Оставьте ссылку на эту страницу в соцсетях:

Поиск по базе документов:

 

Утверждаю

Заместитель Председателя

Правления РАО "ЕЭС России"

В.П.ВОРОНИН

14 мая 2002 года

 

Согласовано

Заместитель Начальника

Управления по котлонадзору

и надзору за подъемными

сооружениями

Н.А.ХАПОНЕН

8 мая 2002 года

 

Срок действия установлен

с 1 января 2002 года

 

РУКОВОДЯЩИЙ ДОКУМЕНТ

 

ОТРАСЛЕВАЯ СИСТЕМА ИНДИВИДУАЛЬНОГО МОНИТОРИНГА

ПОВРЕЖДЕНИЙ ОТВЕТСТВЕННЫХ ЭЛЕМЕНТОВ ОБОРУДОВАНИЯ,

ЗДАНИЙ И СООРУЖЕНИЙ РЕГИОНАЛЬНЫХ ЦЕНТРОВ "ЖИВУЧЕСТЬ

СТАРЕЮЩИХ ТЭС". ОСНОВНЫЕ ПОЛОЖЕНИЯ И ПРАВИЛА, СТРУКТУРА

 

СИСТЕМА НОРМАТИВНО-ТЕХНИЧЕСКИХ ДОКУМЕНТОВ

 

РД 153-34.0-20.605-2002

 

Разработан Межотраслевым Координационным Советом, отраслевой службой, Костромским филиалом ВТИ, отраслевой лабораторией "Живучесть ТЭС" совместно с одноименными региональными центрами (Костромская, Рязанская, Ставропольская, Березовская ГРЭС, Тюменьэнерго, Хабаровскэнерго, Башкирэнерго).

Исполнители:

МКС "Живучесть ТЭС": О.В. Бритвин, В.П. Воронин, М.А. Гаврилова, А.Ф. Дьяков, И.Ш. Загретдинов, Ю.Л. Израилев, А.Я. Копсов, А.П. Ливинский, В.К. Паули.

Госгортехнадзор России: Н.А. Хапонен (член МКС "Живучесть ТЭС").

Отраслевая служба "Живучесть ТЭС": В.Н. Куликов, А.Л. Лубны-Герцык, Л.Б. Меерович, В.М. Трубачев.

ВТИ: А.В. Беляков, А.Н. Горбачев, Н.В. Ляховецкая, С.Ш. Пинтов, Ю.С. Шилова, А.З. Штерншис.

Урал ВТИ: Ю.В. Балашов.

ИНЭП ХФ РАН: Н.Г. Березкина, И.О. Лейпунский.

НПО ЦНИИТМАШ: М.Г. Кабелевский.

ЗАО "Прочность МК": Н.И. Каменская.

Фирма ОРГРЭС: Д.Б. Дитяшев, В.А. Калатузов, В.С. Халюзов, Ю.Ю. Штромберг.

Костромская ГРЭС: Н.Н. Балдин, Ю.Н. Богачко, В.Ф. Быстров, Ю.В. Боровков, В.В. Великороссов, Н.В. Егоров, В.А. Ерофеев, И.В. Зубов, А.К. Крупин, В.Я. Кузнецов, А.П. Куражев, А.М. Куражева, Н.А. Малов, В.Е. Назаров, Ю.Г. Потапович, Г.В. Румянцев, В.Г. Смирнов, В.Д. Смирнов, О.Е. Таран.

Костромской филиал ВТИ: Е.А. Антонов, А.Ю. Анхимов, А.Е. Бучин, О.В. Бучина, П.В. Горский, Н.В. Дубова, И.В. Железов, В.К. Ивлиев, С.И. Клойзнер, Д.В. Костиков, Н.В. Лапшин, А.Ю. Пьянзин, Е.А. Савина, И.Н. Смирнова, А.В. Филиппенко, А.Н. Фокин, А.А. Шкуратов.

Рязанская ГРЭС: А.В. Баукин, О.Ю. Гурылев, Е.И. Заворотнов, О.А. Картинская, В.Ф. Котельников, В.В. Морозов, М.Ю. Половникова, Ф.Ф. Сергеев, В.И. Чуйков, Н.Г. Шепталина.

Ставропольская ГРЭС: П.П. Аханов, Ю.И. Криворучко, В.И. Поливанов, М.А. Филаретов, В.Ф. Червонный.

Тюменьэнерго: Ю.А. Букин, В.О. Витман, В.Е. Новиков.

Березовская ГРЭС: С.И. Миллер, С.А. Райхель.

Хабаровскэнерго: Л.А. Гуляев.

Башкирэнерго: К.В. Вдовин, К.В. Петров, Г.И. Рассохин.

ООО НПФ "Живучесть-3": А.В. Смердов, М.А. Целиков.

ЮжОРГРЭС: О.М. Чеботарев.

 

Настоящий отраслевой Руководящий документ (далее - РД) распространяется на ответственные элементы турбин, котлов, паропроводов, зданий и сооружений ТЭС - региональных центров (далее - РЦ), входящих в отраслевую систему "Живучесть стареющих ТЭС" (далее - ОС "Живучесть ТЭС").

РД регламентирует требования к технологиям контроля, восстановления и определения живучести указанных элементов.

 

1. ОБЩИЕ ПОЛОЖЕНИЯ

 

1.1. На современном этапе большинство энергоблоков, работающих на электростанциях России, выработало назначенный при проектировании ресурс. Из-за отсутствия инвестиций их оборудование, как правило, не может быть заменено новым. Эффективный ремонт и надежная эксплуатация энергоблоков возможны только при условии получения достоверных знаний о состоянии оборудования, зданий и сооружений, а также о типичных повреждениях в наиболее напряженных элементах оборудования и конструкций ТЭС.

1.2. На электростанциях России, включенных в промышленный эксперимент и входящих в ОС "Живучесть ТЭС", в течение длительного времени проводятся работы по накоплению и систематизации, разработке и совершенствованию методов диагностики оборудования и восстановления его живучести. Результаты этой работы нашли отражение в ряде нормативных документов и циркуляров.

1.3. Для решения проблемы совершенствования системы ресурсосбережения и обеспечения живучести ТЭС, во исполнение Приказа РАО "ЕЭС России" N 126 от 20.03.2001 была разработана отраслевая система нормативно-технических документов "Живучесть ТЭС" (далее - ОСД).

1.4. Метролого-технологический и нормативный аудит, руководство и авторский надзор за качеством освоения ОСД осуществляют: Межотраслевой Координационный Совет (далее - МКС), отраслевая служба "Живучесть ТЭС" (далее - ОТС), Костромской филиал ВТИ, отраслевая лаборатория ВТИ "Живучесть ТЭС" совместно с Госгортехнадзором РФ.

1.5. ОСД устанавливает 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.

1.6. Положения настоящего РД обязательны как для РЦ, определенных Приказом РАО "ЕЭС России" от 20.03.2001 N 126, так и для привлеченных к работам на РЦ ремонтных, проектных и монтажных организаций, независимо от организационно-правовых форм и форм собственности.

1.7. При выполнении контроля, восстановления, определения живучести элементов оборудования в полном соответствии с данным РД решение о продлении срока службы утверждается МКС "Живучесть ТЭС" или ОТС "Живучесть ТЭС". Если таким элементом является ротор, то требуется дополнительное утверждение в ВТИ. В тех случаях, когда допущены отклонения от требований данного РД, решение утверждается также Департаментом стратегии научного развития РАО "ЕЭС России".

1.8. На основании настоящей ОСД допускается разработка производственных нормативных документов (РД, инструкций) по контролю, восстановлению и определению живучести элементов энергооборудования для отдельных РЦ. Эти нормативные документы утверждаются МКС или ОТС "Живучесть ТЭС" и техническим руководителем соответствующего предприятия. Они подлежат пересмотру не реже одного раза в пять лет.

1.9. Безопасность проведения работ обеспечивается выполнением общих требований отраслевых нормативных документов "Правила техники безопасности при эксплуатации тепломеханического оборудования электростанций и тепловых сетей" [3.92] <1>, "Правила безопасности при работе с инструментом и приспособлениями" [3.93], а также специальных требований, определенных разработчиками технологий и технических средств в сопроводительной документации.

--------------------------------

<1> Здесь и далее по тексту обозначением Х.Х (Х - цифра) условно указаны подкатегории данной категории опасности.

 

2. ОСНОВЫ КОНЦЕПЦИИ "ЖИВУЧЕСТЬ ТЭС"

 

2.1. В основу ОС "Живучесть ТЭС" положено направление ресурсосбережения, которое реализуется путем периодического восстановления живучести эксплуатируемого оборудования, зданий и сооружений ТЭС.

2.2. 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 срока жизни при установленной системе технического обслуживания и ремонта.

2.3. Основными научно-техническими направлениями деятельности ОС "Живучесть ТЭС" являются:

- 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 отраслевом метролого-технологическом комплексе (ОМТК).

2.4. Структурно-техническое и организационное обеспечение ОС "Живучесть ТЭС" состоит из следующих основных частей:

- метрологической (системы эталонов, образцов и атласов микроповреждений и макродефектов);

- базы знаний (компьютерной и в виде монографий, диссертаций и изобретений);

- отраслевого метролого-технологического комплекса (ОМТК), позволяющего тестировать и совершенствовать применяемые ОС технологии в процессе испытаний до разрушения роторов, труб, гибов и сварных соединений паропроводов, литых корпусов турбин и паропроводной арматуры и крупных крепежных деталей;

- технологической (технологии и технологические комплексы для контроля, восстановления и определения живучести ответственных элементов оборудования, зданий и сооружений);

- нормативной (ГОСТы, ОСТы, руководящие документы, методические указания, методические рекомендации, инструкции, циркуляры);

- интерактивных нормативов (компьютерные нормативные технологии, позволяющие качественно увеличить достоверность принимаемых решений).

2.5. Элементы оборудования, зданий и сооружений допускаются к дальнейшей эксплуатации, если по результатам контроля, расчетов и экспертизы они удовлетворяют требованиям правил технической эксплуатации (ПТЭ), нормативной документации, разработанной ОС, и другой действующей нормативно-технической документации.

2.6. Реализация изложенной концепции "Живучесть ТЭС" позволяет контролировать ситуацию с лавинообразным старением оборудования, обеспечивать безопасность эксплуатации, увеличивая сроки до полной замены оборудования ТЭС, и, тем самым, получить выигрыш во времени, необходимый для создания прогрессивных типов энергооборудования и накопления ресурсов для ввода новых мощностей.

2.7. ОС предусматривает взаимодействие с РЦ на основе их аккредитации в ОТС "Живучесть ТЭС".

2.8. Систематический контроль, метролого-технологический аудит аккредитованных РЦ осуществляется ведущими специалистами ОТС "Живучесть ТЭС", в т.ч. силами выездных бригад, непосредственно участвующих в контроле, восстановлении и определении живучести оборудования, зданий и сооружений, содействующих эффективному освоению новых технологий ОТС.

2.9. Ответственность за организацию проведения контроля повреждаемых элементов оборудования, зданий и сооружений, выполняемого в соответствии с ОСД, возлагается на технического руководителя организации - владельца оборудования.

2.10. Изменения в ОСД, кроме ОСД, указанной в п. 2.11, дополнения к ней осуществляются в виде совместных решений РАО "ЕЭС России", Госгортехнадзора РФ и соответствующей организации, регламентирующей нормативную деятельность по зданиям и сооружениям ТЭС.

2.11. В ОСД "Живучесть ТЭС" по турбоагрегатам и турбинному оборудованию РАО "ЕЭС России" вносит изменения и дополнения самостоятельно.

 

3. БАЗА ДАННЫХ И ЗНАНИЙ

 

Исторически первой системой, обобщившей почти двадцатилетний опыт исследований по живучести оборудования ТЭС, явился компьютерный банк данных о повреждениях наиболее ответственных элементов этого оборудования, прежде всего литых корпусов и роторов турбин. Развитие этого банка было регламентировано Приказом Минэнерго СССР N 25а от 20.01.89 "О развитии межведомственного банка данных по повреждению ответственных элементов энергооборудования".

Современная база знаний по проблеме живучести ТЭС развернута и совершенствуется как компьютерная интерактивная энциклопедия, включающая метрологическую [1.1 - 1.28], технологическую [2.1 - 2.41] и нормативную [3.1 - 3.91] части.

 

4. МЕТРОЛОГИЧЕСКИЕ ОСНОВЫ, НОРМЫ И ПРАВИЛА

 

Метрологические основы, нормы и правила при контроле, восстановлении и определении живучести включают:

4.1. Систему образцов и эталонов макроповреждений и микродефектов, атласов этих повреждений; натурные элементы оборудования с характерными повреждениями; отраслевые компьютерные базы повреждений элементов оборудования, зданий и сооружений.

4.2. Систему физико-математических моделей, алгоритмов, точных и численных решений (для фактических условий нагружения в одномерной, двухмерной и трехмерной постановке) задач: нестационарной теплопроводности, упругости, пластичности (в т.ч. для конструкционных концентраторов), ползучести, механики разрушения (для стадий образования и развития макротрещин), вибродиагностики трещин, электропотенциального и вихретокового отклика на трещиноподобные дефекты.

4.3. Систему метрологических аксиом, норм и правил создания экспертной части основ теории живучести путем соединения разнородных знаний о развитии повреждений в ответственных элементах оборудования, зданий и сооружений ТЭС.

4.4. Базу знаний "Живучесть ТЭС", содержащую утвержденную Минэнерго СССР и Академией Наук СССР основную концепцию живучести ТЭС; основы теории живучести и результаты реализации этой теории, представленные в монографиях (свыше 10), в изобретениях (свыше 50), в диссертациях по проблеме (свыше 10), в компьютерной одноименной энциклопедии.

4.5. Отраслевой метролого-технологический комплекс, действующий для совершенствования и тестирования технологий, норм и правил по контролю и восстановлению живучести ответственных элементов энергооборудования.

4.6. Одной из метрологических основ теории живучести является концепция категорий (мер) опасности. В соответствии с этой концепцией живучесть элементов энергооборудования, зданий и сооружений ТЭС обычно определяется следующими семью категориями опасности (КО):

- безопасная ситуация;

- незначительное ухудшение безопасной ситуации;

- слабо опасная ситуация;

- ситуация повышенной опасности;

- весьма опасная ситуация;

- значительный риск;

- возможность катастрофической аварии.

В зависимости от КО определяется предел живучести (остаточный ресурс) элемента энергооборудования, принимается решение о допустимом сроке эксплуатации до очередного контроля повреждений, устанавливается регламент этого контроля.

Достоверность определения КО оценивается с помощью коэффициентов достоверности (КД), которые изменяются от 0 до 100%.

 

5. ТЕХНОЛОГИЧЕСКИЕ ОСНОВЫ, НОРМЫ И ПРАВИЛА

 

5.1. Технологии ОС предназначены для контроля, восстановления и определения живучести ответственных элементов оборудования, зданий и сооружений региональных центров.

5.2. Содержание действующей части нормативных технологий, в основном, изложено в монографиях, в диссертациях, в нормативных документах и инструкциях для пользователей, а также в должностных инструкциях и положениях о лабораториях измерения дефектности оборудования (ЛИДО), об отраслевом цехе "Отраслевой метролого-технологический комплекс" (ОМТК), утвержденных РАО "ЕЭС России". Полное изложение технологий в связи с весьма большим объемом информации записано на электронном носителе и является приложением к данному РД, входящим в компьютерную энциклопедию.

