СО 153-34.17.456-2003

МЕТОДИЧЕСКИЕ УКАЗАНИЯ
ПО ОЦЕНКЕ ЖИВУЧЕСТИ ОБОРУДОВАНИЯ ТЕПЛОВЫХ ЭЛЕКТРОСТАНЦИЙ

УТВЕРЖДЕНЫ приказом Минэнерго России от 30.06.03 N 270

Настоящие Методические указания по оценке живучести оборудования тепловых электростанций (СО 153-34.17.456-2003) (далее - Методические указания) распространяются на ответственные элементы турбин, котлов, паропроводов, зданий и сооружений тепловых электростанций (ТЭС).

Настоящие методические указания регламентируют требования к технологиям контроля, восстановления и определения живучести указанных элементов.

1. ОБЩИЕ ПОЛОЖЕНИЯ

1.1. Настоящие методические указания устанавливают порядок работ по контролю, определению и восстановлению живучести элементов оборудования в течение всего жизненного цикла вплоть до полного исчерпания индивидуального ресурса и замены соответствующих элементов.

1.2. Положения настоящих Методических указаний могут использоваться ремонтными, проектными, монтажными организациями и электростанциями.

1.3. На основании настоящих Методических указаний допускается разработка производственных НД по контролю, восстановлению и определению живучести элементов энергооборудования.

1.4. В тексте Методических указаний приняты следующие сокращения и условные обозначения:

2. ОСНОВЫ "ЖИВУЧЕСТИ ТЭС"

2.1. Термин "живучесть" характеризуется как свойство (способность) ответственных элементов оборудования ТЭС, содержащих исходные и развивающиеся в процессе эксплуатации повреждения, реализовывать свое предназначение в пределах проектного, паркового и индивидуального ресурса при установленной системе технического обслуживания и ремонта.

2.2. Основные направления деятельности:

увеличение паркового, группового и индивидуального ресурса (предела живучести) ответственных элементов энергооборудования ТЭС на базе новых научно-технических методов определения конструкционной прочности с учетом результатов проведения сверхдлительных испытаний, накопленного банка данных о повреждениях и сроках надежной эксплуатации без повреждений;

восстановление ресурса наиболее ответственных элементов энергооборудования путем реализации разработок (периодического удаления тонкого поверхностного слоя, накопившего микроповреждения в роторах, полного или частичного удаления трещиноватых зон в корпусах), не требующих больших материальных и трудовых затрат, выполняемых на ТЭС, а в отдельных случаях и в специализированных ремонтных предприятиях;

разработка и систематическое совершенствование методов и средств контроля живучести на базе современных диагностических систем и вычислительной техники (резонансного, электропотенциального, ДАО, телевизионного, микроструктурного мониторинга и др.);

тестирование и совершенствование технологий контроля и восстановления живучести основных элементов энергооборудования на ОМТК.

2.3. Элементы оборудования, зданий и сооружений допускаются к дальнейшей эксплуатации, если по результатам контроля, расчетов и экспертизы они удовлетворяют требованиям действующих НД.

3. ЖИВУЧЕСТЬ ОТВЕТСТВЕННЫХ ЭЛЕМЕНТОВ ТУРБИН

3.1. Общие положения

3.1.1. Настоящие Методические указания регламентируют порядок, периодичность и объем контроля повреждаемых элементов (зон) роторов турбин, эксплуатируемых в условиях ползучести (при температуре от 450 °С и выше), при достижении ими проектного, паркового и индивидуального предела живучести.

3.1.2. Настоящие Методические указания регламентируют процесс контроля состояния отдельных элементов (зон) роторов, включая метрологию и технологию контроля, виды отчетной документации.

3.1.3. Положения настоящих Методических указаний предназначены для предприятий отрасли "Электроэнергетика" и могут быть использованы для предприятий других отраслей, эксплуатирующих тепломеханическое оборудование ТЭС.

3.1.4. Организация, эксплуатирующая электростанцию, организует учет температурного режима работы металла роторов, ведет учет среднегодовых температур эксплуатации, температурного режима пуска и останова энергоблоков, среднегодового давления перед соответствующими клапанами турбины, наработки, числа пусков из разных тепловых состояний и сведений о замене или перемещении роторов с одной турбины на другую и в резерв.

3.1.5. Результаты входного и эксплуатационного контроля роторов могут использоваться при проведении экспертизы и определении возможности дальнейшей эксплуатации роторов.

3.1.6. При положительных результатах диагностирования роторов, срок эксплуатации которых не превысил паркового ресурса, решение о допуске их в эксплуатацию принимает руководитель.

Возможность эксплуатации роторов при выработке паркового ресурса или неудовлетворительных результатах диагностирования определяется на основании дополнительных исследований по оценке технического состояния турбины.

3.2. Технологии контроля состояния роторов

3.2.1. При определении меры живучести роторов контролируются следующие повреждаемые элементы (зоны):

ЦПР (осевой канал);

диски первых наиболее высокотемпературных ступеней РВД и РСД, включая пазы для крепления лопаток, обода, полотна, придисковые галтели, поверхности в районе разгрузочных отверстий;

тепловые канавки концевых, диафрагменных и промежуточных уплотнений, расположенных в зоне ротора с температурой металла выше 400 °С;

полумуфты, включая отверстия под соединительные болты;

упорные гребни;

шейки;

поверхность масляных уплотнений;

остальная поверхность ротора.

3.2.2. Для контроля повреждаемых зон используются следующие технологии:

ВК;

ВДК;

УЗК;

МПД;

ВТК;

ДАО-контроль;

ММ;

измерение твердости (НВ);

контроль биения полумуфт, шеек, гребней ротора;

контроль дефектов упорных гребней;

контроль дефектов шеек;

контроль износа поверхности в зоне масляных уплотнений.

Объем и сроки проведения эксплуатационного контроля элементов (зон) роторов определяются в зависимости от их КО (разд.5).

В качестве браковочного уровня при проведении дефектоскопического контроля принимается глубина поверхностных дефектов для любой зоны ротора 1 мм, а для дефектов, не выходящих на поверхность и выявляемых методами УЗК, - значение эквивалентного диаметра 2 мм. Расчетные оценки для большинства типов роторов показали, что в дефектах таких размеров при всех плановых режимах эксплуатации турбин реализуется КИН, не превышающий пороговые значения (К1п, К1ц) для роторных сталей.

Возможность дальнейшей эксплуатации ротора с выявленными дефектами и ее продолжительность должны определяться расчетом времени до разрушения. Расчетами, выполненными для многих типов роторов с использованием характеристик трещиностойкости, установлено, что время живучести, определенное как время развития трещины от браковочного уровня до допустимого размера, составляет не менее 30000 ч работы турбины в базовом режиме (не менее межремонтного периода). Такой подход может быть также применен при выработке ротором своего расчетного ресурса, но при отсутствии трещин.

Технологии контроля состояния роторов, цели и задачи контроля следующие.

3.2.3. Визуальный контроль