагрегата;
уровня служебных характеристик материала;
данных о фактической повреждаемости рассматриваемого объекта и аналогичных деталей по парку турбин;
результатов оценки степени выработки ресурса по данным контроля остаточной деформации ползучести ротора или (и)
контроля кинетики развивающихся трещин в корпусных деталях.
8.6.10 Определение остаточного (индивидуального) ресурса цельнокованых роторов
8.6.10.1 Предельным состоянием для роторов является появление в металле трещиноподобного дефекта,
р
азмеры которого
превышают нормы подраздела 7.3
настоящего стандарта, после чего эксплуатация ротора без выполнения специальных
мероприятий по восстановлению надежности недопустима.
8.6.10.2 Для определения остаточного ресурса ротора производится оценка его накопленной поврежденности и расчетного
ресурса в соответствии с Приложением Ф
. Величина расчетного остаточного ресурса представляет собой разность межд
у
расчетным индивидуальным ресурсом и наработкой детали на момент проведения работ по продлению срока службы.
Расчетная оценка времени живучести не включается в расчетный ресурс ротора, а служит для обоснованного выбор
а
максимальных интервалов между осмотрами (и, если требуется, ремонтами) ротора, отработавшего индивидуальный расчетный
ресурс, или ротора, не отработавшего этот ресурс, но содержащего дефекты, превышающие нормы подраздела 7.3 настоящего
стандарта (п.п. 7.3.1.2
; 7.3.1.3).
8.6.10.3 Для роторов, число пусков которых не превышает 300 и эксплуатация турбины проводилась в соответствии с
требованиями эксплуатационной инструкции, допускается проводить экспериментальную оценку накопленной поврежденности
в металле методом измерения остаточной деформации ползучести или расчетным путем в соответствии с Приложением Ф
без
учета накопленной циклической поврежденности.
8.6.10.4 При исчерпании расчетного ресурса, но положительных результатах контроля металла, допускается продление срок
а
эксплуатации ротора до очередного контроля на период, определенный временем живучести,
р
ассчитанным в соответствии с
Приложением Ф
. Если при назначенном и последующих осмотрах результаты контроля металла вновь окажутся
положительными, допускается повторное продление срока эксплуатации ротора на тот же (или иной) период без
дополнительных ограничений режимов эксплуатации турбины.
Введено с 30.06.2008СТО 17230282.27.100.005-2008 Основные элементы котлов, т
у
рбин и тр
у
б
...
NormaCS® (NRMS10-05534) www.normacs.ru 15.07.2010 Стр. 192 из 261
8.6.10.5 При обнаружении в роторе дефектов, превышающих нормы подраздела 7.3. настоящего стандарта, но меньших, чем
критические размеры дефектов, рассчитанные в соответствии с Приложением Ф
, возможна его дальнейшая эксплуатация до
очередного контроля в течение срока, определенного временем живучести,
р
ассчитанным с учетом размеров выявленных
дефектов, температурно-напряженного состояния металла в зоне расположения дефектов и свойств металла ротора. Роторы,
содержащие такие дефекты, должны контролироваться по специальной программе и находиться под наблюдением
специализированной организации.
8.6.10.6. В том случае, если в роторе обнаружены недопустимые дефекты (
р
азмер критического дефекта должен быть
рассчитан в соответствии с Приложением Ф
), его дальнейшая эксплуатация без осуществления ремонтных и/или
эксплуатационных мероприятий, не разрешается.
Трещины любых размеров, возникшие в период эксплуатации ротора, недопустимы.
8.6.10.7. При снижении свойств материала ротора ниже допустимого уровня (см. п.п. 7.3.1.5, 7.3.1.6) или накоплении
остаточной деформации ползучести выше предельного уровня (см. п. 7.3.1.4
) возможность его ограниченной эксплуатации
определяет специализированная организация.
8.6.11 Определение остаточного (индивидуального) ресурса корпусных деталей
8.6.11.1 Предельным состоянием для корпусных деталей турбин является появление в них трещин определенной глубины,
ограничивающих их надежную эксплуатацию в течение межремонтного периода. Эксплуатация таких деталей без выполнения
специальных мероприятий по восстановлению надежности недопустима.
8.6.11.2. Расчетный ресурс корпусов включает значения наработки, рассчитанные по стадиям зарождения или (и)
р
азвития
трещины согласно Приложению Ф
. Остаточный расчетный ресурс корпуса определяется как разность между расчетным
ресурсом и наработкой корпуса на момент проведения работ по продлению его срока службы.
8.6.11.3. При обнаружении в корпусе трещин он подвергается ремонту. Решение о возможности эксплуатации корпуса с
трещинами без ремонта (в частности, с трещинами в недоступных для ремонта зонах), а также о методах, объеме и
периодичности контроля такого корпуса принимается на основании заключения специализированной организации.
8.6.11.4. Для корпусных деталей турбин, в которых были обнаружены трещины глубиной 10 % толщины стенки и более,
р
асчетная оценка остаточного ресурса проводится путём определения их времени живучести по фактической скорости рост
а
трещины в соответствии с Приложением Ф. Решение о продлении срока эксплуатации таких деталей принимается на основании
заключения специализированной организации с учетом результатов оценок остаточного ресурса по двум методикам
(Приложения Ф
и Х).
Для литых корпусных деталей турбин энергоблоков мощностью 300, 500 и 800 МВт расчёт остаточного ресурса выполняется
только по результатам оценки времени живучести.
8.6.12 При исчерпании отдельными элементами турбины своего индивидуального ресурса или выявлении в них
недопустимых дефектов при невозможности или нецелесообразности их немедленной замены турбина может быть допущена в
дальнейшую эксплуатацию при условии проведения технологических или конструктивных, или режимных мероприятий по
повышению эксплуатационной надёжности указанных элементов.
8.6.13 Технологические, конструктивные и режимные мероприятия включают:
изменение режима эксплуатации турбины с целью снижения темпа накопления поврежденности в металле;
изменение конструкции детали с целью снижения уровня максимальных напряжений в детали при стационарных и
переменных режимах работы турбины при последующей эксплуатации;
ремонт поврежденных элементов турбин;
изменение тепловой схемы турбины и организация подвода пара для нагрева (охлаждения) цилиндров с целью снижения
эксплуатационных напряжений или температур для уменьшения темпа накопления повреждений;
дополнительный контроль температурного состояния и деформаций поврежденных деталей, оставляемых в эксплуатации
с неудаленными дефектами.
8.6.14 В число мероприятий по изменению режима эксплуатации турбины входят:
Снижение температуры свежего пара и пара промперегрева на номинальном режиме работы турбины.