РЦ и другие энергопредприятия могут приобретать технологии на основе лицензионного договора, форма которого приведена в Приложении 20.

Ниже кратко охарактеризованы нормативные технологии и технологические комплексы, входящие в ОСД "Живучесть ТЭС".

5.3. Технологии.

5.3.1. Микроструктурный мониторинг.

5.3.1.1. Технология микроструктурного мониторинга предназначена для непосредственного определения меры микроповреждения, выраженной через значения категорий опасности (КО) и коэффициентов достоверности (КД), в ответственных элементах оборудования ТЭС.

5.3.1.2. Основными частями технологии микроструктурного мониторинга являются:

- процесс и устройство для получения шлифов на поверхности наиболее повреждаемых, информативных зон ответственного оборудования;

- процесс компьютерного сканирования портретов микроструктуры;

- технология получения отпечатков-реплик микроструктуры;

- технология получения микрообразцов, позволяющих на "живом" металле, не только с поверхности, но и по толщине поверхностного слоя определять меру микроповреждения;

- система программных средств и компьютеризированных оптических (световых) и электронных установок, в т.ч. мобильного компьютерного микроскопа для определения КО и КД по микроструктурному признаку.

5.3.1.3. Определение опасных, наиболее повреждаемых зон, где необходимо делать шлифы и/или выбирать микрообразцы, производится на основе анализа опыта эксплуатации оборудования и с помощью технологий неразрушающего контроля: вихретоковой, видео, ДАО - по аммиачному отклику, ультразвуковой.

5.3.1.4. Микроструктурный мониторинг обеспечивает необходимую достоверность выявления микроповреждений при характерных размерах дефектов 1 мкм и более.

5.3.1.5. Информация, необходимая для реализации технологии микроструктурного мониторинга элементов оборудования, приведена в Приложениях 1, 6 и 14.

5.3.2. Вихретоковый контроль.

5.3.2.1. Вихретоковый контроль предназначен для выявления макродефектов, выходящих на контролируемую поверхность металлических элементов оборудования, зданий и сооружений.

5.3.2.2. Технология предусматривает использование системы датчиков для контроля элементов из магнитных и немагнитных сталей и сплавов, а также элементов, содержащих труднодоступные конструкционные концентраторы, в т.ч. тепловые канавки, придисковые галтели, центральные полости роторов турбин и пазы дисков под лопатки.

5.3.2.3. Вихретоковый контроль позволяет выявить макродефекты без удаления окалины и продуктов коррозии.

5.3.2.4. Информация, необходимая для реализации вихретоковой технологии, приведена в Приложении 12.

5.3.3. Технология восстановления живучести лопаток паровых турбин методом электроискрового легирования.

5.3.3.1. Технология предназначена для контроля и восстановления живучести лопаток, роторов среднего и низкого давления (РСД и РНД) паровых турбин, подвергающихся повреждениям в процессе эксплуатации вследствие эрозинно-коррозионного износа под воздействием потоков влажного пара.

5.3.3.2. Технология предусматривает восстановление живучести лопаток путем нанесения в зонах износа защитно-упрочняющих покрытий методом электроискрового легирования (ЭИЛ-кольчуга).

5.3.3.3. Интерактивная система контроля и восстановления живучести лопаток по технологии "ЭИЛ-кольчуга" описана в Приложении 5.

5.3.4. Технология восстановления и контроля живучести литых корпусов турбин и крупной паропроводной арматуры.

5.3.4.1. Технология предназначена для выявления трещиноподобных дефектов в литых корпусах цилиндров паровых турбин и корпусах клапанов высокого и среднего давления, литых корпусах паропроводной арматуры.

5.3.4.2. Технология предусматривает восстановление живучести корпусных элементов как содержащих неглубокие трещиноватые зоны, так и имеющих сквозные дефекты.

5.3.4.3. Информация, необходимая для реализации технологии контроля трещиноватости, восстановления и контроля живучести корпусных элементов турбин и паропроводной арматуры, приведена в Приложении 4.

5.3.5. Технология эксплуатации роторов высокого и среднего давления с инертным газом в центральной полости в соответствии с циркуляром Ц-05-97(Т).

5.3.5.1. Технология предназначена для содержащих центральные полости роторов высокого и среднего давления (РВД и РСД) всех типов турбин ТЭС.

5.3.5.2. Основными частями и этапами реализации технологии являются: конструктивные изменения пробок, устанавливаемых в торцевых частях РВД и РСД, для исключения проникновения паров обводненного масла в центральную полость ротора (ЦПР), периодическое (каждый капитальный ремонт) заполнение инертным газом ЦПР после контроля дефектности; герметизация РВД и РСД.

5.3.5.3. В условиях сочетания термомеханического циклического нагружения и ползучести эксплуатация РВД и РСД с инертным газом значительно замедляет процесс накопления микроповреждений в поверхностном слое. Это положение подтверждено результатами лабораторных исследований и многолетним (свыше 20 лет) опытом эксплуатации на Костромской ГРЭС роторов с инертным газом в ЦПР.

5.3.6. Видеотехнология контроля макроповреждений.

5.3.6.1. Видеотехнология предназначена для выявления макродефектов в ответственных элементах оборудования, зданий и сооружений.

5.3.6.2. Видеотехнология включает систему устройств для дистанционного и ручного сканирования, в т.ч. труднодоступных зон (центральная полость ротора, тепловые канавки, пазы дисков под лопатки, внутренние поверхности задвижек, трубопроводов, коллекторов и т.д.). Сканирование осуществляется с помощью цветной и черно-белой видеокамер или цифрового фотоаппарата.

5.3.6.3. Разрешающая способность видеотехнологии: протяженность макродефектов - 0,5 мм и более; раскрытие трещиноподобных дефектов - 0,1 мм и более.

Пределы применения: только дефекты, выходящие на контролируемую поверхность.

Информация, необходимая для реализации видеотехнологии контроля микроповреждений, приведена в Приложении 13.

5.3.7. Технология неразрушающего контроля методом аммиачного отклика детали (ДАО-технология).

5.3.7.1. ДАО-технология предназначена для выявления микро- и макронесплошностей в материалах элементов энергооборудования, зданий и сооружений при условии, если эти несплошности выходят на поверхность.

5.3.7.2. ДАО-технология основана на введении аммиака в дефекты, выходящие на контролируемую поверхность, и последующей регистрации его при выходе из дефектов.

5.3.7.3. Информация, необходимая для реализации ДАО-технологии, приведена в Приложении 11.

5.3.8. Технология контроля микроповреждений с помощью мобильного компьютерного микроскопа (МКМ-технология).

5.3.8.1. МКМ-технология предназначена для выявления микроповреждений элементов котлов, паропроводов и турбин, а также металлических конструкций зданий и сооружений.

5.3.8.2. Использование МКМ-технологии позволяет как определить качество шлифов, подготовленных для снятия реплик, так и проводить исследование этих шлифов непосредственно на оборудовании.

5.3.8.3. МКМ-технология является неотъемлемой частью микроструктурного мониторинга живучести ответственных элементов энергооборудования, зданий и сооружений.

5.3.8.4. Информация, необходимая для реализации МКМ-технологии, приведена в Приложении 14.

5.4. Комплексы технологий.

5.4.1. Технологический комплекс "Роторы паровых турбин".

5.4.1.1. Технологический комплекс предназначен для контроля, восстановления и определения живучести роторов турбин ТЭС.

5.4.1.2. Комплекс "Ротор" включает: систему устройств для удаления окалины и восстановления живучести ротора в зонах конструкционных концентраторов (центральная полость, тепловые канавки, придисковые галтели, пазы дисков под лопатки, разгрузочные отверстия) путем удаления части поверхностного слоя толщиной 0,1 - 0,2 мм, содержащего микроповреждения; вихретоковую, видео-, ДАО- и ультразвуковую технологии контроля микроповреждений; технологию микроструктурного мониторинга, технологию герметизации центральной полости ротора для эксплуатации его с инертным газом; технологию в виде интерактивного норматива для определения остаточного ресурса ротора и продолжительности его эксплуатации до очередного капитального ремонта.

5.4.1.3. Описание технологий, входящих в комплекс "Роторы паровых турбин", приведено в Приложениях 1, 2, 3, 11, 12, 13, 14.

5.4.2. Технологический комплекс "Паропроводы".

5.4.2.1. Комплекс предназначен для контроля макроповреждений и микродефектов прямых труб и гибов (далее - "элементов") станционных паропроводов и паропроводов в пределах котла, эксплуатируемых в условиях ползучести с учетом воздействия опорно-подвесной системы.

5.4.2.2. Технологический комплекс включает: систему технологий для определения опасных зон, содержащих микроповреждения в элементах паропроводов (вихретоковые, ультразвуковые, ДАО-технологии, а также средства контроля и учета изменений овальности, минимальной толщины стенки гиба, скорости ползучести, "локальной" кривизны наружной поверхности - зоны экстремумов); систему средств для микроструктурного мониторинга (компьютерный мобильный микроскоп, реплики, микрообразцы); интерактивный норматив для определения категорий опасности и коэффициентов достоверности, характеризующих меру живучести элементов паропроводов.

5.4.2.3. Описание технологий, входящих в комплекс "Паропроводы", приведено в Приложениях 6, 7, 8, 9, 11, 12, 13, 14.

5.4.3. Технологический комплекс "Здания, сооружения ТЭС".

5.4.3.1. Комплекс предназначен для мониторинга дефектности ответственных элементов зданий и сооружений ТЭС.

5.4.3.2. Комплекс включает: видео-, ДАО-, вихретоковую, ультразвуковую технологии; средства мониторинга уровня и режима грунтовых, подземных вод для обеспечения нормативного состояния зданий, сооружений путем проведения гидрогеологических режимных наблюдений; компьютерную базу паспортизации зданий, сооружений и атлас видеоизображений поврежденных элементов.

5.4.3.3. Описание технологий, входящих в комплекс "Здания, сооружения ТЭС", приведено в Приложениях 10, 11, 12, 13.

 

6. НОРМАТИВНО-ОРГАНИЗАЦИОННАЯ БАЗА

 

6.1. Нормативно-организационная база ОС "Живучесть ТЭС" включает:

- основополагающие и распорядительные документы Минэнерго СССР и РАО "ЕЭС России" (Приложение 17);

- отраслевую нормативно-техническую документацию на энергооборудование (Приложения 17 и 21);

- международные и национальные стандарты (Приложение 21);

- комплекс руководящих документов, устанавливающий правила и процедуры контроля, определения, восстановления живучести ответственных элементов зданий и сооружений ТЭС (Приложения 1 - 14);

- реестр участников ОС "Живучесть стареющих ТЭС" - региональных центров "Живучесть ТЭС" (Приложение 18);

- справочную документацию, монографии, справочники, диссертации по контролю, определению, восстановлению живучести энергооборудования ТЭС (Приложение 21).

6.2. Разработку нормативных документов по контролю, определению, восстановлению живучести и внесение изменений в них осуществляет ОС "Живучесть ТЭС".

6.3. Утверждение и публикацию руководящих и справочных документов, в т.ч. и на электронных носителях, осуществляет РАО "ЕЭС России" по представлению МКС "Живучесть ТЭС".

6.4. Нормативно-организационной основой реализации решений по контролю, восстановлению, определению живучести является база знаний, представленная в виде компьютерной энциклопедии.

Отраслевая нормативная система "Живучесть ТЭС" (ОСД) ориентирована в первую очередь на стареющие ТЭС, а в них на наиболее ответственные элементы оборудования, зданий и сооружений:

- роторы, диски, лопатки (в особенности последних ступеней) турбин;

- литые корпуса турбин и крупной арматуры;

- паропроводы;

- фундаменты агрегатов, потолочные плиты, колонны главного корпуса.

 

7. СТРУКТУРА ОТРАСЛЕВОЙ СИСТЕМЫ "ЖИВУЧЕСТЬ ТЭС"

 

7.1. Отраслевая система "Живучесть ТЭС" образована в соответствии с решениями РАО "ЕЭС России" (Приложение 17) и включает:

- Межотраслевой Координационный Совет (МКС), возглавляемый тремя сопредседателями;

- Отраслевую службу (ОТС), возглавляемую директором;

- Костромской филиал Всероссийского теплотехнического института (КФ ВТИ);

- Отраслевую лабораторию (ОЛ);

- Костромской филиал Ивановского государственного энергетического университета (Кф ИГЭУ);

- Отраслевой метролого-технологический комплекс (ОМТК);

- Оперативные выездные бригады;

- Региональные центры (РЦ) - участники системы.

7.2. Функции подразделений, входящих в структуру ОС "Живучесть ТЭС":

 

    Подразделение   

           Функции подразделения         

Межотраслевой       
Координационный Совет

Общее руководство, руководство работами по
метрологии, проводящимися в рамках ОС "Жи-
вучесть ТЭС".                            
Разработка, опубликование руководящих до-
кументов ОС "Живучесть ТЭС" и внесение в 
них изменений (при необходимости). Анализ
и контроль эффективности деятельности ОС.
Проведение выездных совещаний            

Отраслевая служба   

Оперативное руководство и реализация реше-
ний МКС. Консультации в сфере контроля,  
определения, восстановления живучести    
энергооборудования.                      
Аккредитация региональных центров        

Костромской филиал  
Всероссийского тепло-
технического институ-
та                  

Оказание методической помощи в вопросах, 
касающихся работ по контролю, определению,
восстановлению живучести энергооборудова-
ния.                                     
Координация взаимодействия специалистов по
живучести оборудования, зданий и сооруже-
ний и технологов энергопредприятий.      
Повышение квалификации персонала ТЭС     

Отраслевая лаборато-
рия                 

Выполнение научно-исследовательских работ.
Экспертиза документации и результатов ра-
бот по живучести, проводимых энергопред- 
приятиями.                               
Разработка новых технологий и специализи-
рованных технических средств             

Костромской филиал  
Ивановского государ-
ственного энергоуни-
верситета           

Подготовка специалистов высшей квалифика-
ции и кандидатов технических наук для ре-
шения проблем по живучести стареющих ТЭС 

Отраслевой метролого-
технологический комп-
лекс                

Проверка и совершенствование технологий. 
Промышленное освоение технологий в услови-
ях ТЭС                                   

Оперативные выездные
бригады             

Проведение работ на объектах.            
Методическая помощь специалистам энерго- 
предприятий                              

Региональные центры 
(участники системы) 

Внедрение правил и технологий отраслевой 
системы "Живучесть ТЭС" на энергопредприя-
тиях                                     

 

 

 

 

 

Приложения

 

I. ЖИВУЧЕСТЬ ОТВЕТСТВЕННЫХ ЭЛЕМЕНТОВ

(УЗЛОВ, КОМПОНЕНТОВ) ТУРБИНЫ

 

Приложение 1

(обязательное)

 

РУКОВОДЯЩИЙ ДОКУМЕНТ

 

РОТОРЫ ПАРОВЫХ ТУРБИН ТЭС. ИНТЕРАКТИВНАЯ СИСТЕМА КОНТРОЛЯ

И ОПРЕДЕЛЕНИЯ КАТЕГОРИИ ОПАСНОСТИ

 

РД 153-34.0-20.605-2002-01ир

 

Настоящий Руководящий документ (далее - РД) распространяется на цельнокованые роторы высокого и среднего давления (РВД и РСД) паровых турбин энергоблоков ТЭС мощностью 100 МВт и более и определяет технологии, периодичность и объемы контроля роторов, а также методы оценки их предела живучести (остаточного ресурса).

