РД 10-577-03. 
6.8 Роторы турбин

РД 10-577-03. 6.8 Роторы турбин
Типовая инструкция по контролю металла и продлению срока службы основных элементов котлов, турбин и трубопроводов тепловых электростанций

      Стройка - Главная Написать нам
 
 
ПК Инфоплюс-смета Сварка - документы Бизнес-планы Исследования Тендеры  
 
 

 

 

 

 

Случайно выбранные документы:
ПБ 09-579-03 - Правила безопасности для наземных складов жидкого аммиака

 

 

 

Сварка ->  Котельное оборудование ->  РД 10-577-03 -> 

 

 

 

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

6.7.3. В случае невозможности удаления имеющейся трещины, а также при прочих неудовлетворительных результатах контроля металла возможность и условия дальнейшей эксплуатации определяются для корпусов с трещинами в недоступных зонах детали в соответствии с требованиями [7], в других зонах - в соответствии с [8].

 

6.8 Роторы турбин

 

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

6.8.2. Нормы оценки качества металла в районе осевого канала:

остаточная деформация, измеренная со стороны осевого канала, не должна превышать 1% диаметра осевого канала для роторов из сталей Р2 и Р2МА и 0,8% для роторов из сталей других марок;

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

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

не должно быть коррозионных повреждений глубиной более 2 мм;

не допускается наличие протяженных трещиноподобных дефектов глубиной более 1 мм;

6.8.3. В объеме поковки не допускаются дефекты, размер которых по сопоставлению с плоским отражателем, а также их количество превосходят следующие нормы:

общее количество дефектов эквивалентным диаметром от 2 до 4 мм включительно - 30 шт., в том числе в районе бочки - 10 шт.; расстояние между дефектами в районе бочки должно быть более 50 мм;

расстояние между расположенными в обоих концах ротора отдельными дефектами эквивалентным диаметром от 2 до 4 мм включительно - 50 мм; при расположении их на одной прямой, параллельной оси ротора, - 30 мм, в одном радиальном направлении - 15 мм;

общее количество дефектов эквивалентным диаметром от 4 до 6 мм включительно - 10 шт., расстояние между ними должно быть более 50 мм;

дефекты эквивалентным диаметром более 6 мм.

Отдельные дефекты эквивалентным диаметром до 2 мм не учитываются.

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

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

6.8.6. При неудовлетворительных результатах контроля возможность и условия дальнейшей эксплуатации ротора определяют специализированные организации.

 

6.9 Крепеж

 

Критериями оценки надежности металла крепежных деталей являются твердость и механические свойства, которые приведены в [20].

 

6.10 Лопатки

 

6.10.1. Рабочие и направляющие лопатки должны удовлетворять требованиям [21].

6.10.2. Коррозионные повреждения рабочих лопаток, работающих в зоне фазового перехода турбин, не должны превышать требований [15].

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

 

6.11 Диски

 

6.11.1. На наружной поверхности дисков (ободе, гребне, полотне, ступичной части, шпоночном пазу) не допускаются дефекты, превышающие требования [18]. Кроме этого не допускаются следы эрозионного износа, превышающие нормы завода - изготовителя турбины.

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

 

6.12 Сварные соединения

 

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

6.12.2. Нормы кратковременных механических свойств металла сварных соединений при измерении твердости и испытании образцов на растяжение и ударный изгиб регламентированы в [23].

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

6.12.4. Нормы оценки качества сварных швов при макроанализе регламентированы [23].

При оценке микроповрежденности металла зон сварного соединения браковочным признаком является наличие цепочек пор ползучести по границам зерен, наличие микротрещин любых размеров, для стали 20 - графитизация 2-го балла и более.

6.12.5. При оценке вязкости разрушения металла шва и зоны сплавления по результатам испытаний образцов с надрезом типа Менаже на статический изгиб браковочным признаком являются значения удельной энергии на зарождение трещины (Аз) и развитие разрушения (Ар):

 

Аз < 0,8 МДж/м2 при температуре 20°C;

Ар < 0,3 МДж/м2 при температуре 20°C;

Аз < 0,4 МДж/м2 при температуре 510-560°C;

Ар < 0,7 МДж/м2 при температуре 510-560°C.