Ограничение числа переменных режимов.
Изменение режимов останова и расхолаживания турбины.
Снижение скорости изменения нагрузки при разгрузках турбогенератора в пределах регулировочного диапазона.
Щадящие пусковые режимы.
Качество ведения переходных режимов.
8.6.15 Возможны следующие варианты изменения конструкции турбины:
Снижение концентрации температурных напряжений на поверхности роторов.
Повышение надежности ободов дисков первых ступеней РВД и РСД турбин 500 МВт производства ОАО «Турбоатом».
Повышение надёжности узла соединения роторов высокого и среднего давления.
Экранирование внутренних поверхностей корпусов турбин.
Разделка кольцевого паза на внутренней поверхности корпусов ЦВД турбин К-200-130 ЛМЗ.
Предупреждение пропаривания корпуса при выходе трещины в шпилечное отверстие.
Улучшение тепловой изоляции корпусов цилиндров, клапанов и паропроводов.
8.6.16 В качестве ремонтных мероприятий, направленных на восстановление работоспособности повреждённых элементов,
используют:
Удаление повреждённого поверхностного слоя цельнокованых роторов.
Выборка расточкой дефектов на поверхности осевого канала с увеличением диаметра канала не более, чем на 15 мм.
ремонт корпусных деталей с дефектами.
8.6.17 Возможны также варианты изменения тепловой схемы турбины:
Охлаждение роторов среднего давления
Подвод горячего пара к переднему концевому уплотнению ЦСД.
Обогрев фланцев и шпилек ЦВД и ЦСД.
Изменение схемы дренирования паровпуска ЦВД.
8.6.18 При положительных результатах неразрушающего контроля и исследований металла с учётом результатов расчётных
оценок индивидуального (остаточного)
р
есурса принимается решение о продлении срока эксплуатации турбины сверх
паркового ресурса. Очередное обследование проводится по исчерпанию дополнительно назначенного (индивидуального)
ресурса. В пределах этого срока контроль металла турбин проводится в соответствии с рекомендациями экспертного
Заключения специализированной организации.
В случае, если расчетный ресурс основных элементов оказывается исчерпанным, а неразрушающий контроль металла и
Введено с 30.06.2008СТО 17230282.27.100.005-2008 Основные элементы котлов, т
у
рбин и тр
у
б
...
NormaCS® (NRMS10-05534) www.normacs.ru 15.07.2010 Стр. 193 из 261
исследование его структуры и свойств дали положительные результаты, турбина может быть допущена к дальнейшей
эксплуатации с промежуточным контролем между обследованиями и дополнительным (если требуется) объемом контроля
металла на срок, подтвержденный расчетными оценками времени живучести детали с дефектами.
После исчерпания индивидуального ресурса основных элементов при отрицательных результатах расчётов и
неразрушающего контроля и (или) исследования структуры и свойств металла, или при выявлении недопустимых дефектов в
металле в пределах расчетного ресурса дальнейшая эксплуатация возможна только при условии проведения восстановительных
ремонтных или (и) режимных мероприятий, - см. п.п. 8.6.14
8.6.17.
8.7. Газовые турбины
8.7.1 Исчерпание назначенного (в частности, предприятием-изготовителем)
р
есурса основных элементов ГТУ не исключае
т
возможности их дальнейшей эксплуатации.
Для продления срока эксплуатации ГТУ сверх назначенного (или дополнительно назначенного)
р
есурса выполняются
следующие мероприятия:
анализ технической документации ТЭС по режимам эксплуатации турбины, повреждениям, заменам и
восстановительным ремонтам основных элементов,
р
езультатам контроля металла основных элементов в исходном
состоянии и в течение всего срока их эксплуатации;
неразрушающий контроль металла основных элементов для выявления дефектов и экспериментальной оценки
накопленной поврежденности;
исследование структуры и свойств металла основных элементов;
р
асчетная оценка напряженного состояния и остаточного ресурса роторов и прочности корпусных деталей с учетом
фактических данных о свойствах металла и режимах эксплуатации турбины;
анализ опыта эксплуатации в составе ГТУ аналогичных деталей;
обобщающий анализ с установлением возможности, условий и срока дальнейшей эксплуатации турбины.
8.7.2 Анализу подлежит предоставляемая электростанцией техническая документация, включающая основные технические
сведения об установке (конструктивные особенности, материалы изготовления элементов и покрытий,
р
асчётные параметры и
др.), об условиях эксплуатации (рабочие параметры, наработка, количество пусков), о результатах эксплуатационного контроля
и исследований металла, о повреждениях элементов и их заменах, о восстановительном ремонте основных элементов и другие
данные, несущие информацию о техническом состоянии турбины.
8.7.3 Порядок неразрушающего контроля металла и исследований его состояния изложен в п. 5.6.7 настоящего стандарта.
Исследования структуры и свойств металла проводятся с вырезкой или без вырезки проб из габаритных деталей или (и) н
а
демонтированных малогабаритных деталях, лопатках, шпильках и др.
Малогабаритные детали (рабочие и сопловые лопатки), содержащие трещины, должны быть заменены новыми. Если
повреждения носят массовый характер, должна быть заменена вся ступень, а причины повреждения должны быть установлены
по результатам исследований.
8.7.4 В качестве исходных данных для расчёта остаточного ресурса элементов ГТУ требуется систематизировать и
обработать информацию о режимах эксплуатации (продолжительности наработки и количестве пусков с дифференциацией по
температурным параметрам), по геометрическим параметрам элементов, характеристикам физико-механических и
жаропрочных свойств металла.
8.7.5 Остаточный (индивидуальный) ресурс роторов и корпусных деталей следует оценивать в соответствии с п.п. 8.6.10 и
8.6.11
настоящего раздела стандарта.
8.7.6 Газотурбинная установка может быть допущена к дальнейшей эксплуатации после отработки назначенного ресурса при
условии отсутствия в элементах турбины недопустимых дефектов и отклонений согласно требованиям норм качеств
а
(подраздел 7.4. настоящего стандарта) и положительных результатов расчётной оценки остаточного (индивидуального) ресурса.
8.8. Трубопроводы с температурой эксплуатации до 450 °С и давлением до 8,0 МПа
8.8.1 Трубопроводы с температурой эксплуатации до 450 °С и давлением до 8,0 МПа (далее в данном подразделе стандарта -
трубопроводы), отработавшие назначенный или дополнительно назначенный срок службы, могут
быть допущены в
дальнейшую эксплуатацию на основании положительных результатов технического диагностирования и контрольного расчёт
а
на прочность.