 

1. ОБЩИЕ ПОЛОЖЕНИЯ

 

1.1. РД регламентирует 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.

1.2. РД регламентирует процесс контроля состояния отдельных элементов (зон) роторов, включая метрологию и технологию контроля, виды отчетной документации.

1.3. Настоящий РД разработан с учетом основных положений РД 153-34.1-17.421-98 (РД 10-262-98) [3.66] и РД 34.17.440-96 [3.67].

1.4. Принципиальной особенностью РД является его неотъемлемая связь с компьютерной информационно-экспертной системой, охватывающей ТЭС в целом. Это позволяет повышать достоверность получаемых решений по мере накопления результатов входного и эксплуатационного контроля, наполнения базы повреждений контролируемых зон ротора, отраслевой базы повреждений этих зон, а также по мере накопления результатов испытаний до разрушения ротора в отраслевом метролого-технологическом комплексе (ОМТК).

1.5. Положения РД подлежат обязательному выполнению всеми цехами, службами и отделами ТЭС, входящими в ОС "Живучесть ТЭС", которые обеспечивают контроль, эксплуатацию, подготовку к ремонту и ремонт роторов: лаборатория или служба металлов, котлотурбинный цех (КТЦ), цех централизованного ремонта (ЦЦР), производственно-технический отдел (ПТО) и др.

1.6. Периодический контроль роторов с использованием интерактивной (информационно-экспертной системы) осуществляют: отраслевая служба "Живучесть ТЭС", лаборатория измерения дефектности оборудования (ЛИДО), ЦЦР, цех ОМТК Костромской ГРЭС и отдел живучести Рязанской ГРЭС (ОТЖ-РГРЭС), соответствующие службы других региональных центров. Преимущественно контроль проводится в период плановых ремонтов энергоблоков.

1.7. ПТО совместно с КТЦ 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.

Средствами цеха АСУ осуществляется подсчет и передача в информационно-экспертную систему ежесуточных сведений о наработке энергоблоков.

Планирование ремонтов энергоблоков осуществляется в соответствии с результатами проведенного контроля, экспертизы и рекомендуемого регламента, по данным информационно-экспертной системы.

1.8. Результаты входного и эксплуатационного контроля роторов, полученные в соответствии с требованиями ранее действующих инструкций, могут использоваться при проведении экспертизы и определении возможности дальнейшей эксплуатации роторов.

1.9. Ответственность за выполнение контроля роторов возлагается на главного инженера ТЭС.

1.10. При положительных результатах диагностирования роторов, срок эксплуатации которых не превысил паркового ресурса, решение о допуске его в эксплуатацию принимает экспертно-техническая комиссия ТЭС (ЭТК ТЭС).

Возможность эксплуатации роторов при выработке паркового ресурса или неудовлетворительных результатах диагностирования определяется одной из специализированных организаций: ВТИ, ОРГРЭС, УралВТИ, Костромским филиалом ВТИ.

Окончательное решение о дальнейшей эксплуатации принимает ЭТК ТЭС. Решение ЭТК утверждается РАО "ЕЭС России".

1.11. В тексте РД приняты следующие сокращения и условные обозначения:

КО - категория опасности;

ДЕЛЬТА КО - прибавка к результирующему значению КО;

КД - коэффициент достоверности;

ВК - визуальный контроль;

УЗК - ультразвуковой контроль;

МПД - магнитопорошковая дефектоскопия;

ВТК - вихретоковый контроль;

ВДК - видеоконтроль;

ДАО - аммиачный отклик детали;

КПМ - категория повреждения микроструктуры;

МА - микроструктурный анализ;

ММ - микроструктурный мониторинг;

П - расчетная поврежденность элемента ротора;

ЦПР - центральная полость (осевой канал) ротора.

 

2. ТЕХНОЛОГИИ КОНТРОЛЯ СОСТОЯНИЯ РОТОРОВ

 

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

- центральная полость ротора (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.

2.2. Для контроля повреждаемых зон используются следующие технологии:

- визуальный контроль;

- видеоконтроль;

- ультразвуковой контроль;

- магнитопорошковая дефектоскопия;

- вихретоковый контроль;

- аммиачный отклик детали (ДАО-контроль);

- микроструктурный мониторинг;

- измерение твердости;

- 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 категорий опасности (раздел 4).

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 коэффициент интенсивности напряжений (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 ВТИ, ЛМЗ, ХЦКБ 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 часов работы турбины в базовом режиме (не менее межремонтного периода). Такой подход также может быть применен при выработке ротором своего расчетного ресурса, но при отсутствии трещин.

Ниже приводится описание применяемых технологий контроля состояния роторов.

2.3. Визуальный контроль (ВК).

2.3.1. Визуальный контроль зон ротора проводится в целях выявления на поверхности легко обнаруживаемых дефектов. Технология визуального контроля регламентирована РД 34.17.440-96 [3.67].

Визуальный контроль поверхности проводится без применения увеличительных приборов до зачистки поверхности.

2.4. Видеоконтроль (ВДК).

2.4.1. Технология видеоконтроля и документирования состояния поверхности центральной полости ротора (ЦПР) используется как самостоятельный вид контроля, а также для уточнения природы дефектов, выходящих на поверхность и выявленных при ДАО, вихретоковом и ультразвуковом контроле. Изображение контролируемого участка поверхности ЦПР может быть задокументировано путем ввода видеоизображения в компьютер.

2.4.2. Технология реализуется в соответствии с РД 153-34.0-20.605-2002-13вк (Приложение 13).

2.4.3. Видеоконтроль выполняется до и после зачистки ЦПР с помощью телевизионного смотрового прибора СПТ-2.

2.4.4. Подробное описание технологии видеоконтроля ЦПР приведено в РД 153-34.0-20.605-2002-13вк (Приложение 13).

2.5. Магнитопорошковая дефектоскопия (МПД).

2.5.1. Магнитопорошковая дефектоскопия зон ротора проводится перед УЗК в целях выявления поверхностных дефектов типа трещин, рыхлости и др.

2.5.2. Технология МПД реализуется в соответствии с ГОСТ 21105-75 [3.7] и Инструкцией по применению портативных намагничивающих устройств для проведения МПД деталей энергооборудования [3.38].

2.5.3. МПД выполняется после зачистки поверхности контролируемого элемента согласно требованиям [3.67].

2.5.4. МПД проводится в соответствии с [3.38] способом циркулярного намагничивания путем пропускания тока по контролируемой части изделия или продольного (полюсного) намагничивания электромагнитом.

2.5.5. Дефектные места могут быть выбраны шлифовальной машинкой и повторно проконтролированы МПД или травлением.

2.6. Вихретоковый контроль (ВТК).

2.6.1. Технология вихретокового контроля (ВТК) предназначена для выявления и измерения глубины трещин, выходящих на контролируемую (наружную или внутреннюю) поверхность. ВТК регламентирована [3.67] и может использоваться в зависимости от ситуации наряду с МПД, УЗК, цветной дефектоскопией.

2.6.2. Технология ВТК обеспечивает получение результата с установленной погрешностью измерения при доверительной вероятности 0,9.

2.6.3. Основной особенностью технологии ВТК является возможность ее реализации без зачистки контролируемой поверхности (окалина, ржавчина и др.) или с грубой ее зачисткой. Почти не реагируя на такой фон, индикатор глубины трещин (ИГТ) создает отклик на трещины определенных размеров.

2.6.4. При ВТК центральной полости ротора вихретоковый датчик устанавливается на штангу, которая может перемещаться по длине полости и по окружности ее внутренней поверхности.

2.6.5. Подробное описание технологии вихретокового контроля приведено в РД 153-34.0-20.605-2002-12вт (Приложение 12).

2.7. Контроль по аммиачному отклику детали (ДАО-контроль).

2.7.1. Контроль поверхности элементов ротора по ДАО-технологии реализуется в соответствии с РД 34.17.МКС.007-97 [3.65] и предназначен, наряду с МПД и цветной дефектоскопией, для обнаружения поверхностных дефектов (трещин, отдельных пор, цепочек пор, эрозионно-коррозионных повреждений и т.п.).

    2.7.2.  При  шероховатости  контролируемой поверхности R  = 40

                                                            z

мкм   уровень  чувствительности  контроля  обеспечивает  выявление

трещиноподобных  дефектов с раскрытием более 1 мкм, глубиной более

0,3  мм,  протяженностью  более  0,3  мм,  а  также отдельных пор,

цепочек   пор,  поверхностных  эрозионно-коррозионных  повреждений

диаметром более 10 мкм, глубиной более 0,3 мм.

2.7.3. Основными дефектоскопическими материалами при использовании данной технологии являются водный раствор аммиака концентрацией 25% и индикаторная бумага, изготовленная ОС "Живучесть ТЭС".

2.7.4. Для документирования результатов контроля может быть использована следующая аппаратура: фотоаппарат, цифровой фотоаппарат, видеокамера, копировальный аппарат, сканер.

2.7.5. Контроль по ДАО-технологии следует проводить до ультразвукового контроля.

2.7.6. Для проведения контроля по ДАО-технологии необходимо очистить поверхность окалины абразивным камнем.

2.7.7. Насыщение поверхности аммиаком проводится путем наложения аппликации из ткани, смоченной водным раствором аммиака, и выдержки ее под газонепроницаемой пленкой в течение 15 - 20 мин.

2.7.8. Регистрация дефектов проводится через 1 - 1,5 мин. после снятия аппликации путем наложения на контролируемый участок индикаторной бумаги и ее выдержки в течение 1 минуты.

2.7.9. При ДАО-контроле ЦПР используется специальное приспособление, позволяющее подать аммиак на контролируемый участок, затем наложить на него бумагу и снять отпечаток.

2.7.10. Тип дефекта устанавливают по конфигурации ДАО-портретов на лицевой поверхности индикаторной бумаги.

2.7.11. Местоположение соответствующих дефектов на поверхности ротора определяют по местоположению ДАО-портретов на индикаторной бумаге в соответствии с разметкой контролируемого участка.

2.7.12. Полученные ДАО-портреты документируют одним из доступных способов, в том числе с помощью аппаратуры, указанной в п. п. 2.7.3 и 2.7.4.

2.7.13. Подробное описание технологии ДАО-контроля приведено в РД 153-34.0-20.605-2002-11ао (Приложение 11).

2.8. Ультразвуковой контроль (УЗК).

2.8.1. Ультразвуковой контроль элементов (зон) ротора проводится для выявления дефектов, выходящих как на внутреннюю и наружную поверхности, так и не выходящих на эти поверхности без установления типа дефекта. Технология УЗК реализуется в соответствии с ГОСТ 12503-75 [3.11].

2.8.2. Технология УЗК центральной полости ротора регламентирована РД 153-34.0-20.605-2002-02ур (Приложение 2).

2.8.3. Наиболее часто встречающимися дефектами в элементах ротора могут быть: риски, коррозионно-усталостные трещины, коррозионные язвины, трещины ползучести и усталости.

2.8.4. УЗК рекомендуется проводить после ВК, МПД, ВТК, ДАО-контроля.

2.8.5. Оценка качества элементов ротора проводится на основании сопоставления параметров эхо-сигналов от дефекта и отражателя на испытательном образце соответствующего типоразмера.

2.8.6. Испытательные образцы для контроля элементов изготавливаются из специальных заготовок. Материал образцов должен соответствовать материалу контролируемого элемента. При контроле элементов ротора, находящегося в эксплуатации более 50 тыс. ч, образцы рекомендуется изготавливать из заготовок, проработавших такой же срок.

2.8.7. Для УЗК применяются ультразвуковые дефектоскопы с датчиками, имеющими углы входа луча 60 и 90°.

2.9. Измерение твердости (ТВ).

2.9.1. Измерение твердости применяется для оценки прочностных свойств металла элементов ротора.

2.9.2. Измерение твердости выполняется с помощью переносных твердомеров по технологии, регламентированной ГОСТ 18661-73 [3.3]. На каждом элементе должно быть проведено не менее трех измерений в разных местах по периметру.

2.9.3. Твердость металла определяется как среднее арифметическое значение результатов отдельных измерений, которые не должны отклоняться от нормативных значений более чем на 7%.

2.10. Измерение биения ротора.

2.10.1. Проверка биения (прогиба) ротора проводится при каждом капитальном ремонте в местах, указанных в заводском формуляре.

2.10.2. Измерение проводится в радиальном направлении индикатором ИЧ-10Б, укрепленном на штативе с магнитным основанием при повороте ротора в собственных подшипниках.

2.10.3. Показания индикатора фиксируются и заносятся в формуляр. Обычно места измерений соответствуют отверстиям под собственные болты в полумуфте.

2.10.4. Данное измерение можно проводить на балансировочном станке, используя жесткую подставку для установки штатива с индикатором.

2.11. Измерение шероховатости.

2.11.1. В станционных условиях измерение шероховатости поверхностей элементов (зон) ротора проводится в соответствии с ГОСТ 2789-73 [3.19] методом сравнения с образцами-эталонами шероховатости с использованием лупы.

2.12. Микроструктурный мониторинг (ММ).

2.12.1. Назначение и область применения.

2.12.1.1. Технология микроструктурного мониторинга металла элементов ротора реализуется в соответствии с РД 153-34.1-17.421-98 (РД 10-262-98) [3.66], РД 34.17.401-95 [3.33] и ОСТ 34-70-690-96 [3.24].

2.12.1.2. При проведении микроструктурного мониторинга, в первую очередь, необходимо ориентироваться на изменения основных характеристик микроструктуры металла, контролируемых при монтаже оборудования и во время капитальных ремонтов. При необходимости контроль элементов ротора может осуществляться также в периоды остановов энергоблоков на средний или внеплановый ремонт.

2.12.1.3. Технология микроструктурного мониторинга включает: определение мест контроля, подготовку шлифов, выборку микрообразцов или снятие реплик, металлографический анализ средствами оптической и электронной микроскопии с записью и компьютерной обработкой портретов микроструктур, наполнение базы данных по микроструктурам металла образцов и работу с этой базой.

2.12.2. Методы металлографического анализа и условия их применения.

2.12.2.1. Состояние структуры металла элементов ротора в условиях эксплуатации определяют неразрушающими методами с помощью:

- изготовления металлографических шлифов непосредственно на элементах с последующим просмотром и регистрацией структуры либо с применением переносных микроскопов, оснащенных фото- или видеокамерой, либо путем снятия реплик (оттисков) с подготовленного на элементе металлографического шлифа и последующего их анализа в металлографических лабораториях;

- отбора микрообразцов, не нарушающих целостность элементов, с последующим анализом в металлографических лабораториях.

2.12.2.2. Определение опасных мест элементов ротора, из которых должны производиться выборка микрообразцов или снятие реплик, осуществляется как на основании расчетов (максимальное исчерпание ресурса), так и с учетом мирового опыта, основанного на статистике повреждений и результатов испытаний образцов металла и ротора в целом. При выборе мест для микроструктурного мониторинга используются также специальные средства неразрушающего контроля (УЗК, МПД, ВТК, ДАО-технологии).

