Международный договор
СНиП от 01 мая 1985 года № РД 34.17.417

Положение об оценке ресурса, порядке контроля и замены гибов необогреваемых труб котлов с рабочим давлением 10 и 14 МПа

Утверждены
Министерством энергетики и электрификации СССР
20 марта 1985 года
Разработаны
Всемирной торговой организацией
01 мая 1985 года,
Уральским филиалом Всесоюзного дважды ордена Трудового Красного Знамени теплотехническим научно-исследовательским институтом имени Ф.Э. Дзержинского
01 мая 1985 года,
Производственным объединением по наладке, совершенствованию технологии и эксплуатации электростанций и сетей «Союзтехэнерго»
01 мая 1985 года
    Срок действия с 01.05.85
    до 01.05.90
    РАЗРАБОТАНО
    Всесоюзным дважды ордена Трудового Красного Знамени теплотехническим научно-исследовательским институтом имени Ф.Э. Дзержинского (ВТИ);
    Уральским филиалом Всесоюзного дважды ордена Трудового Красного Знамени теплотехническим научно-исследовательским институтом имени Ф.Э. Дзержинского (УралВТИ);
    Производственным объединением по наладке, совершенствованию технологии и эксплуатации электростанций и сетей (ПО "Союзтехэнерго")
    ИСПОЛНИТЕЛИ
    В.Ф.Злепко, В.Г. Зеленский, Г.М. Клепче, B.C. Гребенник, М.З. Тайц, А.В. Олохтонов (ВТИ), Ю.В. Балашов, Р.З. Шрон, В.А. Нахалов, И.И. Минц, В.И. Брагина, О.Г. Салашенко (УралВТИ); Ю.Ю. Штромберг, А.П. Кижватов, М.И. Шкляров (ПО "Союзтехэнерго")
    ОДОБРЕНО (Протокол от 25.09.84 г.) на расширенном заседании рабочей группы с участием представителей НПО ЦКТИ и НПО ЦНИИТМАШ по разработке единого руководящего документа по контролю гибов, созданной по Приказу Главтехуправления от 08.06.84 г. № 69
    УТВЕРЖДЕНО Главным техническим управлением по эксплуатации энергосистем Минэнерго СССР 20.03.85г.
    Начальник
    В.И.Горин
    ВВЕДЕНИЕ
    Настоящее "Положение об оценке ресурса, порядке контроля и замены гибов и необогреваемых труб котлов с рабочим давлением 10 и 14 МПа" (далее для краткости - Положение) отменяет:
    - Извещение № 3 "О порядке контроля и замены гибов необогреваемых труб котлов и паропроводов" в соответствии с "Решением по повышению надежности гибов необогреваемых котельных труб и паропроводов на рабочее давление 100 и 140 кгс/см2)". (М.: СЦНТИ ОРГРЭС, 1973);
    - Противоаварийный циркуляр № Т-3/77 "О повышении надежности гибов необогреваемых труб котлов и паропроводов". (М.: СПО Союзтехэнерго, 1978);
    - Противоаварийный циркуляр № Т-4/80 "О предупреждении разрушений гибов необогреваемых труб с застойными зонами на котлах с рабочим давлением 10 и 14 МПа (100 и 140 кгс/см2)". (М.: СПО Союзтехэнерго, 1981);
    - Указание Минэнерго СССР № ЮС-11700 "О предупреждении повреждений гибов необогреваемых труб котлов с рабочим давлением 10 и 14 МПа". (ХОЗУ Минэнерго СССР, 1983);
    - разд. 5.4 "О повышении надежности гибов необогреваемых труб котлов и паропроводов" Сборника директивных материалов по эксплуатации энергосистем (теплотехническая часть). (М.: Энергоиздат, 1981);
    - п. 2.1.6 "Инструкции по контролю за металлом котлов, турбин и трубопроводов. И 34-70-013-84". (М.: СПО Союзтехэнерго, 1984) для рабочего давления 10 и 14 МПа и температур среды менее 450°С.
    1.ОБЩИЕ ПОЛОЖЕНИЯ
    1.1.Положение устанавливает порядок контроля и замены гибов необогреваемых труб с температурой среды (вода, пароводяная смесь, пар) до 450°С находящихся в эксплуатации барабанных и прямоточных котлов с рабочим давлением 10 и 14 МПа независимо от года изготовления котла.
    Контроль гибов труб с температурой среды 450°С и выше должен производиться в соответствии с "Инструкцией по контролю за металлом котлов, турбин и трубопроводов. И 34-70-013-84" и "Положением о порядке установления сроков дальнейшей эксплуатации элементов котлов, турбин и паропроводов, работающих при температуре 450°С и выше. П-34-00-003-84". (М: СПО Союзтехэнерго, 1984).