8.8.2 Процедура технического диагностирования трубопроводов включает комплекс следующих мероприятий:
анализ технической и эксплуатационной документации;
неразрушающий контроль металла и сварных соединений;
исследования состояния металла на вырезке (при необходимости);
анализ результатов контроля (исследований);
контрольный расчёт на прочность и поверочный расчёт на циклическую прочность (долговечность) - последнее при
необходимости;
обобщающий анализ с установлением возможности, условий и срока дальнейшей эксплуатации;
оформление результатов.
8.8.3 Эксплуатационная и техническая документация на трубопровод включает в себя: паспорт (с приложениями), чертежи,
исполнительную схему, сменный и ремонтный журналы, формуляры, предписания инспекции Госгортехнадзор
а
(Ростехнадзора), заключения по ранее выполненным обследованиям (диагностированиям) и др.
8.8.4. Анализ технической и эксплуатационной документации проводится в целях ознакомления с конструкцией,
материалами и особенностями изготовления, характером и конкретными условиями работы трубопровода на протяжении всего
срока эксплуатации.
8.8.5 Анализ технической и эксплуатационной документации включает:
установление даты монтажа, пуска в эксплуатацию и регистрации трубопровода;
анализ конструктивных особенностей трубопроводной системы, основных размеров деталей и сборочных единиц,
материалов из которых они изготовлены, технологии сварки и сварочных материалов, применённых при монтаже, а также
сведений о проверке качества сварных соединений трубопровода после монтажа;
анализ сведений по наладке опорно-подвесной системы и о дефектах в ней, выявленных в процессе эксплуатации (при
наличии таких данных);
оценку соответствия проектных технических характеристик фактическим условиям эксплуатации по температуре,
давлению, рабочей среде, а также анализ особенностей эксплуатации (стационарный или переменный режимы работы,
количество пусков-остановов и гидроиспытаний, возможность колебаний давления и ориентировочная периодичность
этих колебаний);
Введено с 30.06.2008СТО 17230282.27.100.005-2008 Основные элементы котлов, т
у
рбин и тр
у
б
...
NormaCS® (NRMS10-05534) www.normacs.ru 15.07.2010 Стр. 194 из 261
анализ результатов технических освидетельствований, осмотров, гидравлических испытаний и обследований
трубопровода, а также данных о повреждениях, ремонтах и реконструкциях.
При отсутствии необходимых сведений в документации на трубопровод допускается использовать информацию, полученную
опросом обслуживающего персонала.
8.8.6 Программы контроля трубопроводов после отработки назначенного (или дополнительно назначенного) срока службы,
включающие методы, объёмы, элементы и зоны контроля, приведены в п. 5.6.8
настоящего стандарта. Программы
конкретизированы применительно к различным группам трубопроводов по параметрам рабочей среды (таблицы 5.26
5.29 в
п.п. 5.6.8.8
). Необходимость проведения исследований металла на вырезках из трубопроводов определяется
специализированной организацией, за исключением обязательных случаев, указанных в п.п. 5.6.8.6
д), 5.6.8.6е) настоящего
стандарта.
8.8.7 Установленные по результатам анализа технической документации данные по материалам и технологии изготовления
деталей и элементов трубопроводов с учётом параметров эксплуатации должны быть сопоставлены с требованиями
соответствующих нормативных документов (Правил Государственного надзорного органа, технических условий) в части их
удовлетворения этим требованиям.
8.8.8 Выявленные по результатам контроля отклонения в размерах и форме элементов, а также дефекты металл
а
(коррозионные язвы, деформации, дефекты сварки и др.) не должны выходить за пределы требований норм оценки качества - п.
7.2.5
настоящего стандарта.
8.8.9 Контрольный расчёт на прочность элементов трубопровода от действия внутреннего давления выполняют в
соответствии с положениями подраздела 6.3
настоящего стандарта. Работоспособность элемента будет считаться обеспеченной
при выполнении условия:
(S
f
)
min
≥ S
R
+ с
2
,
где S
f
- фактическая толщина стенки, S
R
- расчётная толщина стенки, с
2
- эксплуатационная прибавка.
Рекомендуется в расчётах принимать с
2
= 0,5 мм для трубопроводов, работающих при температуре выше 350 °С и с
2
= 1,0 мм
- для остальных трубопроводов.
В качестве основных элементов трубопровода, подлежащих контрольному расчёту на прочность, следует принимать прямые
трубы, колена, тройники и переходы.
8.8.10 Для трубопроводов с температурой эксплуатации выше 250 ° С при выявлении отклонений и дефектов в ОПС и
отклонений от проекта в трассировке требуется проведение поверочного расчета с учётом всего комплекса нагружающих
факторов (на прочность и самокомпенсацию).
8.8.11 Поверочный расчёт на циклическую прочность выполняется для гибов трубопроводов питательной воды (установок
среднего давления), а также для гибов остальных трубопроводов, если по результатам их контроля на внутренней поверхности
металла обнаружены дефекты коррозионно-механического происхождения. Расчёт на циклическую прочность выполняется с
учётом коррозионного фактора среды.
8.8.12 При интенсивной местной или общей коррозии металла трубопровода (фактическая средняя скорость коррозии
превышает 0,1 мм/год) следует выполнить расчёт на прочность по минимальной фактической толщине стенки с учётом её
последующего утонения на конец планируемого
срока эксплуатации.
Если по результатам такого расчёта нормативные условия прочности не выполняются для каких-либо элементов,
поражённых локальной (язвенной) коррозией, допускается производить расчёт по фактической среднеинтегральной толщине
стенки элемента. В этом случае выбор расчётной методики и выполнение расчётов относится к компетенции
специализированной организации.
8.8.13 Необходимость проведения определенного вида расчета и его методика могут быть уточнены в каждом конкретном
случае специализированной организацией.
8.8.14 Возможность, сроки и условия дальнейшей эксплуатации трубопроводов следует определять по результатам контроля
и расчетов на прочность.
Необходимым условием возможности дальнейшей безопасной эксплуатации трубопровода при расчетных или разрешенных
параметрах является соответствие элементов трубопровода условиям прочности, а также выполнение обязательных требований
пунктов 7.2.1
и 7.2.5 настоящего стандарта.
8.8.15 Если по условиям прочности при статическом нагружении отдельные элементы или узлы трубопровода из-за утонения
стенок от коррозии, эрозии или каких либо других повреждений, а также из-за снижения механических свойств основного
металла или сварных соединений или пониженных запасов прочности не выдерживают расчётное давление и температуру,
продление срока эксплуатации возможно после
восстановительного ремонта или замены элементов (узлов), не
удовлетворяющих условиям прочности, или при установлении дополнительных требований к условиям эксплуатации
трубопровода, включая параметры его работы, а также контроль и проверку состояния трубопровода в процессе разрешённого
срока эксплуатации.