2.12.2.3. Контроль микроповреждений на поверхности дисков и полумуфт в опасных местах сначала осуществляется на предварительно подготовленных площадках-шлифах с помощью переносного микроскопа и/или методом реплик. Затем в местах, где выявлены микродефекты, для определения микроповреждений на поверхности и по глубине поверхностного слоя производится выборка микрообразцов.

2.12.2.4. Для контроля микроповрежденности металла ЦПР, тепловых канавок, пазов дисков под лопатки производится выборка микрообразцов.

2.12.2.5. Особенности мониторинга микроструктуры металла ЦПР изложены в РД 153-34.0-20.605-2002-03цп (Приложение 3).

2.12.3. Снятие реплик, выборка микрообразцов, подготовка шлифов.

2.12.3.1. Снятие реплики (оттисков) для металлографического анализа проводится по технологии, регламентированной ОСТ 34-70-690-96 [3.24].

2.12.3.2. Размеры шлифа для снятия реплик определяются возможностью его изготовления и необходимостью иметь полированную площадку с размерами не менее 30 х 20 мм. При подготовке шлифа должен быть удален обезуглероженный слой металла. Толщина удаляемого слоя металла не должна превышать 1 мм.

2.12.3.3. Выборка микрообразцов выполняется методом электроэрозионной резки при помощи специального устройства; при выборке микрообразцов из ЦПР такое устройство монтируется на специальную штангу.

2.12.3.4. Глубина лунки, создаваемой при выборке микрообразца, не должна превышать 1,8 мм. Лунка удаляется механическим способом с помощью шлифовальной машинки с мелкозернистым наждачным камнем диаметром 30 - 50 мм, в результате чего образуется плоская лыска со сглаженными кромками с характерным размером 20 - 30 мм. При этом толщина удаленного слоя не должна превышать 2 мм.

2.12.3.5. Подготовка шлифов на элементах для снятия реплик и контроля с помощью переносного микроскопа, а также для исследований на стационарных микроскопах выполняется согласно требованиям ОСТ 34-70-690-96 [3.24].

2.12.3.6. Зоны, где должна проводиться выборка микрообразцов из РВД и РСД, указаны на рис. 1 (не приводится).

2.12.4. Исследование микроструктуры и поврежденности металла.

2.12.4.1. Микроструктурный анализ металла образцов включает: оценку наличия и характера распределения неметаллических включений, определение величины зерна, ориентации и распределения отдельных структурных составляющих, их микротвердости, особенностей возникновения и развития микроповреждений металла.

2.12.4.2. Металлографический анализ шлифов микрообразцов проводится на металлографических микроскопах, при 50 - 1000-кратных увеличениях, позволяющих наблюдать шлиф в отраженном свете. При необходимости, такие же шлифы можно использовать для электронной растровой микроскопии при увеличениях до 2000 - 5000 крат.

2.12.4.3. Дефекты типа макропор, трещин, неметаллических включений выявляются на полностью подготовленных шлифах в нетравленом состоянии при 50 - 100-кратных увеличениях. Определение неметаллических включений проводится в соответствии с ГОСТ 1778-70 [3.15].

2.12.4.4. Оценка величины зерна проводится в соответствии с ГОСТ 5639-82 [3.6].

2.12.4.5. Металлографический анализ реплик проводится по технологии, аналогичной применяемой при исследовании микрошлифов образцов. Анализ осуществляется на металлографических микроскопах при 50 - 1000-кратных увеличениях в отраженном свете. В результате анализа определяются величина зерна, наличие, форма и размеры неметаллических включений, микроструктура и морфологические особенности микроповрежденности порами, цепочками пор, микротрещинами.

2.12.4.6. В результате исследования микрообразцов, реплик дается характеристика микроструктуры и оценивается микроповрежденность металла элементов роторов.

2.12.4.7. Категории повреждения микроструктуры (КПМ) металла роторных сталей в процессе длительной эксплуатации от исходного состояния до образования макротрещин устанавливаются по шкалам микроструктур в соответствии с табл. 1.

 

Таблица 1

 

КАТЕГОРИИ ПОВРЕЖДЕНИЯ МИКРОСТРУКТУРЫ (КПМ) РВД И РСД

ПАРОВЫХ ТУРБИН В ПРОЦЕССЕ ДЛИТЕЛЬНОЙ ЭКСПЛУАТАЦИИ

 

КПМ

              Характеристика микроструктуры                

1 

Микроструктура в пределах сдаточных исходных - бейнитная,  
ферритно-бейнитная. Металлографические дефекты отсутствуют 

2 

Небольшие изменения исходной микроструктуры на начальной   
стадии старения, например увеличение количества карбидов   

3 

Изменение исходной микроструктуры (сфероидизация бейнита - 
2-й балл по шкале сфероидизации - ОСТ 34-70-690-96) или вы-
являются металлургические дефекты менее критического размера

4 

Заметные изменения исходной микроструктуры (сфероидизация  
бейнита - 3-й балл по шкале сфероидизации - ОСТ 34-70-690- 
96); отсутствие микропор размером > 1 мкм (не выявляются при
исследовании методом оптической микроскопии)               

5 

Большие изменения микроструктуры - наличие микропор размером
> 1 мкм; (сфероидизация бейнита - 4-й балл и выше по шкале 
сфероидизации - ОСТ 34-70-690-96)                          

6 

Наличие цепочек пор и/или микротрещин глубиной < 0,2 мм    

7 

Наличие макротрещин глубиной > 0,2 мм                      

 

2.13. Компьютерная запись и обработка микроструктур.

Микроструктуры фиксируются в памяти компьютера в виде растровых файлов (портретов) в стандартных графических форматах ВМР или JPEG. Для этой цели используется специальный комплекс, состоящий из микроскопа, сканирующего устройства (цифровой видеокамеры или фотоаппарата, имеющих интерфейс с компьютером) и компьютера.

Специально разработанное программное обеспечение позволяет улучшить визуальные характеристики портрета, в том числе: увеличить контрастность и выровнять освещенность, уменьшить высокочастотный шум; а также определить такие количественные характеристики микроструктуры как средний размер зерна, максимальный и средний размер пор, средний размер и плотность распределения карбидов и другие.

Наличие банка портретов микроструктур с различной поврежденностью позволяет создавать электронные атласы микроструктур для применяющихся в теплоэнергетике сталей.

 

3. ОПРЕДЕЛЕНИЕ КАТЕГОРИИ ОПАСНОСТИ ЭЛЕМЕНТОВ РОТОРА

В СООТВЕТСТВИИ С РАСЧЕТНЫМ ЗНАЧЕНИЕМ НАКОПЛЕННОГО

ПОВРЕЖДЕНИЯ

 

3.1. Общие положения.

3.1.1. Суммарная поврежденность элементов ротора определяется по формуле линейного накопления повреждения:

 

                           П = П  + П ,

                                с    ц

 

    где:

    П  - статическая составляющая поврежденности;

     с

    П  - циклическая составляющая поврежденности.

     ц

3.1.2. В связи с неопределенностью многих факторов, влияющих на результаты расчета суммарной поврежденности, расчет выполняется со значительными упрощениями, которые заключаются в следующем:

- вместо точного учета изменения параметров пара вводятся усредненные параметры и циклы;

- напряженное состояние элементов ротора для определения статической составляющей поврежденности рассчитывается в упругой осесимметричной постановке, причем учитывается только действие центробежных сил; учитывается снижение коэффициента концентрации за счет релаксации напряжений при ползучести и снижение параметров длительной прочности стали ротора;

- циклическая составляющая поврежденности определяется по методике, полученной с использованием результатов исследований ВТИ.

3.1.3. Результаты расчета напряжений заносятся в базу данных информационной системы как паспортные величины, зависящие только от геометрии конструкции.

С учетом сказанного, статическая и циклическая составляющие поврежденности определяются по формулам:

 

                            П  = тау / [тау];

                             с

 

                           П  = SUM ДЕЛЬТА а ,

                            ц               i

 

    где:

    тау - суммарная наработка;

    [тау] - время до наступления предельного  состояния (появления

трещин  ползучести  в  проверяемой  зоне) под действием средних за

срок  работы  эквивалентных  напряжений  при  средней температуре,

определяемое   с   помощью  соответствующей  диаграммы  длительной

прочности;

    ДЕЛЬТА а  - повреждение от циклической  нагрузки,  накопленное

            i

за один цикл.

3.2. Определение статической составляющей поврежденности элементов ротора.

3.2.1. Общее описание алгоритма решения задачи теории упругости методом граничных интегральных уравнений.

Эффективным методом решения трехмерной задачи теории упругости является метод граничных интегральных уравнений (МГИУ). Решающим преимуществом метода по сравнению с другими численными методами механики сплошной среды является снижение на единицу размерности решаемой задачи.

Ключевым моментом примененного алгоритма является предложенная П.И. Перлиным [1.26] схема вычисления главного значения сингулярных интегралов. Решение соответствующих интегральных уравнений теории упругости осуществляется методом последовательных перемещений. Важной особенностью алгоритма является независимость сетки разбиения при варьировании граничной поверхности области.

При использовании МГИУ решение второй основной задачи теории упругости (на граничной области поверхности задана нагрузка) сводится к решению сингулярного интегрального уравнения:

 

U(х) - интеграл G(х, у) х U(у) х dS(у) = интеграл F(х, у) х f(у) х dS(у), (1)

           s                                s

 

где:

S - граничная поверхность области;

U - компоненты вектора перемещения на S;

G - ядро интегрального уравнения;

F - матрица Кельвина - Сомильяна;

f - компоненты вектора напряжений на S.

В работе [1.26] был разработан алгоритм решения уравнения (1) методом последовательных приближений с использованием регулярного представления сингулярного интеграла. При этом решение уравнения (1) представляется в виде ряда:

 

                         беск.     n  (n-1)

                     U = SUM   (-1)  U     .                   (2)

                         n=0

 

Подставляя (2) в (1) и приравнивая коэффициенты при одинаковых степенях соответствующих членов ряда, можно получить рекуррентное соотношение для U:

 

          n                          (n-1)

         U (х) = интеграл G(х, у) х U     (у) х dS(у).         (3)

                    s

 

Регулярное представление для входящего в (3) сингулярного интеграла получается путем понижения особенности с использованием обобщенной теоремы Гаусса. При этом формула (3) приобретает вид:

 

 (n)        (n-1)                           (n-1)       (n-1)

U   (х) = -U     (х) - интеграл G(х, у) х [U     (у) - U     (х)] х dS(у), (4)

                          s

 

    причем:

 

            0

           U (х) = интеграл F(х, у) х f(у) х dS(у).            (5)

                      s

 

После определения перемещений U напряжения на граничной поверхности S определяются путем численного дифференцирования перемещений и использования закона Гука. Так как для подавляющего большинства технических задач определяющим является напряженное состояние на границе области, этим, как правило, и завершается решение.

В работах [1.27, 1.28] описана численная реализация изложенного выше алгоритма.

Интерполяция плотности потенциалов осуществляется с помощью локальных сплайнов, а численное интегрирование на каждом из элементов расчетной сетки выполняется с использованием кубатурных формул, полученных путем перемножения соответствующих квадратур Гаусса. Выбор порядка формулы производится в зависимости от L / (X - Y), где L - максимальный линейный размер элемента, что обеспечивает для граничной поверхности в целом адаптивную кубатурную формулу.

При вычислении суммы ряда (2) учитывается, что данный ряд с увеличением n стремится к геометрической прогрессии, поэтому для уточнения суммы используется формула:

 

                                      U

                      n-1     i        n

                  U = SUM (-1)  U  + -----.                    (6)

                      i=0        i   1 - k

 

При построении алгоритма решения двумерной (плоской и осесимметричной) задачи контур меридионального сечения области представлялся в виде совокупности отрезков прямых и дуг окружностей. При решении осесимметричной задачи интегрирование в окружном направлении выполняется с использованием квадратурных формул Гаусса высокого порядка. Искомые величины вычисляются только на контуре меридионального сечения, а на остальной части граничной поверхности восстанавливаются из условия осевой симметрии.

3.2.2. Учет объемных сил.

Описанный выше метод граничных интегральных уравнений применим для решения второй основной задачи теории упругости - при заданных на граничной поверхности нагрузках. На вращающийся ротор действуют также объемные силы - поле центробежных сил и вызванные неравномерным нагревом температурные напряжения. Для того, чтобы при расчете напряженного состояния учесть эти факторы, применяется специальный прием.

Рассматриваются частные задачи для полого цилиндра, нагруженного центробежными силами или изменяющимся только в радиальном направлении температурным полем. Для этих задач известно точное замкнутое решение - частное решение задачи теории упругости, которое удовлетворяет уравнениям теории упругости, но не удовлетворяет краевым условиям. Затем решается вспомогательная задача, когда к границам области решаемой задачи прикладываются дополнительные нагрузки. Эти нагрузки равны взятым с обратным знаком напряжениям соответствующей частной задачи в точках границы основной задачи на площадке с нормалью, направленной к границе. Суперпозиция частного решения с решением вспомогательной задачи дает полное, удовлетворяющее краевым условиям, решение задачи с учетом соответствующих объемных сил.

3.2.3. Частное решение для центробежных сил.

Компоненты тензора напряжений в этом случае выглядят следующим образом:

 

                                               2  2

                  3 + ню         2   2    2   а  b     2

         сигма  = ------ ро омега  (b  + а  - ----- - r ),

              r     8                           2

                                               r

 

                                             2  2

                3 + ню         2   2    2   а  b    1 + 3ню  2

    сигма     = ------ ро омега  (b  + а  - ----- - ------- r ).

         тэта     8                           2     3 + ню

                                             r

 

                            сигма  = 0,

                                 z

 

    где:

    сигма  - радиальные напряжения;

         r

    сигма     - кольцевые напряжения;

         тэта

    сигма  - осевые напряжения;

         z

    ро - плотность стали;

    ню - коэффициент Пуассона;

    омега - угловая скорость вращения;

    b - максимальный наружный радиус ротора;

    а - радиус осевого канала;

    r - текущий радиус.

    3.2.4.   Частное   решение   для   изменяющегося   по  радиусу

температурного поля:

 

                         2    2

           альфа Е   1  r  - а     b                r

  сигма  = -------- -- (------- интеграл Тrdr - интеграл Тrdr),

       r    1 - ню   2   2    2    а                а

                    r   b  - а

 

                           2    2

             альфа Е  1   r  + а    b                r              2

сигма     = -------- -- (------- интеграл Тrdr + интеграл Тrdr - Т r ),

     тэта    1 - ню   2   2    2    а                а

                     r   b  - а

 

                    альфа Е      2       b

           сигма  = -------- (------- интеграл Тrdr - Т),

                2    1 - ню    2    2    а

                              b  - а

 

где:

альфа - коэффициент температурного расширения;

Е - модуль упругости;

Т - температура металла, изменяющаяся по радиусу r.

3.2.5. Расчетные схемы для определения напряженного состояния методом граничных интегральных уравнений.