    Примечание. Гибом считается изогнутая при изготовлении на заводе, монтаже или ремонте часть трубы независимо от радиуса и угла загиба.


    1.2.Положение распространяется на гибы необогреваемых труб в пределах котла и трубопроводов, отключаемых вместе с котлом, с наружным диаметром 57 мм и более. Положение не распространяется на гибы труб поверхностей нагрева, включая необогреваемые их участки.

    Примечание. Контроль гибов труб диаметром менее 76 мм производится в соответствии с п.4.7.


    1.3.Положение устанавливает значение наработки до начала контроля гибов.
    1.4.Контроль гибов в процессе эксплуатации включает:
    - первичный контроль (полный и выборочный);
    - периодический контроль;
    - внеочередной контроль.
    Общая схема эксплуатационного контроля гибов приведена в приложении 1 (рис. П. 1.1).
    1.5.С целью повышения надежности гибов Положение предусматривает выполнение мероприятий по усовершенствованию водно-химического режима растолок и опрессовок котлов согласно приложению 2.
    1.6.Положение предназначено для электростанций, предприятий и организаций Минэнерго СССР.
    2.НАРАБОТКА ДО НАЧАЛА КОНТРОЛЯ
    2.1.Наработка до начала контроля гибов определяется расчетным ресурсом N1 (в пусках) и временем (в часах) от начала эксплуатации.
    Расчетный ресурс в пусках до первичного (полного) контроля гибов труб каждого размера определяется по формуле
    , (2.1)
    где
    ; (2.2)
    ; (2.3)
    ; (2.4)
    . (2.5)
    Здесь Р - расчетное давление в трубе, МПа (определяется по паспортным данным);
    Sa1 - амплитуда окружных напряжений в гибе, МПа;
    Dн, Sн - номинальные наружный диаметр и толщина стенки трубы, мм;
    R - радиус гиба, мм (по чертежу);
    n - коэффициент запаса, равный для барабанных котлов 3,47; для прямоточных - 2,73.
    Допускается расчетный ресурс определять по номограмме рис.2.1. Порядок определения N1 показан штриховой линией АБВ (отношение Dн / Sн - давление - расчетное число пусков). Для прямоточных котлов значение ресурса, полученное по номограмме, следует умножить на число 3.

    Рис. 2.1. Номограмма для определения расчетного ресурса N1 для барабанных котлов
    2.2.На котлах, где возможно попадание с производственным конденсатом соединений, усиливающих коррозию металла под напряжением (сероводород, меркаптаны, цианиды, роданиды), расчетный ресурс N1 снижается на 30 %.
    2.3.Результаты определения расчетного ресурса N1 заносятся в формуляр, составленный по форме табл. П 3.1 (см. приложение 3).
    2.4.Расчетный ресурс гиба N1 сравнивается с фактической наработкой Nф (примеры 1 и 2 приложения 3). Эксплуатация сверх расчетного ресурса допускается лишь после проведения первичного контроля.
    Фактическая наработка Nф определяется общим числом пусков котла.
    При наличии данных о числе пусков котла из холодного, неостывшего и горячего состояний, числе опрессовок и глубоких понижений давлений для уточнения Nф разрешается пользоваться формулой
    Nф = 0,637 (Nx + Nн + 0,027 Nг + Non + 0,5ΣKNс + 3Non·1,25), (2.6)
    где Nx, Nн, Nг - число пусков котла из холодного, неостывшего и горячего состояний соответственно;
    Non, Non·1,25 - число опрессовок на рабочее и повышенное давление;
    Nc - число колебаний давления при работе котла с размахом ΔP ≥ 0,6Pp;
    K - коэффициент приведения к пускам из холодного состояния (см. табл. 2.1).
    Таблица 2.1
    Относительное понижение давления в долях рабочего давления ΔP/Pp 0,6 0,7 0,8 0,9 1,0
    Коэффициент приведения 0,1 0,2 0,36 0,62 1,0