Для трубопроводов из стали 20, работающих при температуре выше 350 °С, допускается продление срока эксплуатации при
пониженных коэффициентах запаса прочности. При этом фактические коэффициенты запаса прочности должны быть не ниже
1,35, а допускаемый срок продления в этом случае должен быть сокращён в зависимости от конкретных значений коэффициент
а
запаса прочности и фактического состояния металла по результатам контроля и исследований.
8.8.16 Трубопровод считается пригодным к дальнейшей эксплуатации, если по результатам его обследования
подтверждается, что состояние основного и наплавленного металла удовлетворяет требованиям настоящего стандарта и
действующей нормативной документации; коррозионный и эрозионный износ, а также изменения в состоянии трассы и
геометрических размеров элементов трубопровода обеспечивают нормативные запасы прочности.
При необходимости оценки остаточного ресурса трубопроводов с учётом цикличности нагружения (п. 8.8.11) или коррозии
металла (п. 8.8.12
), а также для трубопроводов с температурой эксплуатации 390 °С и более допускаемый срок продления
эксплуатации трубопровода устанавливается на основании результатов расчётов на прочность с учётом этих факторов.
8.8.17 Контролируемый трубопровод может быть допущен к дальнейшей эксплуатации сроком не более, чем на 8 лет, а для
трубопроводов с температурой выше 350 °С - не более, чем на 50 тыс. часов, на основании положительных результатов
контроля,
р
асчетов на прочность и гидравлических испытаний при соблюдении установленных требований по условиям
(регламенту) пуска и эксплуатации трубопровода, а также рекомендаций заключения по итогам обследования.
8.8.18 По истечению дополнительно назначенного срока службы трубопровода, установленного по результатам первичного
(предыдущего) диагностирования, следует провести очередной (повторный) контроль (диагностирование) трубопровода для
определения возможности, условий и срока его дальнейшей эксплуатации. Программа последующего (повторного)
диагностирования может отличаться от программы предыдущего технического диагностирования трубопровода.
8.9. Сосуды, работающие под давлением
Введено с 30.06.2008СТО 17230282.27.100.005-2008 Основные элементы котлов, т
у
рбин и тр
у
б
...
NormaCS® (NRMS10-05534) www.normacs.ru 15.07.2010 Стр. 195 из 261
8.9.1 Сосуды, работающие под давлением, могут быть допущены в дальнейшую эксплуатацию после отработки назначенного
или дополнительно назначенного срока службы на основании положительных результатов технического диагностирования и
контрольного расчёта на прочность.
8.9.2 Техническое диагностирование сосуда включает следующие виды работ:
анализ технической и эксплуатационной документации;
неразрушающий контроль металла и сварных соединений исследования состояния металла на вырезке (при
необходимости);
анализ результатов контроля (исследований);
контрольный расчёт на прочность и поверочный расчёт на циклическую прочность (долговечность) - последнее при
необходимости;
поверочный расчет на хрупкую прочность - при необходимости;
обобщающий анализ с установлением возможности, условий и срока дальнейшей эксплуатации сосуда;
оформление результатов с выпуском Заключения экспертизы промышленной безопасности.
8.9.3 Эксплуатационная и техническая документация включает в себя: паспорт сосуда (с приложениями), чертежи, сменный и
ремонтный журналы, формуляры, предписания инспекции Госгортехнадзора (Ростехнадзора), заключения по ранее
выполненным обследованиям (диагностированиям) и др.
8.9.4. Анализ технической и эксплуатационной документации проводится в целях ознакомления с конструкцией,
материалами и особенностями изготовления, характером и конкретными условиями работы сосуда на протяжении всего срок
а
эксплуатации.
8.9.5 Анализ технической и эксплуатационной документации включает:
установление сроков изготовления, пуска в эксплуатацию и регистрации сосуда, а также предприятия-изготовителя и
возможного предыдущего владельца;
анализ конструктивных особенностей сосуда, основных размеров элементов, материалов, включая сертификатные данные
(при их наличии), и технологии изготовления, а также сведений о проверке качества сосуда на заводе-изготовителе;
оценку проектных технических характеристик и их соответствия фактическим условиям эксплуатации по температуре,
давлению, рабочей среде, а также анализ особенностей эксплуатации (стационарный или переменный режимы работы,
количество пусков-остановов и гидроиспытаний, возможность колебаний давления с размахом более 15 % о
т
номинального значения и ориентировочная периодичность этих колебаний);
анализ результатов технических освидетельствований, осмотров, гидравлических испытаний и обследований сосуда,
а
также данных о повреждениях, ремонтах и реконструкциях.
По результатам анализа эксплуатационно-технической документации определяются элементы или зоны сосудов,
работающие в наиболее напряженных условиях, при которых возможно образование дефектов или изменение структуры и
свойств металла в процессе эксплуатации.
8.9.6 Программы контроля сосудов после отработки назначенного (или дополнительно назначенного) срока службы,
включающие методы, объёмы, элементы и зоны контроля, приведены в п. 5.6.9
(табл. 5.30 5.34) настоящего стандарта.
Программы конкретизированы по различным видам сосудов в зависимости от условий и параметров их эксплуатации.
Необходимость проведения исследований металла на вырезках из сосудов определяется специализированной организацией в
зависимости от конкретной ситуации.
8.9.7 Установленные по результатам анализа технической документации данные по материалам и технологии изготовления
сосудов с учётом параметров эксплуатации должны быть сопоставлены с требованиями соответствующих нормативных
документов (Правил Государственного надзорного органа, технических условий) в части их удовлетворения этим требованиям.
8.9.8 Выявленные по результатам контроля отклонения в размерах и форме элементов сосуда, а также дефекты металла и
сварных соединений не должны выходить за пределы требований норм оценки качества - подразделы 7.5
и 7.6 настоящего
стандарта.
8.9.9 Контрольный расчёт на прочность сосудов выполняют в соответствии с положениями подраздела 6.3 настоящего
стандарта и ГОСТ
14249-89, ГОСТ 24755-89. Работоспособность элемента сосуда будет считаться обеспеченной при
выполнении условия:
(S
f
)
min
≥ S
R
+ c
2
.
Рекомендуется в расчётах принимать с
2
= 1,0 мм для сосудов, работающих со взрывоопасной газообразной средой (водород,
кислород), с кислотами и пароводяной средой (деаэраторы, расширители, теплообменники и др.) и с
2
= 0,5 мм - для остальных
сосудов.