 

                       ┌──┐

                        

            ┌─┐                               ┌─┐

            │ │                               │ │

            │ │                               │ │

┌───────────┘ └─────┐      ┌──────────────────┘ └──────────────┐

                   └──┘  └──┘                                  

└────────────────────────────────────────────────────────────────┘

                              РВД

 

                        ┌─┐  ┌─┐

                        │ │  │ │

    ┌─────────────┐     │ │  │ │

    └────┐  ┌─────┘     │ │  │ │         ┌───────────────────────┐

┌────────┘  └───────────┘ └──┘ └─────────┘                      

└────────────────────────────────────────────────────────────────┘

                              РСД

 

Рис. 2. Расчетные схемы роторов для определения

напряжений методом граничных интегральных уравнений

 

3.2.6. Определение времени до появления трещин ползучести при расчете на статическую прочность:

 

                              1                у

              сигма    = [1 + - (К  - 1)] сигма   ,

                   max        m   у            ном

 

    где:

              у          у

    К  = сигма    / сигма    -  коэффициент  концентрации  упругих

     у        max        ном

напряжений;

         у

    сигма    - максимальные напряжения, определяемые  из  упругого

         max

расчета МГИУ;

         у

    сигма    - номинальные  упругие  напряжения,  определяемые  из

         ном

упругого расчета МГИУ  для  каждой  зоны  ротора  на  удалении  от

концентратора;

    m - показатель ползучести.

    По  полученному значению сигма    определяется [тау] по кривой

                                  max

длительной прочности для материала ротора.

3.3. Определение циклической составляющей поврежденности элементов ротора.

При определении исчерпанного ресурса из всего многообразия нестационарных режимов в качестве наиболее существенных и характерных выделены и учтены следующие:

- пуски из горячего, неостывшего и холодного состояний;

- плановый останов;

- расхолаживание;

- сброс нагрузки;

- плановая разгрузка;

- неплановое регулирование.

Ниже, в табл. 2, приведены характеристики типовых годичных циклов турбин.

 

Таблица 2

 

ХАРАКТЕРИСТИКИ ТИПОВЫХ ГОДИЧНЫХ ЦИКЛОВ

 

┌─────────────┬──────────────────────────────────────────┬─────────────────────────────────┐

│ Тип турбины │Количество нестационарных режимов, состоя-│ Расчетные характеристики стали 

             │щих из инструкционных режимов с допустимы-│                                

             │ми отклонениями за календарный год эксплу-│                                 

             │атации                                                                    

             ├─────────────────────┬─────┬──────┬───────┼────┬──────────┬─────────┬───────┤

               Основные пуски из  │Сброс│Плано-│Непла- │ m  │эпсилон , │сигма   ,│сигма ,│

                   состояния      │наг- │вая   │новое             f       0,2 │     в │

             ├─────┬────────┬──────┤рузки│раз-  │регули-│        %        МПа     МПа 

             │горя-│неостыв-│холод-│     │грузка│рование│                             

             │чего │шего    │ного                                                 

├─────────────┼─────┼────────┼──────┼─────┼──────┼───────┼────┼──────────┼─────────┼───────┤

│К-300-240-ЛМЗ│5    │7       │5     │5    │200   │1000   │1,67│25        │354      │413   

├─────────────┼─────┼────────┼──────┼─────┼──────┼───────┼────┼──────────┼─────────┼───────┤

│К-200-130-ЛМЗ│5    │9       │5     │5    │200   │1000   │1,67│25        │354      │413   

├─────────────┼─────┼────────┼──────┼─────┼──────┼───────┼────┼──────────┼─────────┼───────┤

│К-300-240-ХТЗ│5    │7       │5     │5    │200   │1000   │1,67│14        │568      │609   

├─────────────┼─────┼────────┼──────┼─────┼──────┼───────┼────┼──────────┼─────────┼───────┤

│К-160-130-ХТЗ│5    │8       │5     │5    │200   │1000   │1,67│14        │568      │609   

└─────────────┴─────┴────────┴──────┴─────┴──────┴───────┴────┴──────────┴─────────┴───────┘

 

В табл. 3 приведены значения расчетного повреждения элементов роторов турбин для типовых циклов и значения повреждений за год для приведенных циклов.

    Если  известно  количество и распределение режимов по времени,

то   определение   накопленного   повреждения   выполняется  путем

суммирования  соответствующих  повреждений  из  табл.  3 за каждый

цикл.  Если  же  известно  только  число  циклов,  то  накопленное

                                                            пр

повреждение  определяется  путем  деления  значения ДЕЛЬТА а    из

табл. 3 на сумму  циклов  из  табл. 2  и   последующего  умножения

результата на общее число циклов для данного элемента ротора.

 

Таблица 3


 

ЗНАЧЕНИЯ РАСЧЕТНОГО ПОВРЕЖДЕНИЯ ЭЛЕМЕНТОВ РОТОРОВ ТУРБИН

ДЛЯ ТИПОВЫХ ЦИКЛОВ

 

┌───────┬────┬───────────────┬───────────────────────────────────────────────┬─────────────────┬─────┬──────────┐

  Тип  │Эле-│     Зона      │ Накопленное повреждение для годичных циклов с │              пр │  пр │        пр│

│турбины│мент│                 допустимыми эксплуатационными отклонениями   │ДЕЛЬТА эпсилон  ,│ К   │ДЕЛЬТА а 

                          ├───────────────────────────────────────────────┤        %        │ за    за год 

                                          Номера режимов                                  │ год │         

                          ├───────┬───────┬───────┬───────┬───────┬───────┤                               

                             1      2      3      4      5      6                                  

├───────┼────┼───────────────┼───────┼───────┼───────┼───────┼───────┼───────┼─────────────────┼─────┼──────────┤

│К-300- │РВД │2-я ступень    │0,00010│0      │0      │0      │0      │0      │0,350            │9,0  │0,0016   

│240-ЛМЗ│    ├───────────────┼───────┼───────┼───────┼───────┼───────┼───────┼─────────────────┼─────┼──────────┤

           │Пром. уплотне- │0,00260│0,00004│0,00004│0,00003│0,00010│0,00003│0,515            │35,4 │0,0210   

           │ние                                                                                     

           ├───────────────┼───────┼───────┼───────┼───────┼───────┼───────┼─────────────────┼─────┼──────────┤

           │Центральная    │0,00370│0,00040│0,0002 │0,00030│0,00070│0,00020│0,500            │136,0│0,0680   

           │полость                                                                                 

       ├────┼───────────────┼───────┼───────┼───────┼───────┼───────┼───────┼─────────────────┼─────┼──────────┤

       │РСД │2-я ступень    │0,00040│0,00030│0,0001 │0      │0      │0      │0,420            │12,3 │0,0036   

           ├───────────────┼───────┼───────┼───────┼───────┼───────┼───────┼─────────────────┼─────┼──────────┤

           │Центральная    │0,00050│0,00310│0,0012 │0      │0      │0      │0,740            │13,7 │0,0320   

           │полость                                                                                 

├───────┼────┼───────────────┼───────┼───────┼───────┼───────┼───────┼───────┼─────────────────┼─────┼──────────┤

│К-200- │РВД │2-я ступень    │0,00002│0      │0      │0      │0      │0      │0,300            │5,0  │0,0011   

│130-ЛМЗ│    ├───────────────┼───────┼───────┼───────┼───────┼───────┼───────┼─────────────────┼─────┼──────────┤

           │ПКУ            │0,00030│0      │0      │0      │0,00002│0      │0,350            │22,0 │0,0027   

           ├───────────────┼───────┼───────┼───────┼───────┼───────┼───────┼─────────────────┼─────┼──────────┤

           │Центральная    │0,00650│0,00070│0,001  │0,00090│0,00090│0,00070│0,600            │178,0│0,1840   

           │полость                                                                                 

       ├────┼───────────────┼───────┼───────┼───────┼───────┼───────┼───────┼─────────────────┼─────┼──────────┤

       │РСД │2-я ступень    │0,00030│0,00130│0,0006 │0      │0      │0      │0,590            │16,2 │0,0170   

          ├───────────────┼───────┼───────┼───────┼───────┼───────┼───────┼─────────────────┼─────┼──────────┤

           │ПКУ            │0,00020│0,00090│0,0004 │0      │0      │0      │0,540            │16,3 │0,0120   

           ├───────────────┼───────┼───────┼───────┼───────┼───────┼───────┼─────────────────┼─────┼──────────┤

           │Центральная    │0,00100│0,01600│0,032  │0      │0      │0      │1,740            │14,2 │0,0310   

           │полость                                                                                 

├───────┼────┼───────────────┼───────┼───────┼───────┼───────┼───────┼───────┼─────────────────┼─────┼──────────┤

│К-300- │РВД │2-я ступень    │0,00030│0      │0      │0      │0      │0      │0,410            │5,0  │0,0022   

│240-ХТЗ│    ├───────────────┼───────┼───────┼───────┼───────┼───────┼───────┼─────────────────┼─────┼──────────┤

           │Пром. уплотне- │0,00030│0,00002│0,00002│0,00001│0,00002│0,00001│0,420            │96,5 │0,0062   

           │ние                                                                                     

           ├───────────────┼───────┼───────┼───────┼───────┼───────┼───────┼─────────────────┼─────┼──────────┤

           │Центральная    │0,00150│0,00030│0,0005 │0,00040│0,00040│0,00030│0,570            │206,0│0,0810   

           │полость                                                                                 

       ├────┼───────────────┼───────┼───────┼───────┼───────┼───────┼───────┼─────────────────┼─────┼──────────┤

       │РСД │2-я ступень    │0,00001│0,00002│0,0001 │0      │0      │0      │0,430            │10,5 │0,0025   

           ├───────────────┼───────┼───────┼───────┼───────┼───────┼───────┼─────────────────┼─────┼──────────┤

           │ПКУ            │0,00003│0,00060│0,0012 │0      │0      │0      │0,660            │12,0 │0,0120   

           ├───────────────┼───────┼───────┼───────┼───────┼───────┼───────┼─────────────────┼─────┼──────────┤

           │Центральная    │0,00070│0,00430│0,0079 │0      │0      │0      │0,990            │13,4 │0,0750   

           │полость                                                                                 

├───────┼────┼───────────────┼───────┼───────┼───────┼───────┼───────┼───────┼─────────────────┼─────┼──────────┤

│К-160- │РВД │2-я ступень    │0      │0      │0      │0      │0      │0      │0,340            │5,1  │0,0020   

│130-ХТЗ│    ├───────────────┼───────┼───────┼───────┼───────┼───────┼───────┼─────────────────┼─────┼──────────┤

           │Пром. уплотне- │0,00020│0,00010│0      │0      │0,00030│0      │0,510            │14,2 │0,0046   

           │ние                                                                                     

           ├───────────────┼───────┼───────┼───────┼───────┼───────┼───────┼─────────────────┼─────┼──────────┤

           │Центральная    │0,00100│0,00020│0,0001 │0,00040│0,00070│0      │0,520            │78,2 │0,1630    

           │полость                                                                                 

       ├────┼───────────────┼───────┼───────┼───────┼───────┼───────┼───────┼─────────────────┼─────┼──────────┤

       │РСД │2-я ступень    │0,00001│0      │0      │0      │0      │0      │0,370            │6,8  │0,0020   

           ├───────────────┼───────┼───────┼───────┼───────┼───────┼───────┼─────────────────┼─────┼──────────┤

           │ПКУ            │0,00170│0,00050│0      │0      │0,00170│0      │0,810            │12,0 │0,0180   

           ├───────────────┼───────┼───────┼───────┼───────┼───────┼───────┼─────────────────┼─────┼──────────┤

           │Центральная    │0,00140│0,00040│0,0001 │0      │0,00140│0      │0,680            │13,8 │0,0160   

           │полость                                                                                 

└───────┴────┴───────────────┴───────┴───────┴───────┴───────┴───────┴───────┴─────────────────┴─────┴──────────┘


 

4. ПОРЯДОК ПРОВЕДЕНИЯ ЭКСПЕРТИЗЫ ДЛЯ ОПРЕДЕЛЕНИЯ

ПОВРЕЖДЕННОСТИ И ПРЕДЕЛА ЖИВУЧЕСТИ (ОСТАТОЧНОГО РЕСУРСА)

РОТОРОВ ПАРОВЫХ ТУРБИН

 

4.1. Структура данных для проведения экспертизы.

4.1.1. Данные, необходимые для проведения экспертизы состояния роторов, содержатся в таблицах баз данных информационно-экспертной системы.

4.1.2. Для проведения экспертизы необходимы сведения о роторе (элементе, зоне ротора), режимах его эксплуатации, паспортные данные, результаты проведенных измерений, выполненные в процессе контроля исходного состояния и эксплуатационного контроля, результаты расчетов каждого элемента (зоны) ротора.

4.1.3. При выполнении экспертизы учитываются следующие положения. Наиболее нагруженными, более ответственными элементами (зонами) РВД и РСД являются центральная полость ротора (ЦПР), диски первых ступеней РВД и РСД, в т.ч. придисковые галтели и пазы дисков под лопатки, тепловые канавки.

Менее нагруженными элементами (зонами) РВД и РСД являются полумуфты, шейки, упорные гребни, масляные уплотнения.

4.1.4. Все данные, необходимые для проведения экспертизы, сгруппированы следующим образом.

Сведения о режимах эксплуатации ротора:

- среднее за весь период эксплуатации давление в различных элементах (зонах) ротора;

- средняя за весь период эксплуатации температура в различных элементах (зонах) ротора;

- суммарная продолжительность эксплуатации (фактическая наработка);

- продолжительность эксплуатации ротора с заполненной инертным газом ЦПР;

- суммарная продолжительность простоев;

- количество пусков-остановов.

    Паспортные и сертификатные данные о роторе:

    - год изготовления;

    - год пуска в эксплуатацию;

    - сведения о замене (если таковая была);

    - марка стали;

    - тип исходной микроструктуры;

    - предел текучести сигма   ;

                            0,2

    - временное сопротивление разрыву сигма ;

                                           в

    - номинальный диаметр ЦПР.

Результаты эксплуатационного контроля:

- визуальный контроль всех элементов (зон) ротора за исключением ЦПР: наличие или отсутствие макродефекта;

- видеоконтроль ЦПР: наличие или отсутствие макродефекта;

- ДАО-контроль: наличие или отсутствие дефекта;

- ВТК: наличие или отсутствие дефекта;

- УЗК: наличие или отсутствие дефекта;

- УЗК с использованием датчиков поверхностных волн: наличие или отсутствие дефекта;

- измерение прогиба вала ротора;

- измерение твердости металла;

- контроль шероховатости поверхности;

- измерение конусности шеек;

- измерение радиального биения шеек;

- измерение радиального биения полумуфт;

- микроструктурный анализ: измерение микроповрежденности, определение категории повреждения микроструктуры (КПМ).

Примечание. При выполнении всех видов контроля фиксируется дата его проведения.

 

Результаты расчетного определения предела живучести (остаточного ресурса) элементов (зон) ротора.

Порядок выполнения расчетов приведен в разделе 3. В результате расчетов определяется суммарная поврежденность следующих элементов:

- центральная полость;

- придисковые галтели;

- тепловые канавки.

4.1.5. Результатом проведения экспертизы являются сведения о расчетном значении предела живучести (остаточного ресурса), времени до последующего контроля и регламенте этого контроля.

4.2. Алгоритм экспертизы поврежденности.

4.2.1. Экспертиза базируется на результатах периодического контроля элементов (зон) ротора и расчетных оценках их состояния.

4.2.2. Исходными данными для проведения экспертизы являются сведения о режимах эксплуатации, паспортных характеристиках, результатах соответствующих видов контроля и расчетов, которые заносятся в базы данных системы по мере их получения.