    Горячее состояние котла сохраняется до 10 ч после отключения, неостывшее - до 90 ч.
    Рекомендуемая форма учета наработанного числа пусков приведена в приложении 3, пример 3.
    2.5.Наработка в часах (от начала эксплуатации), при которой выполняется первичный (выборочный) контроль гибов барабанных котлов до выработки расчетного ресурса N1, назначается в зависимости от доли производственного конденсата в питательной воде и составляет:
    - 100 тыс. ч для котлов с долей производственного конденсата 5 % и более;
    - 150 тыс. ч для остальных котлов.
    Объем первичного контроля после наработки 100 (150) тыс. ч указан в п.3.18.
    3.ПЕРВИЧНЫЙ КОНТРОЛЬ
    3.1.Первичный контроль может быть полным и выборочным.
    3.1.1.Полный первичный контроль всех гибов производится с целью отбраковки дефектных, формирования контрольных групп и назначения срока их периодического контроля.
    3.1.2.Выборочный первичный контроль производится в случаях, предусмотренных п.2.5 Положения, для оценки поврежденности металла гибов после длительной эксплуатации.
    3.2.Полный первичный контроль гибов труб должен быть произведен при фактической наработке 0,8N1мин ≤ Nф ≤ N1мин
    Допускается проведение измерений толщин стенок и овальности (отклонения профиля) поперечного сечения гибов при Nф < 0,8 N1, в том числе при входном контроле.
    3.2.1.Полный первичный контроль гибов тонкостенных труб с отношением Dн/Sн более 13,3 на котлах с рабочим давлением 10 МПа и Dн/Sн более 10,9 на котлах с рабочим давлением 14 МПа производится одновременно для труб всех размеров при Nф ≤ N1мин. Здесь N1мин - минимальное из значений расчетного ресурса гибов труб с наружным диаметром 76 мм и более (пример 2, приложение 3).

    Примечание. На котлах, где первичный контроль всех гибов выполнен в соответствии с "Решением по повышению надежности гибов необогреваемых котельных труб и паропроводов на рабочее давление 100 и 140 кгс/см2" (М.: СЦНТИ ОРГРЭС, 1973) и документами, перечисленными во "Введении", повторное его проведение не требуется.


    3.2.2.Полный первичный контроль гибов труб с отношением Dн/Sн меньше значений, указанных в п.3.2.1, может производиться для каждого размера отдельно при достижении соответствующих значений расчетного ресурса N1.
    3.3.Первичный контроль гибов с наружным диаметром 76 мм и более включает:
    - визуальный контроль;
    - определение максимального значения овальности или максимального отклонения профиля поперечного сечения от средней окружности. На котлах, где до выхода настоящего Положения первичный контроль гибов не производился, рекомендуется с целью упрощения и повышения эффективности контроля вместо измерения овальности производить прямое измерение максимального отклонения профиля поперечного сечения гиба от средней окружности в соответствии с приложением 4;
    - определение минимальной толщины стенки в растянутой и нейтральных зонах. На гибах, где полный первичный контроль (измерение овальности и толщины стенки в растянутой зоне гиба) был произведен до выпуска настоящего Положения, а также, где вместо овальности измерялось максимальное отклонение профиля поперечного сечения от окружности, измерение толщины стенки в нейтральных зонах не обязательно;
    - вырезку трех гибов с наименьшими допустимыми числами пусков N2, определяемыми согласно п.3.11 или 3.12, для оценки поврежденности металла внутренней их поверхности и корректировки браковочных параметров УЗК;
    - неразрушающий контроль на наличие дефектов на наружной и внутренней поверхностях гибов.
    3.4.Визуальный контроль наружной поверхности гибов, измерение овальности и толщины стенки производятся в соответствии с пп.3.1-3.5, 3.7, 3.8 и 5.1-5.4 "Инструкции по дефектоскопии гибов трубопроводов из перлитной стали. И № 23СД-80". (М: СПО Союзтехэнерго, 1981).
    3.5.Неразрушающий контроль гибов должен производиться согласно разд.7 настоящего Положения и разд.4 и 6 "Инструкции по дефектоскопии гибов трубопроводов из перлитной стали. И № 23СД-80".
    3.6.Определение максимального отклонения профиля поперечного сечения гиба от средней окружности производится в соответствии с приложением 4.
    3.7.Труднодоступные гибы допускается контролировать выборочно: гибы труб диаметром до 108 мм - в количестве 20 %, диаметром более 108 мм - в количестве 30 %. К труднодоступным относятся гибы труб, которые не могут быть проконтролированы без демонтажа (например, гибы труб, объединенных в плотные пучки и связанных рамами или другими конструкциями, а также водо- и пароперепускных труб между барабанами двухбарабанных котлов). Доступность гибов для контроля определяет экспортно-техническая комиссия во главе с главным инженером электростанции. Перечень труднодоступных гибов утверждается главным инженером РЭУ.
    3.8.Результаты первичного контроля оформляются в соответствии с приложением 5 (табл. П. 5.1).
    3.9.Забракованные, а также непроконтролированные труднодоступные гибы труб того же размера и назначения подлежат немедленной замене.
    3.10.При обнаружении трещин на наружной поверхности растянутой зоны гибов, возникших в процессе эксплуатации (см. приложение 6, п.3.3), все гибы труб такого же размера подлежат замене не позднее одного года с момента проведения их контроля. Дефектные гибы подлежат немедленной замене.
    Вновь устанавливаемые гибы должны удовлетворять требованиям п.6.2.
    3.11.Для каждого гиба с овальностью более 3 % по результатам полного первичного контроля определяется допустимое число пусков N2 от начала эксплуатации до следующего контроля.
    Для барабанных котлов
    N2 = 7,29·1012·(Sa2)-4,55; (3.1, а)
    для прямоточных котлов
    N2 = 2,16·1013·(Sa2)-4,55; (3.1, б)
    ; (3.2)
    , (3.3)
    где Sa2 - амплитуда окружных напряжений в гибе с учетом фактической его геометрии, МПа;
    S - толщина стенки в нейтральной зоне, мм;
    α - овальность, %.
    Если прямые измерения не производились, толщина стенки S в нейтральной зоне гиба определяется по результатам измерения толщины стенки в растянутой зоне:
    , (3.4)
    где Sp - измеренная толщина стенки гиба в растянутой зоне, мм;
    Допускается определять N2 приближенно по номограмме рис. 3.1. Порядок определения N2 по номограмме показан штриховой линией АБВГДЕ (толщина стенки в нейтральной зоне гиба - наружный диаметр трубы - овальность гиба - давление - амплитуда напряжения - допустимое число пусков).