 

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

 


Приложение 1

 

Термины и определения

 

Термин

Определение

1. Гиб

Колено, изготовленное с применением деформации изгиба трубы

2. Деталь

Изделие, изготовленное из однородного материала (без применения сборочных операций)

3. Дефект (ГОСТ 15467-79)

Каждое отдельное несоответствие продукции установленным требованиям

4. Дефектоскопия

Обобщающее название неразрушающих методов контроля материалов (изделий); используется для обнаружения нарушений сплошности или неоднородности макроструктуры

5. Живучесть (ГОСТ 27.002.89)

Свойство объекта, состоящее в его способности противостоять развитию критических отказов из-за дефектов и повреждений при установленной системе технического обслуживания и ремонта, или сохранять ограниченную работоспособность при воздействиях, не предусмотренных условиями эксплуатации, или сохранять ограниченную работоспособность при наличии дефектов или повреждений определенного вида, а также при отказе некоторых компонентов. Примером служит сохранение несущей способности элементами конструкции при возникновении в них усталостных трещин, размеры которых не превышают заданных значений

6. Колено

Фасонная часть, обеспечивающая изменение направления потока рабочей среды на угол от 15 до 180°

7. Колено кованое

Колено, изготовленное из поковки с последующей механической обработкой

8. Колено крутоизогнутое

Колено, изготовленное гибкой, радиусом от одного до трех номинальных наружных диаметров трубы

9. Колено штампосварное

Колено, изготовленное из листа штамповкой и сваркой

10. Коллектор (ГОСТ 23172-78)

Элемент котла, предназначенный для сборки или раздачи рабочей среды, объединяющий группу труб

11. Контроль технического состояния (ГОСТ 20911-89)

Проверка соответствия значений параметров объекта требованиям технической документации и определение на этой основе одного из данных видов технического состояния в данный момент времени.

 

Примечание. Видами технического состояния являются, например, исправное, работоспособное, неисправное, неработоспособное и т.п. в зависимости от значений параметров в данный момент времени

12. Наработка (ГОСТ 20911-89)

Продолжительность работы объекта

13. Предельное состояние

Состояние объекта, при котором его дальнейшая эксплуатация либо восстановление работоспособного состояния невозможны или нецелесообразны

14. Прогнозирование технического состояния (ГОСТ 20911-89)

Определение технического состояния объекта с заданной вероятностью на предстоящий интервал времени.

 

Примечание: Целью прогнозирования технического состояния может быть определение с заданной вероятностью интервала времени (ресурса), в течение которого сохранится работоспособное (исправное) состояние объекта, или вероятности сохранения работоспособного (исправного) состояния объекта на заданный интервал времени

15. Ресурс

Суммарная наработка объекта от начала его эксплуатации или ее возобновления после ремонта до перехода в предельное состояние

16. Ресурс остаточный

Суммарная наработка объекта от момента контроля его технического состояния до перехода в предельное состояние

17. Ресурс парковый

Наработка однотипных по конструкции, маркам стали и условиям эксплуатации элементов теплоэнергетического оборудования, в пределах которой обеспечивается их безаварийная работа при соблюдении требований действующей нормативной документации

18. Служебные свойства металла

Комплекс механических и физических характеристик, используемый в прочностных и тепловых расчетах энергооборудования

19. Средство технического диагностирования (контроля технического состояния) (ГОСТ 20911-89)

Аппаратура и программы, с помощью которых осуществляется диагностирование (контроль)

20. Стыковое сварное соединение

Соединение, в котором свариваемые элементы примыкают друг к другу торцевыми поверхностями и включают в себя шов и зону термического влияния

21. Технический диагноз (результат контроля) (ГОСТ 20911-89)

Результат диагностирования

22. Техническое диагностирование (ГОСТ 20911-89)

Определение технического состояния объекта.

 

Примечание. Задачами технического диагностирования являются:

контроль технического состояния; поиск места и определение причин отказа (неисправности); прогнозирование технического состояния

23. Техническое состояние объекта (ГОСТ 20911-89)

Состояние, которое характеризуется в определенный момент времени, при определенных условиях внешней среды значениями параметров, установленных технической документацией на объект

24. Толщина стенки фактическая

Толщина стенки детали, измеренная на конкретном ее участке при изготовлении или в эксплуатации

25. Условия эксплуатации объекта

Совокупность факторов, действующих на объект при его эксплуатации

 


Приложение 2

 

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

 

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

Работа включает в себя следующие этапы:

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

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

1.2. Измерение геометрических характеристик установленных пружин: количества витков, диаметров прутков и диаметров навивки пружин, а также высот пружин при рабочем состоянии трубопроводов. Кроме того, в месте установки каждой пружинной подвески измеряется расстояние по прямой от узла закрепления на строительных конструкциях до оси трубопровода в месте крепления подвески.

1.3. Проверка работоспособности ОПС трубопроводов, а также возможности свободного перемещения трубопроводов в пространстве при их температурных расширениях.

1.4. Составление ведомостей дефектов трубопроводов (приложение 2.3) на основании данных пп. 1.1—1.3, в которых указываются необходимые мероприятия по устранению дефектов и сроки выполнения этой работы.