Допускается не выполнять контрольный расчёт на прочность, если материалы, технология изготовления сосудов с учётом
условий их работы соответствуют требованиям в этой части нормативной документации; размеры, форма и состояние металл
а
элементов, включая фактор повреждённости, удовлетворяют требованиям НД и нормам подраздела 7.5 настоящего стандарта,
а
утонение стенки элементов, работающих под давлением, не превышает 5 % относительно номинальной (паспортной) толщины.
8.9.10 Поверочный расчёт на циклическую прочность выполняется в соответствии с положениями п. 6.3.6. настоящего
стандарта и ГОСТ
25859-83 в следующих случаях:
при обнаружении любых, выходящих за пределы требований норм (подраздел 7.5 настоящего стандарта), отклонений, в
том числе локальных, в геометрии элементов, работающих под давлением;
при наличии недопустимых дефектов в основных сварных соединениях сосуда;
при выявлении в металле и сварных соединениях элементов, работающих под давлением, повреждений коррозионно-
механического происхождения;
если число циклов изменения давления и температурных напряжений при работе сосуда при переменном режиме за весь
срок эксплуатации превышает 1000. При этом учитывается количество пусков-остановов сосуда, гидроиспытаний и
циклов переменных давлений, если размах колебаний давления превышает 15 % от номинального значения;
Количество циклов при расчете на усталостную прочность за весь период эксплуатации принимается по данным владельц
а
сосуда, но в любом случае оно должно быть не менее 200.
Допускается определять количество циклов нагружения на период продлённого срока пропорционально сроку наработки и
количеству циклов за весь предшествующий период эксплуатации.
8.9.11 При интенсивной местной или общей коррозии металла элементов сосуда (средняя скорость коррозии превышает 0,1
мм/год) следует выполнить расчет на прочность по минимальной фактической толщине стенки с учетом ее последующего
утонения на конец планируемого срока эксплуатации.
8.9.12 Для ресиверов,
у
становленных на открытых площадках (или в неотапливаемых помещениях) в климатических зонах,
Введено с 30.06.2008СТО 17230282.27.100.005-2008 Основные элементы котлов, т
у
рбин и тр
у
б
...
NormaCS® (NRMS10-05534) www.normacs.ru 15.07.2010 Стр. 196 из 261
где температура воздуха в наиболее холодный период времени опускается ниже минус 30 °С, а для сосудов из стали 3 (Ст3) -
ниже минус 20 °С - альтернативой исследованиям металла на вырезке (см. п. 5.6.9
)
я
вляется поверочный расчет на хрупкую
прочность.
Расчёт на хрупкую прочность следует выполнять в соответствии с положениями п. 6.3.8 настоящего стандарта. Допускается
для этих целей пользоваться методикой, приведенной в Приложении Ц
настоящего стандарта.
8.9.13 Необходимость проведения определенного вида расчета и его методика могут быть уточнены специализированной
организацией в каждом конкретном случае.
8.9.14 Возможность, сроки и параметры дальнейшей эксплуатации сосудов следует определять по результатам технического
диагностирования и расчетов на прочность.
Необходимым условием возможности дальнейшей безопасной эксплуатации сосуда при расчетных или разрешенных
параметрах является соответствие его элементов условиям прочности, а также выполнение обязательных требований раздел
а
7.5 настоящего стандарта.
8.9.15 Если по условиям прочности при статическом нагружении отдельные элементы или узлы сосуда из-за утонения стенок
от коррозии, эрозии или каких либо других повреждений или отклонений, а также из-за снижения механических свойств
основного металла или сварных соединений не обеспечивают нормативного запаса прочности при расчетных параметрах,
продление срока эксплуатации возможно при
установлении пониженных параметров или после восстановительного ремонт
а
элементов (узлов), не удовлетворяющих условиям прочности.
8.9.16 Сосуд считается пригодным к дальнейшей эксплуатации, если по результатам его диагностирования подтверждается,
что состояние металла и сварных соединений удовлетворяет требованиям настоящего стандарта и действующей нормативной
документации; коррозионный и эрозионный износ, а также изменение геометрических параметров элементов не выводят запасы
прочности ниже нормативных значений.
При необходимости оценки остаточной долговечности сосуда с учётом усталостного нагружения (п. 8.9.10) или коррозии
металла (п. 8.9.11
), или по условиям хрупкой прочности (п. 8.9.12) допускаемый срок продления эксплуатации сосуд
а
устанавливается на основании результатов расчётов на прочность с учётом этих факторов.
8.9.17 Если по результатам технического диагностирования и расчетов на прочность дальнейшая эксплуатация сосуд
а
разрешается на пониженном давлении, эксплуатирующей сосуд организации необходимо произвести перерасчет пропускной
способности предохранительных устройств и перенастроить автоматику сосуда на новое разрешенное давление.
8.9.18 Диагностируемый сосуд может быть допущен к дальнейшей эксплуатации при расчетных или сниженных параметрах
сроком не более, чем на 8 лет на основании положительных результатов технического диагностирования,
р
асчетов на прочность
и гидравлических испытаний при соблюдении установленных требований по условиям (регламенту) пуска и эксплуатации
сосуда.
8.9.19 По истечению срока службы сосуда, установленного по результатам первичного диагностирования, следует провести
очередное техническое диагностирование сосуда для определения возможности, условий и сроков его дальнейшей
эксплуатации. Программа последующего (повторного) технического диагностирования может отличаться от программы
первичного технического диагностирования сосуда.
8.10 Паровые котлы с давлением до 4,0 МПа и водогрейные котлы с температурой выше 115 °С.
8.10.1 Паровые котлы с давлением до 4,0 МПа и водогрейные котлы с температурой выше 115 ° С (при дальнейшем
изложении в настоящем подразделе стандарта - «паровые и водогрейные котлы» или «котлы») могут быть допущены в
дальнейшую эксплуатацию
после отработки назначенного срока службы на основании положительных результатов
технического диагностирования, включая контрольные расчёты на прочность и гидравлическое испытание пробным давлением.
8.10.2 Комплекс мероприятий по продлению срока безопасной эксплуатации котла, отработавшего назначенный срок
службы, включает:
анализ технической и эксплуатационной документации;
неразрушающий контроль металла элементов;
исследования состояния металла на вырезках (при необходимости);
анализ результатов контроля (и исследований);
контрольный расчёт на прочность и оценку остаточного ресурса - последнее при необходимости;
гидравлическое испытание котла пробным давлением;
обобщающий анализ с установлением возможности, условий и срока дальнейшей эксплуатации;
оформление результатов с выпуском Заключения экспертизы промышленной безопасности.