    Рис. 3.1. Номограмма для определения допускаемого числа пусков N2 от начала эксплуатации до контроля при расчете по овальности а:
    1 - барабанные котлы; 2 - прямоточные котлы
    3.12.Если на котле измерены максимальные отклонения профиля поперечного сечения гибов от средней окружности, то для каждого гиба, у которого Wмакс / Dн/ > 0,019, значение N2 определяется по формулам:
    для барабанных котлов
    N2 = 3,603·1012 (Sa2)-4,55; (3.5,а)
    для прямоточных котлов
    N2 = 1,065·1013(Sa2)-4,55; (3.5,б)
    где
    , (3.6)
    Wмакс - максимальное отклонение профиля поперечного сечения гиба от средней окружности, мм (определяется в соответствии с приложением 4);
    S - определяется по формуле (3.4);
    γ - коэффициент, определяемый по формуле (2.4).
    Значение N2 можно определять приближенно по номограмме рис.3.2, как показано штриховой линией АБВГД (отношение Dн/ S - отношение - давление - амплитуда напряжения - допустимое число пусков).

    Рис. 3.2. Номограмма для определения допускаемого числа пусков N2 от начала эксплуатации до контроля при расчете по -: 1 - барабанные котлы; 2 - прямоточные котлы
    3.13.Гибы, имеющие овальность больше 12 % ( > 0,033), подлежат немедленной замене.
    3.14.На каждом котле с относящимися к нему (отключаемыми вместе с котлом) трубопроводами выделяются контрольные группы для дренируемых и недренируемых гибов.

    Примечание. К недренируемым относятся гибы, из которых при опорожнении котла вода сливается не полностью, и гибы, находящиеся в застойных зонах при работе котла. К застойным относятся участки соединительных трубопроводов с безрасходным режимом при нормальной работе котла (линии рециркуляции, аварийного слива и др.).