4.2.3. Для единообразного представления и соразмерности результатов наиболее существенных видов контроля и расчетов используются понятия категории опасности (КО) и коэффициента достоверности (КД). Общее описание КО ротора и связанного с ним относительного значения индивидуального предела живучести (остаточного ресурса) приведено в разделе 4.4. КД задается в процентах от 0 до 100 для каждого вида контроля или расчета и характеризует достоверность определяемого с его помощью КО. Для менее существенных видов контроля вводится и используется прибавка к КО (ДЕЛЬТА КО).

4.2.4. Связь между результатами контроля и расчетов и соответствующим КО определяется системой правил для каждого элемента (зоны) ротора, которые приведены в разделе 4.3. Правило - элементарный алгоритм, в результате исполнения которого вычисляются значения КО или ДЕЛЬТА КО и КД. Вычисление результирующих КО и КД выполняется при помощи специального алгоритма-свертки (см. раздел 4.4).

4.2.5. По значениям КО для каждого элемента (зоны) ротора вычисляется интегральное значение КО для всего ротора. По этому значению определяются относительный индивидуальный предел живучести (остаточный ресурс) и максимальная продолжительность эксплуатации до очередного контроля.

4.3. Система правил для экспертизы.

4.3.1. Центральная полость ротора (ЦПР).

4.3.1.1. Макроповрежденность, выявленная средствами неразрушающего контроля - видео, УЗК, ВТК, ДАО. Макродефектами являются трещины, язвы, цепочки язв, забоины и т.д.

    Если  имеется  трещиноподобный  поверхностный  дефект,  то его

                               n

предельно  допустимый  размер d  = 0,5 мм. Если дефект не является

                               э

                     n

трещиноподобным, то d  = 1,0 мм.

                     э

 

Таблица 4

 

ЗНАЧЕНИЯ КО И КД ПРИ РАЗЛИЧНОЙ МАКРОПОВРЕЖДЕННОСТИ ЦПР

 

                Глубина макродефекта, мм                

КО

КД,
 %

трещиноподобный дефект

    язвы, цепочки язв, и т.п.    

               макродефекты не выявлены                 

1

30

<= 0,1               

<= 0,2                           

2

40

0,1 - 0,2            

0,2 - 0,4                        

3

50

0,2 - 0,3            

0,4 - 0,6                        

4

60

0,3 - 0,4            

0,6 - 0,8                        

5

70

0,4 - 0,5            

0,8 - 1,0                        

6

80

> 0,5                

> 1,0                            

7

99

 

4.3.1.2. Микроповрежденность, выявленная методом микроструктурного анализа микрообразцов.

 

Таблица 5

 

ЗНАЧЕНИЕ КО И КД ПРИ РАЗЛИЧНОЙ МИКРОПОВРЕЖДЕННОСТИ

МЕТАЛЛА ЦПР

 

Категория повреждения микроструктуры (КПМ)

1

2

3

4

5

6

7

КО                                        

1

2

3

4

5

6

7

КД, %                                     

30

40

50

60

70

80

99

 

4.3.1.3. Характеристики пластичности и прочности металла.

 

Таблица 6

 

           ЗНАЧЕНИЯ КО И КД В ЗАВИСИМОСТИ ОТ ОТНОШЕНИЯ

                   СИГМА    / СИГМА  МЕТАЛЛА РОТОРА

                        0,2        в

 

┌─────────────────┬───────┬──────┬──────┬──────┬──────┬──────┬───────┐

│сигма    / сигма │<= 0,65│0,65 -│0,70 -│0,75 -│0,80 -│0,85 -│>= 0,90│

     0,2        в│       │0,70  │0,75  │0,80  │0,85  │0,90        

├─────────────────┼───────┼──────┼──────┼──────┼──────┼──────┼───────┤

│КО               │1      │2     │3     │4     │5     │6     │7     

├─────────────────┼───────┼──────┼──────┼──────┼──────┼──────┼───────┤

│КД, %            │20     │20    │30    │30    │40    │40    │50    

└─────────────────┴───────┴──────┴──────┴──────┴──────┴──────┴───────┘

 

4.3.1.4. Твердость металла.

При твердости металла из сталей 25Х1М1ФА и 34ХМА более 180 НВ и из стали 20Х3МВФА более 200 НВ ДЕЛЬТА КО = 0,3.

4.3.1.5. Расчетная поврежденность.

 

Таблица 7

 

ЗНАЧЕНИЯ КО И КД В ЗАВИСИМОСТИ ОТ РАСЧЕТНОЙ

ПОВРЕЖДЕННОСТИ, П

 

П            

<= 0,05

0,05 -
0,30 

0,30 -
0,45 

0,45 -
0,60 

0,60 -
0,75 

0,75 -
0,85 

0,85 -
1,00 

КО           

1     

2    

3    

4    

5    

6    

7    

КД, %        

40    

40   

40   

50   

50   

60   

60   

 

4.3.1.6. Условия эксплуатации. При эксплуатации ротора без заполнения ЦПР инертным газом ДЕЛЬТА КО = 0,3.

4.3.2. Диски первых двух ступеней РВД и РСД.

4.3.2.1. Макроповрежденность элементов (зон) дисков, выявленная средствами неразрушающего контроля - ВК, ВТК, ДАО, УЗК.

 

Таблица 8

 

ЗНАЧЕНИЯ КО И КД ПРИ РАЗЛИЧНОЙ МАКРОПОВРЕЖДЕННОСТИ

ЭЛЕМЕНТОВ (ЗОН) ДИСКОВ

 

                Глубина макродефекта, мм              

КО

КД, %

   трещиноподобный дефект  

 язвы, цепочки язв и т.п.

                 макродефекты не выявлены             

1

30  

<= 0,1                     

<= 0,2                   

2

40  

0,1 - 0,2                  

0,2 - 0,4                

3

50  

0,2 - 0,3                  

0,4 - 0,6                

4

60  

0,3 - 0,4                  

0,6 - 0,8                

5

70  

0,4 - 0,5                  

0,8 - 1,0                

6

80  

> 0,5                      

> 1,0                    

7

99  

 

4.3.2.2. Микроповрежденность металла в зоне придисковых галтелей и в пазах дисков под лопатки, выявленная методом микроструктурного анализа микрообразцов или реплик.

 

Таблица 9

 

ЗНАЧЕНИЯ КО И КД ПРИ РАЗЛИЧНОЙ МИКРОПОВРЕЖДЕННОСТИ МЕТАЛЛА

ЭЛЕМЕНТОВ (ЗОН) ДИСКОВ

 

Категория повреждения микроструктуры (КПМ)

1

2

3

4

5

6

7

КО                                        

1

2

3

4

5

6

7

КД, %                                     

30

40

50

60

70

80

99

 

4.3.2.3. Характеристики пластичности и прочности металла.

 

Таблица 10

 

             ЗНАЧЕНИЯ КО И КД В ЗАВИСИМОСТИ ОТ ОТНОШЕНИЯ

                   СИГМА    / СИГМА  МЕТАЛЛА ДИСКОВ

                        0,2        в

 

┌─────────────────┬───────┬──────┬──────┬──────┬──────┬──────┬───────┐

│сигма    / сигма │<= 0,65│0,65 -│0,70 -│0,75 -│0,80 -│0,85 -│>= 0,90│

     0,2        в│       │0,70  │0,75  │0,80  │0,85  │0,90        

├─────────────────┼───────┼──────┼──────┼──────┼──────┼──────┼───────┤

│КО               │1      │2     │3     │4     │5     │6     │7     

├─────────────────┼───────┼──────┼──────┼──────┼──────┼──────┼───────┤

│КД, %            │20     │20    │30    │30    │40    │40    │50    

└─────────────────┴───────┴──────┴──────┴──────┴──────┴──────┴───────┘

 

4.3.2.4. Твердость металла.

При твердости металла из сталей 25Х1М1ФА и 34ХМА более 180 НВ и из стали 20Х3МВФА более 200 НВ ДЕЛЬТА КО = 0,3.

4.3.2.5. Натиры, забоины на поверхности дисков, трещины в местах натиров.

 

Таблица 11

 

ЗНАЧЕНИЯ КО И КД В ЗАВИСИМОСТИ ОТ НАЛИЧИЯ И ГЛУБИНЫ НАТИРОВ,

ТРЕЩИНЫ В МЕСТАХ НАТИРОВ НА ПОВЕРХНОСТИ ДИСКОВ

 

Глубина за- 
оваленных   
следов нати-
ров, мм     

<= 0,50

0,50 -
0,75 

0,75 -
1,00 

1,00 -
1,50 

1,50 -
1,75 

1,75 -
2,00 

> 2,00

КО          

1     

2    

3    

4    

5    

6    

7     

КД, %       

30    

40   

40   

50   

50   

60   

60    

 

4.3.2.6. Расчетная поврежденность.

 

Таблица 12

 

ЗНАЧЕНИЯ КО И КД В ЗАВИСИМОСТИ ОТ РАСЧЕТНОЙ

ПОВРЕЖДЕННОСТИ, П

 

П            

<= 0,05

0,05 -
0,30 

0,30 -
0,45 

0,45 -
0,60 

0,60 -
0,75 

0,75 -
0,85 

0,85 -
1,00 

КО           

1     

2    

3    

4    

5    

6    

7    

КД, %        

40    

40   

40   

50   

50   

60   

60   

 

4.3.3. Тепловые канавки концевых, диафрагменных и промежуточных уплотнений.

4.3.3.1. Макроповрежденность тепловых канавок, выявленная средствами неразрушающего контроля - ВК, ВТК, ДАО, УЗК.

 

Таблица 13

 

ЗНАЧЕНИЯ КО И КД ПРИ РАЗЛИЧНОЙ МАКРОПОВРЕЖДЕННОСТИ

ТЕПЛОВЫХ КАНАВОК

 

                Глубина макродефекта, мм              

КО

КД, %

   трещиноподобный дефект  

 язвы, цепочки язв и т.п.

                 макродефекты не выявлены             

1

30  

<= 0,1                     

<= 0,2                   

2

40  

0,1 - 0,2                  

0,2 - 0,4                

3

50  

0,2 - 0,3                  

0,4 - 0,6                

4

60  

0,3 - 0,4                  

0,6 - 0,8                

5

70  

0,4 - 0,5                  

0,8 - 1,0                

6

80  

> 0,5                      

> 1,0                    

7

99  

 

4.3.3.2. Микроповрежденность, выявленная методом микроструктурного анализа микрообразцов.

 

Таблица 14

 

ЗНАЧЕНИЯ КО И КД ПРИ РАЗЛИЧНОЙ МИКРОПОВРЕЖДЕННОСТИ

МЕТАЛЛА ТЕПЛОВЫХ КАНАВОК

 

Категория повреждения микроструктуры (КПМ)

1

2

3

4

5

6

7

КО                                        

1

2

3

4

5

6

7

КД, %                                     

30

40

50

60

70

80

99

 

4.3.3.3. Характеристики пластичности и прочности металла.

 

Таблица 15

 

           ЗНАЧЕНИЯ КО И КД В ЗАВИСИМОСТИ ОТ ОТНОШЕНИЯ

            СИГМА    / СИГМА  МЕТАЛЛА ТЕПЛОВЫХ КАНАВОК

                 0,2        в

 

┌─────────────────┬───────┬──────┬──────┬──────┬──────┬──────┬───────┐

│сигма    / сигма │<= 0,65│0,65 -│0,70 -│0,75 -│0,80 -│0,85 -│>= 0,90│

     0,2        в│       │0,70  │0,75  │0,80  │0,85  │0,90        

├─────────────────┼───────┼──────┼──────┼──────┼──────┼──────┼───────┤

│КО               │1      │2     │3     │4     │5     │6     │7     

├─────────────────┼───────┼──────┼──────┼──────┼──────┼──────┼───────┤

│КД, %            │20     │20    │30    │30    │40    │40    │50    

└─────────────────┴───────┴──────┴──────┴──────┴──────┴──────┴───────┘

 

4.3.3.4. Твердость металла.

При твердости металла из сталей 25Х1М1ФА и 34ХМА более 180 НВ и из стали 20Х3МВФА более 200 НВ ДЕЛЬТА КО = 0,3.

4.3.3.5. Расчетная поврежденность.

 

Таблица 16

 

ЗНАЧЕНИЯ КО И КД В ЗАВИСИМОСТИ ОТ РАСЧЕТНОЙ

ПОВРЕЖДЕННОСТИ, П

 

П            

<= 0,05

0,05 -
0,30 

0,30 -
0,45 

0,45 -
0,60 

0,60 -
0,75 

0,75 -
0,85 

0,85 -
1,00 

КО           

1     

2    

3    

4    

5    

6    

7    

КД, %        

40    

40   

40   

50   

50   

60   

60   

 

4.3.4. Полумуфты.

4.3.4.1. Макроповрежденность в отверстиях под соединительные болты, выявленная средствами неразрушающего контроля ВК, ВТК, ДАО, УЗК.

 

Таблица 17

 

ЗНАЧЕНИЯ КО И КД ПРИ РАЗЛИЧНОЙ ПОВРЕЖДЕННОСТИ ПОЛУМУФТ

 

                Глубина макродефекта, мм              

КО

КД, %

   трещиноподобный дефект  

 язвы, цепочки язв и т.п.

                 макродефекты не выявлены             

1

30  

<= 0,1                     

<= 0,2                   

2

40  

0,1 - 0,2                  

0,2 - 0,4                

3

50  

0,2 - 0,3                  

0,4 - 0,6                

4

60  

0,3 - 0,4                  

0,6 - 0,8                

5

70  

0,4 - 0,5                  

0,8 - 1,0                

6

80  

> 0,5                      

> 1,0                    

7

99  

 

4.3.4.2. Микроповрежденность металла полумуфты, выявленная методом микроструктурного анализа микрообразцов или реплик.

 

Таблица 18

 

ЗНАЧЕНИЯ КО И КД ПРИ РАЗЛИЧНОЙ МИКРОПОВРЕЖДЕННОСТИ

МЕТАЛЛА ПОЛУМУФТ

 

Категория повреждения микроструктуры (КПМ)

1

2

3

4

5

6

7

КО                                        

1

2

3

4

5

6

7

КД, %                                     

30

40

50

60

70

80

99

 

4.3.4.3. Характеристики пластичности и прочности металла полумуфт.

 

Таблица 19

 

           ЗНАЧЕНИЯ КО И КД В ЗАВИСИМОСТИ ОТ ОТНОШЕНИЯ

                 СИГМА    / СИГМА  МЕТАЛЛА ПОЛУМУФТ

                      0,2        в

 

┌─────────────────┬───────┬──────┬──────┬──────┬──────┬──────┬───────┐

│сигма    / сигма │<= 0,65│0,65 -│0,70 -│0,75 -│0,80 -│0,85 -│>= 0,90│

     0,2        в│       │0,70  │0,75  │0,80  │0,85  │0,90        

├─────────────────┼───────┼──────┼──────┼──────┼──────┼──────┼───────┤

│КО               │1      │2     │3     │4     │5     │6     │7     

├─────────────────┼───────┼──────┼──────┼──────┼──────┼──────┼───────┤

│КД, %            │20     │20    │30    │30    │40    │40    │50    

└─────────────────┴───────┴──────┴──────┴──────┴──────┴──────┴───────┘

 

4.3.4.4. Твердость металла.