8.10.3 Анализ технической и эксплуатационной документации проводится для ознакомления с конструктивными
особенностями, материалами, технологией изготовления и условиями эксплуатации котла, а также для выявления мест и
возможных причин образования дефектов в металле элементов в результате эксплуатации.
Анализ технической документации включает:
проверку соответствия фактических режимов эксплуатации проектным по температуре, давлению, по качеств
у
питательной воды;
анализ материалов и технологии изготовления элементов для выявления возможных отклонений от требований
действующей ИД;
анализ данных о повреждениях, ремонтах, заменах, реконструкциях, осмотрах, очистках, промывках элементов котла,
результатах технических освидетельствований, гидравлических испытаний:
установление отечественных аналогов иностранных марок сталей при диагностике металла котла импортной поставки;
определение длительности эксплуатации оборудования в аномальных условиях, анализ обстоятельств и причин
аварийных остановов и определение зон элементов, которые могли подвергаться негативному воздействию;
систематизация информации о наличии дефектов, интенсивности их развития, а также о возможных изменениях
механических характеристик и структуры металла элементов в процессе эксплуатации.
Результаты анализа технической документации используются для составления и корректировки индивидуальной программы
диагностирования.
8.10.4 Программы контроля котлов после исчерпания назначенного (или дополнительно назначенного) срока службы,
включающие методы, объёмы, элементы и зоны контроля, приведены в п. 5.6.10
настоящего стандарта (п.п. 5.6.10.9 - табл. 5.35
5.40). Программы конкретизированы по различным типам котлов в зависимости от их конструктивных особенностей,
принципа действия, а также условий и параметров эксплуатации. На те типы котлов, для которых отсутствуют программы
контроля, следует разработать индивидуальную программу, базируясь на одной из приведенных в п.п. 5.6.10.9
программ, в
наибольшей степени соответствующей требуемому типу котла.
Необходимость проведения исследований металла на вырезках из элементов котла определяется специализированной
Введено с 30.06.2008СТО 17230282.27.100.005-2008 Основные элементы котлов, т
у
рбин и тр
у
б
...
NormaCS® (NRMS10-05534) www.normacs.ru 15.07.2010 Стр. 197 из 261
организацией, исходя из конкретной ситуации.
8.10.5 Установленные по результатам анализа технической документации данные по материалам и технологии изготовления
элементов котла с учётом параметров их эксплуатации должны быть сопоставлены с требованиями соответствующих
нормативных документов (Правил Государственного надзорного органа, технических условий) в части их удовлетворения этим
требованиям.
8.10.6 Выявленные по результатам контроля отклонения в размерах и форме элементов котла, а также дефекты металла и
сварных соединений не должны выходить за пределы требований норм оценки качества - подразделы 7.6
и 7.7 настоящего
стандарта.
8.10.7 Контрольный расчёт на прочность элементов котла от действия внутреннего давления выполняют в соответствии с
положениями подраздела 6.3
настоящего стандарта.
Работоспособность элемента котла будет считаться обеспеченной при выполнении условия:
(S
f
)
min
≥ S
R
+ c
2
.
Эксплуатационную прибавку с
2
принимают равной в интервале значений с
2
= 0,3 1,0 мм в зависимости от типоразмер
а
элемента и условий взаимодействия металла с рабочими средами.
В качестве основных элементов котла, подлежащих контрольному расчёту на прочность,
р
екомендуется принимать
барабаны, коллектора, перепускные (необогреваемые) трубы и трубы поверхностей нагрева.
8.10.8. Контрольный расчёт на прочность является обязательным для элементов, в которых по результатам контроля
выявлены отклонения в размерах или (и) форме, или дефекты металла, недопустимые требованиями норм качества (подразделы
7.6
и 7.7 настоящего стандарта).
8.10.9. Для элементов пароперегревательного тракта котлов (среднего давления) с расчётной температурой более 390 °С
выполняется оценка остаточного ресурса с учётом результатов проведенного контроля состояния металла.
Для котлов с наработкой более 400 тыс. часов оценку остаточного ресурса элементов с рабочей температурой выше 390 °С
следует проводить с учётом фактических свойств длительно работающего металла, полученных на вырезках.
8.10.10 Поверочный расчёт на циклическую прочность проводится для барабанов и гибов котла (с наружным диаметром 57
мм и более) при наличии документально подтверждённых сведений, что количество пусков котла превышает 500 или в случае
обнаружения по результатам контроля дефектов на внутренней поверхности элементов, имеющих коррозионно-усталостную
природу. Расчёт на циклическую прочность выполняется с учётом коррозионного
фактора среды.
8.10.11 При интенсивной местной или общей коррозии металла элементов котла (средняя фактическая скорость коррозии
превышает 0,1 мм/год) следует выполнить расчёт на прочность по минимальной фактической толщине стенки с учётом её
дальнейшего утонения на конец планируемого срока эксплуатации.
8.10.12 Необходимость проведения определенного вида расчета и его методика могут быть уточнены в каждом конкретном
случае по решению специализированной организации.
8.10.13 Возможность, условия и срок дальнейшей эксплуатации котла определяют по результатам контроля (включая при
необходимости исследования металла), расчетов на прочность и гидравлического испытания пробным давлением.
Обязательным условием возможности дальнейшей безопасной эксплуатации котла на расчетных или разрешенных
параметрах является соответствие элементов котла условиям прочности, а также выполнение обязательных требований
подразделов 7.6
и 7.7 настоящего стандарта.
В обоснованных случаях допускается продление срока эксплуатации котла при пониженных для отдельных элементов
коэффициентах запаса прочности не более, чем до 1,4 для трубных элементов и до 1,45 для барабанов (по пределу текучести
металла при расчётной температуре).
8.10.14 По результатам технического диагностирования котлов, отработавших назначенный срок службы, принимается одно
из решений:
продолжение эксплуатации на расчетных или разрешенных параметрах;
продолжение эксплуатации с ограничением параметров;
ремонт;
реконструкция;
использование по иному назначению;
вывод из эксплуатации.
8.10.15 Решение о продолжении эксплуатации с ограничением параметров принимается в случае, если по условию прочности
при статическом нагружении отдельные элементы котла не выдерживают расчётное давление и температуру. Альтернативой
снижения параметров является замена не удовлетворяющих нормам качества или условиям прочности элементов.