    Перечень недренируемых гибов и гибов труб в застойных зонах утверждается главным инженером электростанции.
    3.15.В контрольную группу для дренируемых гибов выделяется не менее 20 гибов с наименьшими значениями N2.
    На котлах, где полный первичный контроль был произведен до выпуска настоящего Положения и отсутствуют гибы с овальностью более 8 %, сохраняются контрольные группы, выбранные ранее в соответствии с Противоаварийным циркуляром № Т-3/77. На котлах, где гибы с овальностью более 8 % еще не заменены, контрольная группа для дренируемых гибов назначается заново.
    3.16.В контрольную группу для недренируемых гибов включаются все доступные не дренируемые гибы.
    3.17.Перечень гибов контрольных групп и их характеристика заносятся в формуляр (см. табл. П 5.2, приложение 5).
    3.18.Выборочный первичный контроль включает те же виды контроля, что и полный (см. п.3.3).
    Контролю подлежат не менее 50 гибов, выбранных по усмотрению электростанции, включая все доступные не дренируемые гибы. При отсутствии недопустимых дефектов все гибы эксплуатируются до полного первичного контроля согласно п.3.2.
    При обнаружении недопустимых дефектов выполняется внеочередной контроль согласно разд.5.
    3.19.Гибы труб из стали 20, работающие при t ≥ 370°С, не допускаются к работе сверх расчетного ресурса N1, если фактическая толщина стенки в растянутой зоне меньше рассчитанной по формуле
    , (3.7)
    где Sp.доп - допустимая толщина стенки в растянутой зоне, мм;
    Р - расчетное давление, МПа;
    σдоп - допускаемое напряжение по ОСТ 108.031.02-75, МПа.
    3.20.Схема первичного контроля гибов приведена в приложении 1 (рис. П 1.2 - см. вклейку).
    4.ПЕРИОДИЧЕСКИЙ КОНТРОЛЬ
    4.1.Периодическому контролю подвергаются все гибы, включенные в контрольные группы.
    Проверка контрольных групп включает:
    - визуальный контроль,
    - вырезку трех гибов от одного котла с наименьшими N2 для оценки поврежденности металла внутренней их поверхности и корректировки браковочных параметров УЗК;
    - магнитопорошковую дефектоскопию,
    - ультразвуковой контроль.
    4.2.Дренируемые гибы:
    4.2.1.Следующая после первичного контроля проверка контрольной группы гибов проводится в капитальный ремонт, предшествующий достижению величиной Nф значения N2мин, т.е. Nф ≤ N2мин, где N2мин - наименьшее из всех значений N2 гибов контрольной группы (см. пример 4, приложение 3).
    Величина Nф определяется в соответствии с п.2.4.
    4.2.2.В дальнейшем проверка гибов контрольных групп производится в каждый капитальный ремонт, но не реже чем через каждые 100 пусков котла.
    4.2.3.При отсутствии недопустимых дефектов в гибах контрольной группы все дренируемые гибы допускаются к дальнейшей эксплуатации.
    4.2.4.При обнаружении недопустимых коррозионно-усталостных и коррозионных дефектов на внутренней поверхности в нейтральной зоне хотя бы одного из гибов контрольной группы, подтвержденных визуальным контролем разрезанного гиба, производится контроль еще 80 гибов, следующих по числу пусков N2 за контрольной группой.
    4.2.4.1.Если при контроле 80 гибов недопустимые дефекты не обнаружены, то вместо дефектных гибов, изъятых из контрольной группы, в нее включаются другие, с наименьшими значениями N2, и гибы допускаются к дальнейшей эксплуатации.
    4.2.4.2.Если при контроле 80 гибов доля забракованных составляет менее 30 % и наличие коррозионно-усталостных дефектов подтверждено визуальным контролем хотя бы в одном из трех разрезанных гибов, контролю подлежат все гибы котла. Все забракованные гибы и непроконтролированные труднодоступные гибы труб того же размера и назначения подлежат замене, остальные допускаются к дальнейшей эксплуатации.
    Результаты контроля регистрируются по форме таблицы П 5.2 (приложение 5).
    4.2.4.3.Если при контроле 80 гибов 30 % и более из них забракованы и наличие коррозионноусталостных дефектов подтверждено визуальным контролем хотя бы в одном из трех разрезанных гибов, все гибы котла подлежат замене.
    4.2.5.На котлах с уменьшенным на 30 % расчетным ресурсом N1 (см. п.2.2) контрольные группы гибов после наработки 0,7N1мин проверяются каждые три года, но не реже чем через 50 пусков.
    4.2.6.При обнаружении хотя бы в одном из гибов трещин на наружной поверхности в растянутой зоне все гибы труб этого размера подлежат замене. Дополнительно производится контроль растянутой зоны гибов труб других размеров. От каждого размера труб контролируется 20 гибов с наименьшими N2.
    Все забракованные гибы подлежат немедленной замене, а остальные гибы труб того же размера подлежат замене не позднее одного года с момента их контроля.
    4.2.7.При обнаружении во время периодического контроля нетипичных дефектов (поперечные трещины, металлургические дефекты и др.) производится внеочередной контроль гибов в соответствии с п.5.1.
    4.2.8.В тех случаях, когда по данным первичного контроля нельзя определить N2, временная эксплуатация котла допускается при условии контроля, согласно разд. 7 настоящего Положения, 30 % гибов (в первую очередь с овальностью более 8 %) в каждый капитальный ремонт, но не реже чем через 100 пусков. При обнаружении хотя бы в одном из гибов недопустимых дефектов на наружной поверхности в растянутой зоне или на внутренней поверхности в нейтральной зоне проверке подлежат остальные гибы.
    4.3.Недренируемые гибы:
    4.3.1.Периодический контроль всех доступных недренируемых гибов после наработки N1мин производится в каждый капитальный ремонт, но не реже чем через 50 пусков котла. На котлах с уменьшенным на 30 % расчетным ресурсом N1 (см. п.2.2) все доступные не дренируемые гибы проверяются каждые три года, но не реже чем через 50 пусков.
    4.3.2.При обнаружении гибов с недопустимыми дефектами все однотипные по условиям коррозии гибы подлежат замене.