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

 

 

Схема паропровода

 

 — опора паропровода (подвижная)

 — опора паропровода (неподвижная)

 — репер для контроля и регистрации тепловых перемещений паропровода

 — репера для замеров остаточных деформаций труб паропровода

 — сварное соединение, выполненное в организации — изготовителе паропровода

 — сварное соединение, выполненное при монтаже паропровода

 — задвижка

 

Примечание. Схема приведена в качестве типовой, составляется эксплуатационным персоналом.

Кроме указанных данных должны быть приложены сертификаты на металл и данные по контролю в объеме требований технических условий на поставку.

 

Рис. 2.1. Схема трубопровода

 

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

2.1. Расчеты трубопроводов проводятся по программе.

2.2. Расчеты выполняются для двух вариантов:

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

2.2.1.1. Расчет выполняется с учетом:

моделирования препятствий для свободного расширения трубопроводов (если таковые имеются);

фактического состояния трасс и ОПС трубопроводов;

фактической нагрузки пружинных опор и подвесок;

фактических длин тяг пружинных подвесок;

фактического веса деталей и элементов трубопровода и тепловой изоляции, смонтированной на трубопроводе до проведения ремонта;

фактических типоразмеров труб, овальности и толщины стенок в растянутой зоне гибов (данные предоставляются лабораторией металлов), жесткости установленных скользящих опор и жестких подвесок.

2.2.1.2. При анализе результатов проведенных расчетов определяются детали и элементы трубопроводов, работающие с наибольшими напряжениями от совместного воздействия всех нагружающих факторов, что является основанием для включения их в контрольную группу.

2.2.2. Вариант 2. Определение предполагаемого расчетного ресурса трубопроводов.

2.2.2.1. Расчет выполняется:

с учетом жесткости установленных (или замененных по результатам обследования) пружин опор и подвесок;

для состояния трубопроводов, отвечающих принятым в НТД требованиям; в частности, дефекты трубопроводов и их ОПС, а также препятствия для свободного температурного расширения должны быть устранены;

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

2.2.2.2. Результаты расчета в дальнейшем используются:

для определения индивидуального ресурса трубопровода (таблица напряжений в сечениях трубопроводов);

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

для контроля за тепловыми перемещениями трубопроводов (перемещения сечений трубопроводов).

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

3.1. Ведомость дефектов трубопроводов (приложение 2.3) и ОПС с отметками об устранении дефектов.

3.2. Расчетная схема трубопровода (приложение 2.4).

3.3. Напряжения в сечениях трубопроводов (приложение 2.5).

3.4. Нагрузки на опоры и подвески трубопроводов (приложение 2.6).

3.5. Результаты контроля за температурными перемещениями трубопровода (приложение 2.7).

4. Последовательность выполнения работ и ответственные ее исполнители.

Проверку ОПС и ПРПС рекомендуется начинать не менее чем за два месяца до капитального ремонта оборудования.

Измерение высот пружин в упругих подвесках и опорах, а также работы по п. 1.3 должны быть выполнены в рабочем состоянии трубопровода.

Работы по пп. 1—3 (за исключением пп. 2.2.1.2, 2.2.2.2) могут выполняться как ответственными за состояние ОПС данного объекта, так и специализированными организациями. Работы по пп. 2.2.1.2, 2.2.2.2 должны выполняться только специализированными организациями, имеющими соответствующие лицензии.

 


Приложение 2.1

 

Утверждаю:

Главный инженер

электростанции

 

ФОРМУЛЯР

 

Отклонение температуры пара паропровода рег. _____.

Номинальная температура пара =____°С.

 

Дата

Отклонение температуры пара от номинального значения, °С

 

5

10

15

20

25

30

 

 

 

 

 

 

 

 

Превышение сверх нормы t5°C = мин

t10°C = мин

Снижение ниже нормы t5°C = час

 t10°C = час

Начальник ПТО электростанции __________________________________________________

Начальник лаборатории металлов _________________________________________________

 


Приложение 2.2

 

Перечень документации

 

1. Ведомость дефектов трубопроводов.

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

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

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

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

Представитель специализированной

организации ____________________________________________________________________

(должность)                                                            (подпись)

 

Представитель эксплуатации

тэс ___________________________________________________________________________

(должность)                                                              (подпись)

 


Приложение 2.3

 

Утверждаю:

Главный инженер____________

___________________________

«____» ___________________ г.

 

Ведомость дефектов трубопроводов

 

 

 

 

 

 

 

 

           
Разместить сайт в каталоге
Разместить статью в каталоге