Разрешенное по результатам контроля и расчётов на прочность сниженное давление не должно быть ниже его величины,
установленной предприятием-изготовителем. При этом эксплуатирующая котёл организация должна провести расче
т
(проверку) пропускной способности предохранительных клапанов и на основании полученных результатов настроить
автоматику котла на разрешенное (сниженное) давление. Если пропускная способность предохранительных клапанов в новых
условиях окажется недостаточной, то их нужно заменить на другие с большим проходным сечением.
8.10.16 Котел допускается к дальнейшей эксплуатации на расчетных или сниженных параметрах при соблюдении требований
заводской инструкции и другой нормативной документации по условиям безопасной эксплуатации паровых и водогрейных
котлов.
8.10.17 Рекомендуемый срок продления дальнейшей безопасной эксплуатации котла на расчетных (разрешенных) или н
а
сниженных параметрах должен быть кратным периоду между очередными техническими освидетельствованиями котла, но не
должен превышать восьми лет.
8.10.18 По истечении рекомендуемого срока продления дальнейшей эксплуатации котла, проводится очередное техническое
диагностирование для установления нового (дополнительно назначенного) срока службы котла.
Программа последующего технического диагностирования может отличаться от программы первичного (или предыдущего)
диагностирования.
8.10.19 Чугунные экономайзеры
8.10.19. 1 Возможность, параметры и срок дальнейшей безопасной эксплуатации чугунного экономайзера, отработавшего
назначенный срок службы, определяется по результатам его технического диагностирования, включая гидравлическое
испытание пробным давлением.
8.10.19.2 Продолжение дальнейшей безопасной эксплуатации чугунного экономайзера на расчетных или разрешенных
параметрах возможно:
при отсутствии недопустимых дефектов в элементах;
после восстановительного ремонта;
Введено с 30.06.2008СТО 17230282.27.100.005-2008 Основные элементы котлов, т
у
рбин и тр
у
б
...
NormaCS® (NRMS10-05534) www.normacs.ru 15.07.2010 Стр. 198 из 261
после замены изношенных элементов на новые;
при положительных результатах гидравлического испытания экономайзера пробным давлением.
8.10.19.3 Рекомендуемый срок продления безопасной эксплуатации экономайзера на расчетных (разрешенных) параметрах
следующий:
при эксплуатации экономайзера с котлом, работающем на топливе с приведенным содержанием серы более 0,2 % - четыре
года;
при эксплуатация экономайзера с котлом, работающем на топливе с приведенным содержанием серы не более 0,2 % -
восемь лет;
при эксплуатации экономайзера с котлом, работающем на газовом топливе - двенадцать лет.
8.10.19.4 По истечении рекомендуемого срока продления безопасной эксплуатации экономайзера, проводится очередное
техническое диагностирование для определения возможности, условий и нового (дополнительно назначенного) срок
а
дальнейшей безопасной эксплуатации экономайзера.
8.11 Требования к оформлению Заключения (Экспертного или Экспертизы промышленной безопасности) по
р
ез
у
льтатам обследования и продлению срока службы оборудования.
8.11.1 Заключение по обобщению результатов обследования и продлению срока эксплуатации оборудования после
отработки назначенного срока службы или ресурса должно быть составлено по типовой форме в виде технического отчёта и
содержать следующие разделы.
8.11.1.1 Вводная часть
- Даётся полное наименование оборудования с указанием эксплуатирующей организации.
- Мотивы постановки работы (отработка паркового или назначенного, или дополнительного назначенного ресурса; авария;
длительная консервация или др.).
- Цель работы.
- Перечисление нормативной документации, на основании которой выполняется работа.
8.11.1.2 Основные сведения о диагностируемом оборудовании (паспортные данные).
- Наименование оборудования (полное), заводской и регистрационный номера.
- Дата изготовления и дата пуска в эксплуатацию.
- Расчётные параметры.
- Основные элементы, их количество и типоразмер.
- Материал и технология изготовления основных элементов.
- Сведения о сварных соединениях.
- Информация о дефектоскопическом контроле при изготовлении или монтаже.
- Наработка и количество пусков.
- Сведения о фактических параметрах эксплуатации.
8.11.1.3 Результаты анализа технической документации:
- Краткий анализ по материалам изготовления, типу сварных соединений (при необходимости анализ сертификатных
данных).
- Для оборудования, работающего при температуре выше t
c
(п.п. 6.3.3.3, 6.3.3.4 настоящего стандарта), анализ среднегодовых
параметров эксплуатации в сочетании с соответствующими наработками.
- Сводные данные по результатам предыдущих проверок и освидетельствований.
- Сведения о ремонтах, заменах и реконструкциях; анализ причин, послуживших основанием для ремонта, замены или
реконструкции.
- Данные о специфических особенностях эксплуатации (отклонениях от расчётных режимов или параметров и т.д.), если
таковые имели место.
- Краткий анализ результатов предыдущего диагностирования, если таковое проводилось.
8.11.1.4 Результаты текущего обследования (диагностирования):
- Сведения о лаборатории неразрушающего контроля, выполнившей текущее диагностирование оборудования, включая
свидетельство об аттестации, данные о квалификации специалистов неразрушающего контроля.
- Описание и анализ результатов обследования по различным видам неразрушающего контроля, в том числе по визуально-
измерительному контролю, по дефектоскопии сварных соединений и основного металла элементов, по толщинометрии и
измерению твердости металла.
- Анализ повреждаемости по результатам выполненного контроля в случае обнаружения дефектов в металле или (и) сварных
соединениях.
- Описание и анализ результатов исследования состояния металла, выполненного непосредственно на объекте или в
лабораторных условиях на локальных отборах проб или полномасштабных вырезках металла.
- Условия проведения и результаты гидроиспытаний (если они проводились).
8.11.1.5 Контрольный расчёт на прочность и оценка (при необходимости) остаточного ресурса:
- Даётся краткая ссылка на методику расчёта, приводятся исходные данные, основные расчётные формулы и результаты
расчёта.
- Краткий анализ результатов расчёта и резюме: удовлетворяет или не удовлетворяет рассчитываемый элемент требуемым
условиям прочности.
- При необходимости, если не удовлетворяются требуемые условия прочности, может быть приведен расчёт допустимых
параметров эксплуатации оборудования.
- В необходимых случаях, оговоренных в предыдущих подразделах настоящего раздела стандарта, приводится расчё
т
остаточного ресурса (по временной или циклической наработке). Также в необходимых случаях проводится расчёт на хрупкую
прочность или расчёт живучести элементов оборудования.