    Примечание. Однотипными по условиям коррозии трубами следует считать:
    - водоперепускные трубы котлов с двумя барабанами;
    - пароотводящие трубы из выносных циклонов ступенчатого испарения к барабану котла с недренируемыми участками и участками, имеющими гибы в горизонтальной плоскости,
    - трубы опускной системы с горизонтальными участками на входе в нижние камеры экранов.


    4.4.Труднодоступные гибы:
    4.4.1.Непроконтролированные УЗК труднодоступные гибы труб данного размера и назначения подлежат замене, если при периодическом контроле хотя бы в одном из доступных гибов труб этого размера и назначения обнаружены недопустимые дефекты, подтвержденные визуальным контролем разрезанного гиба.
    4.5.Результаты контроля гибов заносятся в формуляр (табл. П 5.2, приложение 5).
    4.6.Схема периодического контроля гибов труб Dн ≥ 76 мм дана в приложении 1 (рис.П 1.3 - см. вклейку).
    4.7.Гибы труб с наружным диаметром 57 мм ≤ Dн < 76 мм контролировать после наработки 70 тыс. ч разрезкой гибов в каждый капитальный ремонт. От труб каждого назначения контролируется один гиб. При обнаружении недопустимых эксплуатационных дефектов все гибы данной линии подлежат замене.
    5.ВНЕОЧЕРЕДНОЙ КОНТРОЛЬ
    5.1.Внеочередной контроль производится при отказе котла из-за повреждения гиба, обнаружении при плановых ремонтах котла нетипичных дефектов в гибе (поперечные трещины, металлургические дефекты и др.) либо обнаружении недопустимых дефектов при проведении выборочного первичного контроля.
    Решение об объеме контроля и условиях дальнейшей эксплуатации гибов в случае отказа котла принимается экспертно-технической комиссией, специально назначенной для расследования причин отказа котла, а в других случаях - энергосистемой по согласованию с УралВТИ или ПО "Союзтехэнерго".
    5.2.Каждый случай повреждения гиба, связанный с отказом котла, должен быть подвергнут анализу согласно приложению 6 и результаты анализа направлены в УралВТИ и ПО "Союзтехэнерго".
    6.ЗАМЕНА ГИБОВ
    6.1.Гибы тонкостенных труб (с отношением Dн / Sн > 13,3 на котлах с рабочим давлением 10 МПа и Dн / Sн > 10,9 на котлах с рабочим давлением 14 МПа) после выработки расчетного ресурса n1 должны быть заменены не позднее сроков, установленных Указанием Минэнерго СССР от 25.05.84 г. № Д-7708 (ХОЗУ Минэнерго СССР, 1984).
    6.2.При замене устанавливать гибы из труб, номинальная толщина стенки которых не менее указанной в табл.6.1.
    Таблица 6.1
    Номинальные размеры трубы Номинальное рабочее давление на котле
    10 МПа 14 МПа
    Диаметр, мм 76 108 133 76 108 133 159
    Толщина стенки, мм 6 9 10 7 11 13 15

    Примечание. Для котлов с давлением 14 МПа допускается установка гибов из труб размером 108×10 и 159×14 мм по согласованию с УралВТИ или ПО "Союзтехэнерго".