При твердости металла из сталей 25Х1М1ФА и 34ХМА более 180 НВ и из стали 20Х3МВФА более 200 НВ ДЕЛЬТА КО = 0,3.

4.3.4.5. Шероховатость и площадь повреждений торцов полумуфт.

При шероховатости Ra >= 0,8 мкм и площади повреждений ДЕЛЬТА F <= 20% поверхности торцов полумуфт ДЕЛЬТА КО = 0,25; при Ra >= 1,20 мкм и ДЕЛЬТА F >= 20% - ДЕЛЬТА КО = 0,5.

    4.3.4.6. Торцевое биение полумуфт.

    При торцевом биении полумуфт РВД - РСД:

    > 0,01 мм    ДЕЛЬТА КО = 0,25;

    > 0,02 мм    ДЕЛЬТА КО = 0,50.

    При торцевом биении полумуфт РСД - РНД:

    > 0,02 мм    ДЕЛЬТА КО = 0,25;

    > 0,03 мм    ДЕЛЬТА КО = 0,5.

    4.3.4.7.  Шероховатость  поверхностей  отверстий  полумуфт под

соединительные болты.

    При шероховатости отверстий Ra:

    > 0,5 мкм    ДЕЛЬТА КО = 0,25;

    > 0,63 мкм   ДЕЛЬТА КО = 0,5.

    4.3.4.8.  Общая  относительная  поверхность  ДЕЛЬТА  F  рисок,

задиров в отверстиях полумуфт под соединительные болты.

    При относительной поверхности ДЕЛЬТА F:

    > 15%        ДЕЛЬТА КО = 0,25;

    > 25%        ДЕЛЬТА КО = 0,5.

    4.3.4.9.   Отклонение  от  перпендикулярности  осей  отверстий

полумуфт под соединительные болты (по длине).

    При отклонении от перпендикулярности осей отверстий полумуфт:

    > 0,03 мм    ДЕЛЬТА КО = 0,25;

    > 0,05 мм    ДЕЛЬТА КО = 0,5.

    4.3.4.10.  Овальность  отверстий  полумуфт  под соединительные

болты.

    При овальности отверстий полумуфт:

    > 0,01 мм    ДЕЛЬТА КО = 0,25;

    > 0,02 мм    ДЕЛЬТА КО = 0,5.

    4.3.4.11.  Конусность  отверстий  полумуфт  под соединительные

болты.

    При конусности отверстий полумуфт:

    > 0,01%      ДЕЛЬТА КО = 0,25;

    > 0,02%      ДЕЛЬТА КО = 0,5.

    4.3.5. Упорные гребни.

    4.3.5.1. Шероховатость поверхности упорных гребней.

    При шероховатости поверхности Ra:

    > 0,5 мкм    ДЕЛЬТА КО = 0,25;

    > 0,63 мкм   ДЕЛЬТА КО = 0,5.

    4.3.5.2. Торцевое биение упорных гребней.

    При торцевом биении упорных гребней:

    > 0,01 мм    ДЕЛЬТА КО = 0,25;

    > 0,02 мм    ДЕЛЬТА КО = 0,5.

4.3.5.3. Размеры и количество кольцевых рисок на упорных гребнях.

При глубине рисок h > 0,07 мм и их числе n <= 2 ДЕЛЬТА КО = 0,25, при h > 0,1 мм и n > 2 ДЕЛЬТА КО = 0,5.

4.3.5.4. Уменьшение толщины гребня.

 

Таблица 20

 

ЗНАЧЕНИЯ КО И КД В ЗАВИСИМОСТИ ОТ УМЕНЬШЕНИЯ

ТОЛЩИНЫ ДЕЛЬТА S ГРЕБНЯ

 

ДЕЛЬТА S, %

< 0,25

0,25 -
0,50 

0,50 -
0,75 

0,75 -
1,00 

1,00 -
1,50 

1,50 -
2,00 

> 2,00   

КО        

1    

2    

3    

4    

5    

6    

7        

КД, %     

20   

20   

30   

30   

40   

40   

50       

 

4.3.6. Шейки ротора.

    4.3.6.1. Макроповрежденность шейки ротора.

    При   глубине   h  макродефектов  (язв,  пор,  рисок,  в  т.ч.

кольцевых):

    > 0,5 мм    ДЕЛЬТА КО = 0,25;

    > 1,0 мм    ДЕЛЬТА КО = 0,50.

    4.3.6.2. Шероховатость поверхности шейки ротора.

    При шероховатости поверхности Ra:

    > 0,5 мкм   ДЕЛЬТА КО = 0,25;

    > 0,63 мкм  ДЕЛЬТА КО = 0,50.

    4.3.6.3. Конусность шейки ротора.

    При конусности шейки ротора К:

    > 0,05%     ДЕЛЬТА КО = 0,25;

    > 0,09%     ДЕЛЬТА КО = 0,50.

    4.3.6.4. Радиальное биение шейки ротора.

    При радиальном биении шейки ротора:

    > 0,01 мм   ДЕЛЬТА КО = 0,25;

    > 0,02 мм   ДЕЛЬТА КО = 0,50.

4.3.6.5. Уменьшение диаметра шейки ротора.

 

Таблица 21

 

ЗНАЧЕНИЯ КО И КД В ЗАВИСИМОСТИ ОТ УМЕНЬШЕНИЯ ДИАМЕТРА

ДЕЛЬТА D ШЕЙКИ РОТОРА

 

ДЕЛЬТА D, %

<= 0,20

0,20 -
0,35 

0,35 -
0,50 

0,50 -
0,60 

0,60 -
0,70 

0,70 -
1,00 

> 1,00  

КО        

1     

2    

3    

4    

5    

6    

7       

КД, %     

20    

20   

30   

30   

40   

40   

50      

 

    4.3.7. Зона масляных уплотнений.

    4.3.7.1.   Макроповрежденность   зоны   масляных   уплотнений.

    При глубине h макродефектов (язв, забоин, рисок и т.п.):

    > 0,60 мм    ДЕЛЬТА КО = 0,25;

    > 1,0 мм     ДЕЛЬТА КО = 0,50.

    4.3.7.2. Шероховатость поверхности зоны масляных уплотнений.

    При шероховатости поверхности Ra:

    > 1,3 мкм    ДЕЛЬТА КО = 0,25;

    > 2,0 мкм    ДЕЛЬТА КО = 0,50.

4.3.7.3. Кольцевые риски в зоне масляных уплотнений.

 

Таблица 22

 

ЗНАЧЕНИЯ КО И КД В ЗАВИСИМОСТИ ОТ ГЛУБИНЫ h КОЛЬЦЕВЫХ РИСОК

В ЗОНЕ МАСЛЯНЫХ УПЛОТНЕНИЙ

 

h, мм        

<= 0,10

0,10 -
0,20 

0,20 -
0,25 

0,25 -
0,35 

0,35 -
0,40 

0,40 -
0,50 

> 0,50

КО           

1     

2    

3    

4    

5    

6    

7    

КД, %        

20    

20   

30   

30   

40   

50   

60   

 

4.3.8. Остаточный прогиб вала ротора.

 

Таблица 23

 

ЗНАЧЕНИЯ КО И КД В ЗАВИСИМОСТИ ОТ ОСТАТОЧНОГО

ДЕЛЬТА В ПРОГИБА ВАЛА РОТОРА

 

ДЕЛЬТА В, %

< 0,02

0,02 -
0,03 

0,03 -
0,04 

0,04 -
0,05 

0,05 -
0,10 

0,10 -
0,14 

>= 0,15  

КО        

1    

2    

3    

4    

5    

6    

7        

КД, %     

30   

40   

50   

60   

70   

80   

90       

 

4.4. Алгоритм свертки.

4.4.1. Результаты экспертизы элементов (зон) роторов по изложенной системе правил представляются в виде совокупности пар: категория опасности (КО) и коэффициент достоверности (КД), по одной паре на каждое правило. КД при этом задается не в процентах, а в относительных величинах от 0 до 1. Кроме этого, отдельные правила дают не значение КО, а прибавку к нему (ДЕЛЬТА КО), которая после свертки добавляется к результирующему КО.

4.4.2. Алгоритм свертки сконструирован таким образом, чтобы в результате его работы выполнялись следующие очевидные принципы:

- при расхождении КО, полученных из различных правил, результирующее значение КД снижается, а при совпадении - увеличивается;

- влияние правила на результирующее значение КО тем больше, чем больше его КД;

- неполнота или давность выполнения контроля снижает окончательное значение КД.

Числовые коэффициенты, определяющие количественную реализацию указанных принципов, подбирались эмпирически из результатов выполнения экспертизы для большого числа элементов (зон) роторов.

Свертка выполняется для каждого элемента (зоны) ротора.

    4.4.3.    Результаты   вычислений   по   правилам   экспертизы

группируются следующим образом для каждого различного КО :

                                                        i

 

                   КО  - КД  , КД  ,..., КД  ,

                     i     i1    i2        im

 

    где:

    m - количество правил, для которых КО = КO ,

                                              i

    КД  , КД  ,..., КД   - расположены по убыванию.

      i1    i2        im

    Суммарное  значение  КД    ,  соответствующее КО , вычисляется

                           сумi                     i

по рекурсивной формуле:

 

            (i)      (i-1)                (i-1)

          КД     = КД      + альфа (1 - КД     ) х КД  ,

            сумi     сумi                 сумi       li

 

    где:

    l меняется от 2 до m,

    альфа = 0,70,

               (m)

    КД     = КД    .

      сумi     сумi

    4.4.4. Результирующее значение КО    определяется по формуле:

                                     рез

 

                                 k

                     SUM КО  х КД

                      i    i     резi

             КО    = ---------------- + SUM ДЕЛЬТА КО,

               рез            k

                        SUM КД

                              резi

 

    где:

    k = 3;

    SUM ДЕЛЬТА КО - определяется из соответствующих правил.

    Результат округляется до целого.

    4.4.5. Результирующее значение КД    определяется по формуле:

                                     рез

 

                                            бета х КД

                                  1                  сумi

       КД    = КД    х П [-----------------]             ,

         рез     сум   i  1 + |КО    - КО |

                                 рез     i

 

    где:

    КД     - величины, определенные в 4.4.4;

      сумi

    КД     - максимальное из этих значений;

      сум

    бета = 0,25.

    4.4.6. Вычисление окончательного значения КО.

    Вычисленное в  п. 4.4.4  КО    не может быть ниже значения КО,

                               рез

определенного из отношения наработки к парковому ресурсу или числа

циклов  в  процессе  эксплуатации  к парковому. Величина отношения

обозначена как бета.

 

    0,80 < бета <= 0,90          КО >= 3;

    0,90 < бета <= 0,95          КО >= 4;

    0,95 < бета                  КО >= 5.

 

    4.4.7.  Определение окончательного значения КО    для ротора в

                                                  рот

целом.

    КО    принимается   равным  максимальному   значению КО    для

      рот                                                  рез

отдельных   элементов  (зон)  ротора.  Блок-схема  экспертизы  для

определения КО    приведена на рис. 3.

              рот

 

                     ЭЛЕМЕНТЫ (ЗОНЫ) РОТОРА (РВД, РСД)

 

┌───┐┌──────────┐┌────────┐┌─────────┐┌─────┐┌───────┐┌──────────┐┌──────┐

│ЦПР││   Диски  ││Тепловые││Полумуфты││Шейки││Упорные││ Масляные ││ Вал 

   ││          ││канавки ││         ││     ││гребни ││уплотнения││ротора│

└┬──┘└──────────┘└───┬────┘└─────────┘└──┬──┘└───┬───┘└────┬─────┘└──┬───┘

     - галтели           - торцы                               

     - пазы для          - тело                                

       лопаток           - отверстия                           

     - обода               для болтов                          

     - полотно                                                

     - разгрузочн.                                            

       отверстия                                              

┌┴────┐┌───┴───┐ ┌───┴───┐  ┌───┴───┐┌───┴───┐┌──┴────┐┌───┴───┐ ┌───┴───┐

│КО КД││ КО КД │ │ КО КД │  │ КО КД ││ КО КД ││ КО КД ││ КО КД │ │ КО КД │

└──┬──┘└───┬───┘ └───┬───┘  └───┬───┘└───┬───┘└───┬───┘└───┬───┘ └───┬───┘

   └───────┴─────────┴──────────┴───┬────┴────────┴────────┴─────────┘

                                    

                                ┌───┴──┐

                                │КО   

                                  рот │

                                └──────┘

 

Рис. 3. Блок-схема экспертизы состояния ротора

 

    Примечание.  Интегральное  значение  КО     принимается равным

                                           рот

максимальному   значению   КО      указанных  на  схеме  отдельных

                             рез

элементов (зон) ротора.

 

    4.4.8.   В   зависимости   от   значений   КО     определяется

                                                 рот

относительный  предел живучести (остаточный ресурс) и максимальная

продолжительность   эксплуатации    до    последующего    контроля

ДЕЛЬТА тау . Общее описание КО    и   связанных  с   ним   величин

          к                   рот

приведено в табл. 24.

 

Таблица 24

 

ХАРАКТЕРИСТИКИ КАТЕГОРИЙ ОПАСНОСТИ РВД И РСД

 

┌──┬──────────────────────────┬───────────────┬──────────────────┐

│КО│      Характеристика КО   │Относительный  │Максимальная про- │

                            │предел живучес-│должительность   

                            │ти (остаточный │эксплуатации до  

                            │ресурс)        │последующего кон- │

                                           │троля, ДЕЛЬТА тау │

                                                            к│

├──┼──────────────────────────┼───────────────┼──────────────────┤

│1 │Безопасная ситуация       │> 0,95         │50000 ч, но не бо-│

                                           │лее 8 лет        

├──┼──────────────────────────┼───────────────┼──────────────────┤

│2 │Незначительное ухудшение  │0,70 - 0,95    │45000 ч, но не бо-│

  │безопасной ситуации                      │лее 7 лет        

├──┼──────────────────────────┼───────────────┼──────────────────┤

│3 │Слабо опасная ситуация    │0,55 - 0,70    │40000 ч, но не бо-│

                                           │лее 6 лет        

├──┼──────────────────────────┼───────────────┼──────────────────┤

│4 │Ситуация повышенной опас- │0,40 - 0,55    │35000 ч, но не бо-│

  │ности                                    │лее 5,5 лет      

├──┼──────────────────────────┼───────────────┼──────────────────┤

│5 │Весьма опасная ситуация   │0,25 - 0,40    │30000 ч, но не бо-│

                                           │лее 5 лет        

├──┼──────────────────────────┼───────────────┼──────────────────┤

│6 │Значительный риск         │0,15 - 0,25    │20000 ч, но не бо-│

                                           │лее 3 лет        

├──┼──────────────────────────┼───────────────┼──────────────────┤

│7 │Возможности катастрофичес-│0 - 0,15       │Необходима замена │

  │кой аварии                               │или ремонт ротора │

└──┴──────────────────────────┴───────────────┴──────────────────┘

 

4.4.9. По результатам экспертизы допустимый срок эксплуатации РВД и РСД до ближайшего контроля повреждений определяется следующим образом:

    - Если   категория   опасности   (КО)  <= 4  и  при   этом   в

поверхностных зонах  роторов  все выявленные макродефекты удалены,

в валах РВД и РСД  отсутствуют  дефекты  с   характерным  размером

                           э

(эквивалентным диаметром  d ) <= 1 мм,   а   контроль   с  помощью

                           д

микрообразцов не выявил микротрещин, то продолжительность  периода

эксплуатации до ближайшего контроля ДЕЛЬТА тау  <= 50000 ч, но  не

                                              к

более 8 лет.