8.11.1.6 Выводы и рекомендации (Заключение)
По результатам проведенного обследования и расчётных оценок формулируются выводы и рекомендации, дающие
представление о техническом состоянии диагностируемого оборудования и устанавливающие возможность, условия и срок его
дальнейшей безопасной эксплуатации.
Рекомендации могут содержать требования по дополнительному промежуточному (до истечения дополнительно
назначенного ресурса) контролю металла элементов, по их частичной замене или ремонту. Также могут быть даны
рекомендации по расширению объёма контроля при проведении следующего диагностирования.
8.11.1.7 Перечень нормативной документации и других источников, использованных при подготовке Заключения.
8.11.2 В случае необходимости разработки индивидуальной программы диагностирования оборудования таковая программ
а
прикладывается к Заключению. Рекоменд
у
ется помещать индивид
у
альн
у
ю программ
у
в Приложении к Заключению.
Введено с 30.06.2008СТО 17230282.27.100.005-2008 Основные элементы котлов, т
у
рбин и тр
у
б
...
NormaCS® (NRMS10-05534) www.normacs.ru 15.07.2010 Стр. 199 из 261
К Заключению прикладываются копии необходимых лицензий, сертификатов, свидетельств об аккредитации или аттестации.
8.11.3 На оборудование, поднадзорное Ростехнадзору, оформляется Заключение экспертизы промышленной безопасности.
Заключение экспертизы промышленной безопасности оформляется в соответствии с установленной формой. Перечисленные в
п. 8.11.1
составляющие (разделы) должны в кратком виде входить в Заключение экспертизы промышленной безопасности.
Допускается продление срока службы поверхностей нагрева котлов (п. 8.2.1 настоящего раздела стандарта) выполнять н
а
основе Экспертного Заключения, не оформляя при этом Заключение экспертизы промышленной безопасности, с вытекающими
из этого действиями.
Если продление срока эксплуатации выполняется для незначительной группы элементов в составе оборудования (например,
несколько единиц гибов в составе паропровода - см. п.п. 8.3.8.7
), допускается осуществлять продление срока службы данной
группы элементов посредством выпуска Экспертного Заключения. Экспертное Заключение утверждается руководителем
организации.
8.11.4 Заключение (экспертное или экспертизы промышленной безопасности) на оборудование высокого давления - котлы,
турбины, паропроводы с номинальным давлением пара выше 4,0 МПа и трубопроводы горячей воды с номинальным давление
выше 8,0 МПа - действует совместно с Решением эксплуатирующей организации на продление срока службы. Первичная
техническая документация по контролю металла содержится в указанном Решении и к Заключению
может не прикладываться.
Заключение на другие виды оборудования (паровые и водогрейные котлы, трубопроводы пара и горячей воды, турбины и
сосуды) должно содержать в Приложении копии первичных документов по контролю металла.
8.11.5 Процедура допуска в дальнейшую эксплуатацию оборудования, прошедшего техническое диагностирование и
экспертизу (экспертизу промышленной безопасности), на основании Заключения (экспертного или ЭПБ) осуществляется в
соответствии с требованиями действующей в этой части нормативной документации.
8.11.6 Заключение хранится в эксплуатирующей организации совместно с технической документацией (паспортом и др.) н
а
оборудование. Один экземпляр Заключения хранится в организации, выпустившей его.
9 Оценка и подтверждение соответствия
9.1 Оценке соответствия требованиям настоящего стандарта подлежат:
- качество металла тепломеханического оборудования ТЭС;
- объем, сроки (периодичность) и методы контроля металла;
- методики контроля (неразрушающего и разрушающего) металла;
- методики расчета напряженного состояния и ресурса элементов оборудования.
9.2 Формы оценки соответствия объектов регулирования следующие.
Качество металла тепломеханического оборудования ТЭС:
- государственный контроль (надзор);
- испытания металла силами испытательных лабораторий, входящих в структуру эксплуатирующей организации, или
сторонних организаций;
- техническое освидетельствование оборудования;
- экспертиза промышленной безопасности оборудования;
- техническое диагностирование оборудования.
Объем, сроки (периодичность) и методы контроля металла:
- государственный контроль (надзор);
- надзор ведомственной инспекцией;
- производственный контроль эксплуатирующей организацией;
- экспертиза промышленной безопасности оборудования;
- техническое диагностирование оборудования.
Методики контроля металла:
- подтверждение соответствия.
Методики расчета напряженного состояния и ресурса элементов оборудования:
- подтверждение соответствия.
9.3 Подтверждение соответствия методик контроля металла и расчета нормам и требованиям настоящего стандарт
а
осуществляется в форме добровольной сертификации.
Подтверждение соответствия не требуется для методик, приведенных в СТО РАО «Тепловые электрические станции.
Методики оценки состояния основного оборудования» (Приказ РАО «ЕЭС России от 28.03.2007 г. № 200).
Порядок и процедура подтверждения соответствия объектов технического регулирования требованиям настоящего стандарт
а
устанавливается органами по добровольной сертификации, действующими в электроэнергетике, или Национальным органом
Российской Федерации по стандартизации в соответствии с федеральным законом № 184
-ФЗ (в ред. Федеральных законов о
т
09.05.2005 № 45-ФЗ, от 01.05.2007 № 65-ФЗ).
ПРИЛОЖЕНИЯ
Приложение А
(рекомендуемое)
Порядок ведения учётно-отчётной документации
Необходимый перечень отчетной документации по контролю металла устанавливается внутренними распорядительными
документами технического руководства ТЭС согласно действующим в системе неразрушающего контроля нормативным
документам.
Основными регламентируемыми документами по результатам контроля являются:
- Рабочий журнал (учетный документ);
- Протоколы или Заключения по результатам контроля (отчетный документ);
- Журнал регистрации отчетной документации (учетный документ).
А.1 Рабочий журнал.
Рабочий журнал составляется отдельно на каждый вид контроля. Он должен содержать следующие обязательные разделы и
сведения:
- наименование объекта контроля (полное описание с указанием номера, чертежа, формуляра и т.п.);
- основные характеристики ОК (типоразмер, материал, конструкция);
- объем контроля или участки контроля (с указанием месторасположения);
- дата и вид (назначение) контроля: входной (монтаж, ремонт), периодический (эксплуатация) и т.п.;
- параметры контроля (режимы аппаратуры, настройка и т.п.);
- тип, марка и заводской номер использ
у
емой аппарат
у
ры, технических средств и материалов;
Введено с 30.06.2008СТО 17230282.27.100.005-2008 Основные элементы котлов, т
у
рбин и тр
у
б
...
NormaCS® (NRMS10-05534) www.normacs.ru 15.07.2010 Стр. 200 из 261