    6.3.При замене труднодоступных гибов первичный контроль вновь устанавливаемых гибов производить до их установки.
    6.4.При замене недренируемых гибов следует предусмотреть изменение трассировки труб с ликвидацией недренируемых участков (за исключением тех случаев, где это конструктивно невозможно).
    Вновь устанавливаемые недренируемые гибы из стали 20 должны подвергаться отпуску при температуре 600-650°С в течение 1 ч.
    6.5.Сведения о вновь установленных гибах и результаты их контроля заносятся в формуляр (приложение 5, табл. П. 5.1).
    6.6.Для вновь установленных гибов определяется значение N1.
    6.7.Качество вновь устанавливаемых гибов должно удовлетворять требованиям ОСТ 108.030.40-79.
    6.8.При разработке проектов замены гибов могут быть использованы в качестве пособия "Справочные материалы по замене гибов необогреваемых труб диаметром 76 мм и выше котлов ТЭС с давлением 100 и 140 кгс/см2. К 14-586". ЦКБ Союзэнергоремонт (высылаются ЦКБ Союзэнергоремонта по запросам электростанций).
    7.МЕТОДЫ КОНТРОЛЯ
    7.1.Первичный и периодический контроль металла гибов производят по "Инструкции по дефектоскопии гибов трубопроводов из перлитной стали. И № 23СД-80". Дефектоскопы и преобразователи должны удовлетворять требованиям, изложенным в указанной инструкции. Для гибов, проработавших более 50 тыс. ч, рекомендуется изготавливать эталоны из металла труб с аналогичной наработкой. Для этого может быть использован металл гибов, вырезанных согласно пп.3.3 и 4.1.
    7.2.Для выявления коррозионного растрескивания на внешней поверхности растянутой зоны гибов контрольной группы следует применять УЗК поверхностными волнами (приложение 2 Инструкции № 23СД-80) и МПД (с помощью полюсного или циркулярного намагничивания - см. п.4.4 Инструкции № 23СД-80).
    7.3.Для проведения первичного и периодического контроля гибов корректируют браковочные параметры УЗК в соответствии с пп.7.3.8 и 7.3.9. Для корректировки браковочных параметров УЗК используют данные о фактическом состоянии металла вырезанных гибов. Корректировку проводят на гибах, вырезанных в соответствии с пп.3.3 и 4.1. Вырезка гибов производится после контроля овальности и толщины стенки.
    7.3.1.При периодическом контроле для уточнения значений браковочных уровней УЗК производится вырезка одного недренируемого и двух дренируемых гибов с минимальным N2. При отсутствии недренируемых гибов вырезаются три дренируемых.
    7.3.2.Вырезанные гибы подвергают УЗК по методике, изложенной в "Инструкции по дефектоскопии гибов трубопроводов из перлитной стали. И № 23СД-80" (табл.1 и п.6.2), при повышенной на 12 дБ чувствительности согласно табл.7.1 настоящего Положения.
    7.3.3.При УЗК с повышенной чувствительностью записывают координаты точки ввода ультразвукового луча преобразователя дефектоскопа на развертке поверхности трубы и параметры соответствующих им дефектов: амплитуду А сигнала, условную высоту L1 (или пробег импульса по экрану дефектоскопа), условную ширину L2 по окружности трубы, условную протяженность L3 по образующей трубы на уровне A0 (табл.7.1), если А ≥ Абр - 12 дБ (где Абр - браковочный уровень чувствительности по табл.7.1). Полученные данные (координаты и параметры), а также направление ультразвукового луча наносят на дефектограмму, как показано в приложении 7. Координату х (по окружности) отсчитывают, например, от наиболее растянутой образующей (на выпуклой части гиба), предварительно отмеченной мелом. Координату y (по образующей) отсчитывают от фиксированной произвольной окружности, отмеченной мелом на внешней поверхности трубы.
    7.3.4.Разрезают каждый гиб на две части согласно рекомендациям п.7.4.1, осматривают их поверхность согласно пп.7.4.2, 7.4.3 и 7.4.4 и наносят полученные при визуальном контроле, согласно п. 7.4.3, данные на дефектограмму, полученную при УЗК.
    7.3.5.Если визуальный контроль подтвердил данные УЗК об отсутствии недопустимых дефектов, корректировка браковочных параметров при последующем УЗК не производится (см. рис. П.1.4 приложения 1).
    7.3.6.Если при УЗК на повышенной чувствительности были зафиксированы дефекты с амплитудой Абр - 12 дБ ≤ А ≤ Абр а визуальный контроль не подтвердил наличия недопустимых дефектов, то корректировка браковочных параметров при последующем УЗК не производится.
    7.3.7.Если данные УЗК о наличии недопустимых дефектов с амплитудой А в указанном интервале и данные визуального контроля совпадают, производят корректировку значений ультразвуковых браковочных параметров Абр и L на Абр1 и L1.
    7.3.8.Скорректированные амплитуду Абр1 и условную высоту L1 устанавливают на уровне их минимальных значений для дефектов, признанных недопустимыми на основании визуального осмотра по п. 7.4.4. При этом также фиксируют минимальные значения условной ширины L2 и условной протяженности L3 для дефектов, признанных недопустимыми на основании визуального осмотра. При корректировке браковочного уровня используется настройка прибора по сигналу от натурного участка гиба до его очистки. Значения Абр1, L1, L2, L3 используют для проведения УЗК по методике инструкции № 23СД-80 при настройке дефектоскопа на повышенную чувствительность согласно п.7.3.2.
    7.3.9.Если контроль производится прибором типа УДМ, следует оценивать качество гиба следующим образом. Устанавливают, согласно инструкции по эксплуатации дефектоскопа УДМ (см. раздел по настройке шкалы измерения высоты импульса), браковочный уровень при положении ручки Нимп, соответствующем 30 делениям, и производят тщательный УЗК металлагибов при поисковой чувствительности, регламентированной п.7.3.2. Если амплитуда А от найденных дефектов А < 8 делений Нимп в зоне нейтрали или А < 11 делений Нимп для остальных частей гиба, то корректировка не производится. В противном случае (8 делений ≤ А ≤ 30 делений Нимп) записывают (см. п.7.3.3) параметры дефектов и наносят их на дефектограмму.
    Для уточнения настройки рекомендуется использовать стандартный образец (эталон № 1) по ГОСТ 14782-76. Предварительно необходимо выбрать на эталоне отражатели (боковые цилиндрические сверления), амплитуды которых различаются по прибору с аттенюатором на необходимое число децибел, например на 12 дБ. Затем на дефектоскопе УДМ, с помощью которого будет осуществлен УЗК гибов, измеряют амплитуды сигналов от этих же отражателей. Их разница по шкале Нимп для указанного примера будет соответствовать значению 12 дБ, которое входит в неравенство Абр - 12 дБ ≤ А ≤ Абр.
    Таблица 7.1
    Тип дефектоскопа Настройка уровней по инструкции № 23СД-80 Настройка уровней согласно Положению для составления дефектограмм
    Исходный уровень А3 (значение сигнала от зарубки с размерами по табл. 1 Инструкции) Браковочный уровень Абр для дефектов металла Исходный уровень А3 (значение сигнала от зарубки с размерами по табл. 1 Инструкции) Уровень А ≥ Абр-12дБ фиксируемых сигналов для нанесения на дефектограмму Поисковый уровень УЗК для обнаружения дефектов в вырезанных гибах Нулевой уровень А0, на котором определяют условные размеры L, L1, L2, L3 для дефектограммы
    в нейтральной зоне гиба в остальной части гиба в нейтральной зоне гиба в остальной части гиба
    ДУК-66П и аналогичные со шкалой амплитуд в децибелах 20 дБ 14 дБ 20 дБ 26 дБ ≥8дБ ≥14дБ 4 дБ 4 дБ
    УДМ-1, УДМ-1М, УДМ-3 со шкалой амплитуд в делениях Нимп по первой шкале глубиномера 25 дел. 11дел.* 16 дел.* 30 дел. 8 дел.* 11 дел.* 4 дел.* 4 дел.*

    * Для дефектоскопов типа УДМ даны ориентировочные значения, которые могут быть уточнены согласно п. 7.3.9настоящего Положения.


    7.4.Разделку и обработку внутренней и внешней поверхности гибов для визуального контроля производят следующим образом:
    7.4.1.Гибы разрезают на два примерно 180-градусных сектора вдоль образующих трубы по сжатой и растянутой зонам на две части так, чтобы линия разреза проходила по металлу, в котором отсутствовали отражающие ультразвук дефекты с сигналом, соответствующим указанному интервалу амплитуд.
    7.4.2.Производят контроль металла на внутренней и внешней поверхности полученных секторов гибов с целью обнаружения коррозионных повреждений и трещин. Перед визуальным контролем поверхность металла зачищают до металлического блеска (щетками, пескоструйными аппаратами и т.п.) и протравливают (например, 18 %-ным раствором соляной кислоты) 2-3 раза через 5-10 мин с промывкой водой и раствором соды после каждого травления. Допускается применять другие методы подготовки поверхности гиба для визуального контроля по согласованию с ВТИ.
    Для вскрытия трещин рекомендуется расплющивание секторов гибов.
    7.4.3.Полученные при визуальном контроле после травления данные (места расположения, размеры дефектов) записывают, отмечая недопустимые дефекты, и сопоставляют с дефектограммой УЗК (приложение 7).
    7.4.4.При визуальном контроле недопустимыми считаются следующие дефекты:
    - трещины любых размеров на внутренней или наружной поверхности;
    - цепочки коррозионных язвин глубиной более 10 % номинальной толщины стенки;
    - отдельные язвины глубиной более 20 % номинальной толщины стенки трубы.
    Методика определения дефектов и рекомендации по анализу их характера приведены в приложении 6.
    7.5.Порядок проведения УЗК гибов показан на блок-схеме (приложение 1, рис.П.1.4).
    7.6.Результаты УЗК и визуального контроля вырезанных гибов оформляются в виде заключения с приложением дефектограмм и хранятся вместе с формулярами по контролю гибов.
    7.7.Браковка гибов производится в любом из следующих случаев:
    7.7.1.Если амплитуда А сигналов больше Абр1 (А ≥ Абр1).
    7.7.2.Если условная высота L ≥ L1, при А ≥ Абр - 12 дБ.
    7.7.3.Если при Абр - 12 дБ ≥ А ≥ Абрхотя бы один из условных параметров L2, L3 больше минимальных из значений, зафиксированных для недопустимых дефектов по п.7.4.4.