    -  Если  КО  <= 4,  но  хотя  бы в одной из зон РВД и РСД, где

регламентирован микроструктурный мониторинг, микрообразец не взят,

то ДЕЛЬТА тау  <= 45000 ч, но не более 7 лет.

             к

    - Если КО <= 4, но в двух зонах РВД и РСД, где регламентирован

микроструктурный мониторинг, микрообразцы не взяты, то ДЕЛЬТА тау

                                                                 к

<= 40000 ч, но не более 6 лет.

    - Если КО <= 4, но в трех зонах РВД и РСД, где регламентирован

микроструктурный мониторинг, микрообразцы не взяты, то ДЕЛЬТА тау

                                                                 к

<= 35000 ч, но не более 5,5 лет.

    -   Если  КО  <= 4,  но  ни  в  одной  зоне  РВД  и  РСД,  где

регламентирован   микроструктурный   мониторинг,  микрообразцы  не

взяты, то ДЕЛЬТА тау  <= 30000 ч, но не более 5 лет.

                    к

 

5. РЕГЛАМЕНТ КОНТРОЛЯ ЭЛЕМЕНТОВ (ЗОН) РОТОРА В ПЕРИОД

КАПИТАЛЬНОГО РЕМОНТА

 

    5.1.   Объем   контроля   отдельных   элементов  (зон)  ротора

определяется  требованиями действующих нормативов, а также набором

правил  настоящего  РД  в  зависимости  от  КО     и КД    каждого

                                              рез      рез

элемента (зоны).

5.2. Элементы (зоны) ротора, подлежащие контролю в капитальный ремонт, формируются из следующих подгрупп:

5.2.1. ЦПР и диски первых наиболее высокотемпературных ступеней РВД и РСД, включая галтели и пазы для лопаток.

5.2.2. Элементы (зоны) ротора, где ранее были выявлены микродефекты или микроповреждения (при КО >= 3).

5.2.3. Все элементы (зоны), которые ранее не подвергались контролю или у которых не проводилось восстановление живучести.

5.2.4. Элементы (зоны) ротора, в которых ранее были обнаружены трещины, коррозионные язвы и др. дефекты и глубина выборок для их устранения превысила на 1,0 мм и более глубину дефекта.

    5.3.  Очередность  операций  по  контролю  отдельных элементов

(зон)  ротора  определяется  значениями  КО     и  КД     В первую

                                           рез       рез

очередь  контролируются  элементы  (зоны),  у  которых  наибольшие

значения  КО   .  При  равенстве  значений  КО    при установлении

            рез                               рез

порядка  контроля  в  первую  очередь  контролируются  элементы, у

которых КД    ниже.

          рез

 

6. ОБОСНОВАНИЕ ДОСТОВЕРНОСТИ

И ЭФФЕКТИВНОСТИ ТЕХНОЛОГИИ ВОССТАНОВЛЕНИЯ ЖИВУЧЕСТИ

РОТОРОВ ПАРОВЫХ ТУРБИН ПУТЕМ ПЕРИОДИЧЕСКОГО УДАЛЕНИЯ

ТОНКОГО ПОВРЕЖДЕННОГО ПОВЕРХНОСТНОГО СЛОЯ

 

Для обоснования достоверности и эффективности технологии восстановления живучести роторов турбин путем периодического удаления тонкого поверхностного слоя металла в отраслевом метролого-технологическом комплексе (ОМТК-1) были проведены термоциклические испытания ротора высокого давления турбины К-200-130 ЛМЗ, выполненного из стали 25Х1М1Ф. Условия испытаний по величине термоциклических нагрузок и числу циклов были существенно более жесткими, чем реальные эксплуатационные. При испытаниях температура на открытой, без термоизоляции, верхней части придисковой галтели 1-ой ступени ротора поднималась до 540 °С. После достижения указанной температуры включалось устройство впрыска воды с температурой 20 °С. В зоне охлаждаемого пятна происходило резкое (в течение 25 - 30 секунд) снижение температуры до 105 °С. После прекращения подачи воды температура поднималась до исходного уровня в течение ~2,5 минут. Таким образом, перепад температур ДЕЛЬТА Т при термоциклических испытаниях составлял ~435 °С, а время одного цикла равнялось 3 мин.

Суммарная продолжительность испытаний составила 2600 циклов. Периодически через 200 - 400 циклов осуществлялось удаление поверхностного слоя толщиной 0,2 - 0,3 мм.

Как показал микроструктурный анализ, после 400 циклов испытания без удаления поверхностного слоя в зоне термоциклирования была обнаружена микроповрежденность металла в виде микротрещин. Затем в процессе испытаний было реализовано 6 этапов нагружения продолжительностью по 200 циклов с последующим удалением поверхностного слоя. После каждого из этапов не было обнаружено ни микротрещин, ни микропор.

Расчетное моделирование годичного цикла работы турбины, учитывающее все существенные нестационарные режимы - пуски-остановы, значительные периодические изменения нагрузки и ее колебания, позволило сделать вывод о том, что в течение 200 экспериментальных циклов с амплитудой около 400 °С и периодом 3 мин. происходит накопление поврежденности не меньшее, чем за максимально допустимый период эксплуатации между капитальными ремонтами (50 тыс. ч, но не более 8 лет).

Таким образом, обоснованы эффективность и достоверность способа и технологии периодического восстановления живучести ротора путем удаления части поврежденного поверхностного слоя. Реализация такой технологии позволяет более чем в 3 раза превысить предельный парковый срок службы ротора.

 

 

 

 

 

Приложение 2

(обязательное)

 

РУКОВОДЯЩИЙ ДОКУМЕНТ

 

РОТОРЫ ПАРОВЫХ ТУРБИН ТЭС.

ТЕХНОЛОГИЯ УЛЬТРАЗВУКОВОГО КОНТРОЛЯ ЦЕНТРАЛЬНОЙ ПОЛОСТИ

 

РД 153-34.0-20.605-2002-02ур

 

Настоящий Руководящий документ (далее - РД) распространяется на имеющие центральную полость диаметром 80 мм и более роторы высокого и среднего давления (РВД и РСД) всех типов турбин ТЭС и определяет технологию ультразвукового контроля со стороны центральной полости.

 

1. ОБЩИЕ ПОЛОЖЕНИЯ

 

1.1. Технология ультразвукового контроля (УЗК) предназначена для обнаружения несплошностей металла цельнокованых роторов со стороны центральной полости на глубину до 80 мм. Данная технология позволяет надежно регистрировать дефекты с эквивалентной площадью от 2 кв. мм.

1.2. Для проведения контроля необходимо обеспечить свободный доступ к центральной полости ротора (ЦПР).

1.3. УЗК выполняется после восстановления живучести ЦПР путем удаления тонкого (0,1 - 0,2 мм) поверхностного слоя металла и проведения видео-, вихретокового и ДАО-контроля.

1.4. Контроль осуществляется контактным эхо-методом с использованием приспособления, ориентирующего датчик в заданном положении.

1.5. Контроль должен выполняться бригадой из двух дефектоскопистов, аттестованных согласно действующим отраслевым требованиям.

1.6. При проведении контроля необходимо руководствоваться РД 34.17.440-96 [3.67].

 

2. ОБОРУДОВАНИЕ И МАТЕРИАЛЫ

 

2.1. Для проведения УЗК роторов применяется комплекс, включающий следующие средства:

2.1.1. Серийный дефектоскоп. Рекомендуется использовать УД2-12 или УДЦ-201. Допускается использование современных дефектоскопов с аналогичными характеристиками.

2.1.2. Специальные призматические пьезоэлектрические преобразователи (ПЭП), с углом ввода 60 и 90 градусов, притертые по внутренней поверхности ЦПР в осевой и азимутальной плоскостях (4 шт.) и прямой ПЭП. Рабочая частота ПЭП составляет 2,5 МГц.

2.1.3. Радиочастотный кабель РК-50 длиной не менее 10 м, снабженный разъемами для подключения к ПЭП и дефектоскопу.

2.1.4. Устройство для ориентации и перемещения ПЭП в ЦПР с приспособлением для заливки контактной жидкости (рис. 1 - не приводится), набором прокладок, соответствующих диаметру центральной полости, набором штанг длиной 8 метров и рулеткой длиной 10 метров.

2.2. Для создания акустического контакта ПЭП с металлом ротора применяются дегазированные жидкости, например минеральное масло. Для дегазации жидкости необходимо выдержать ее не менее 8 часов при комнатной температуре в открытом сосуде.

2.3. При настройке комплекса для УЗК ЦПР используются:

- стандартный образец (СО-2);

- стандартный образец предприятия (СОП);

- настройка комплекса производится в соответствии с Дополнением А.

2.4. Перед проведением измерений дефектоскоп и ПЭП должны быть настроены в соответствии с РД 34.17.438-95 [3.36] и РД 34.17.440-96 [3.67].

 

3. ПОДГОТОВИТЕЛЬНЫЕ РАБОТЫ

 

3.1. После вскрытия цилиндра ротор устанавливается на роликовые опоры. Пробки извлекаются из ЦПР. ЦПР должна находиться на высоте 1 - 1,5 м от уровня пола. Ротор следует разместить так, чтобы имелся свободный доступ к его торцам для ввода штанги с приспособлениями, размещения приборов и рабочего места операторов.

    3.2. Шлифуется поверхность канала до R  = 10 мкм.

                                          z

 

4. ПРОВЕДЕНИЕ КОНТРОЛЯ ЦПР

 

4.1. Контроль проводится в четыре этапа с различными типами ПЭП: 60-градусным осевым, 60-градусным азимутальным, 90-градусным осевым, 90-градусным азимутальным.

4.2. Параметры контроля:

- частота ультразвуковых колебаний ПЭП - 2,5 МГц;

- диаметр пьезопластины - 12 мм;

- угол призмы - 46° +/- 1° для угла ввода 60° и 56° +/- 1° для угла ввода 90°.

4.3. При работе с ПЭП с углом ввода 90° возбуждаются и детектируются поверхностные волны и соответственно контролируется приповерхностный слой в области ЦПР глубиной до 2 мм.

4.4. При работе с датчиками с углом ввода 60° контролируются ЦПР на глубину от 2 до 80 мм.

4.5. Контроль ЦПР в ходе каждого этапа осуществляется в следующем порядке:

4.5.1. Настроить аппаратуру в соответствии с Дополнением А.

4.5.2. Установить ПЭП в ориентирующее приспособление.

4.5.3. Ввести ориентирующее приспособление в ЦПР.

4.5.4. Залить примерно 100 мл контактной жидкости.

4.5.5. Убедиться в наличии акустического контакта.

4.5.6. Провести контроль ЦПР при следующих режимах сканирования:

- в азимутальной плоскости полный угол поворота не менее 360° с шагом не более 6 мм;

- в осевой плоскости шаг должен составлять не более 6 мм.

4.5.7. При обнаружении сигнала, превышающего допустимый уровень, измеряется амплитуда и положение эхо-сигнала, координаты обнаруженного дефекта заносятся в протокол.

4.5.8. В процессе контроля необходимо следить за наличием акустического контакта по зондирующему импульсу и периодически проверять чувствительность прибора.

 

5. ОПРЕДЕЛЕНИЕ ХАРАКТЕРИСТИК ДЕФЕКТОВ И ОФОРМЛЕНИЕ

РЕЗУЛЬТАТОВ КОНТРОЛЯ

 

5.1. Для обнаруженного дефекта определяются:

- амплитуда сигнала;

- азимутальный угол;

- расстояние от полумуфты (торца) ротора (линейная координата);

- эквивалентный диаметр (площадь) дефекта;

- условная протяженность дефекта;

- глубина залегания дефекта.

5.2. Определение характеристик дефектов проводится согласно РД 34.17.440-96 [3.67].

5.3. По результатам контроля оформляется протокол проверки и дефектограмма ротора.

5.4. Все выявленные недопустимые дефекты, расположенные на глубине до 2 мм от поверхности ЦПР, удаляются.

Выборка дефектов осуществляется в соответствии с РД 153-34.0-20.605-2002-01ир (Приложение 1).

Удаление более глубоких подповерхностных дефектов выполняется по индивидуальной программе, создаваемой и утверждаемой отраслевой службой "Живучесть ТЭС".

 

6. ТРЕБОВАНИЯ ТЕХНИКИ БЕЗОПАСНОСТИ

 

6.1. При проведении контроля следует руководствоваться следующими нормативными документами:

- Правила технической эксплуатации электрических станций и сетей. РД 34.20.501-95 [3.31];

- Правила технической эксплуатации электроустановок потребителей. ГОСТ 12.1.038-82 [3.12];

- Правила техники безопасности при эксплуатации электроустановок потребителей. ГОСТ 12.1.007-89 [3.8].

6.2. Перед допуском к проведению контроля все лица, участвующие в его выполнении, должны пройти инструктаж по технике безопасности с регистрацией в журнале.

6.3. Перед включением в электрическую цепь вся аппаратура должна быть заземлена голым гибким медным проводом сечением не менее 2,5 кв. мм.

 

 

 

 

 

Дополнение А

к РД 153-34.0-20.605-2002-02ук

 

НАСТРОЙКА ДЕФЕКТОСКОПА

 

1. При настройке дефектоскопа применяются стандартные образцы СО-2 и СОП, изготовленные по РД 34.17.440-96 [3.67].

2. Проверка работоспособности дефектоскопа проводится в следующем порядке: подключается прямой ПЭП; по стандартному образцу СО-2 регулируется амплитуда сигнала от отверстия диаметром 6 мм таким образом, чтобы она составляла 1/2 высоты экрана; проводится запись показания аттенюатора.

3. Настройка дефектоскопа при контроле поверхностными волнами.

3.1. Настройка дефектоскопа при контроле поверхностными волнами в осевом направлении.

3.1.1. Подключить к дефектоскопу ПЭП с углом ввода 90° и направлением излучения в осевом направлении.

3.1.2. По стандартному образцу СО-2 откалибровать развертку дефектоскопа так, чтобы весь экран соответствовал 100 мм.

3.1.3. По СОП установить максимальную амплитуду сигнала, равную 1/2 высоты экрана, от риски, расположенной в азимутальном направлении.

Записать показания аттенюатора, которые будут соответствовать браковочному уровню.

3.2. Настройка дефектоскопа при контроле поверхностными волнами в азимутальном направлении.

3.2.1. Подключить к дефектоскопу ПЭП с углом ввода 60° и направлением излучения в азимутальном направлении.

3.2.2. По стандартному образцу СО-2 откалибровать развертку дефектоскопа так, чтобы весь экран соответствовал 100 мм.

3.2.3. По СОП установить максимальную амплитуду сигнала, равную 1/2 высоты экрана, от риски, расположенной в осевом направлении.

Записать показания аттенюатора, которые будут соответствовать браковочному уровню.

4. Настройка дефектоскопа при контроле наклонными ПЭП.

4.1. Настройка дефектоскопа при контроле наклонными ПЭП с излучением в осевом направлении.

4.1.1. Подключить к дефектоскопу ПЭП с углом ввода 60° и направлением излучения в осевом направлении.

4.1.2. Проверить по СО-2 возможность обнаружения отверстия диаметром 2 мм, расположенного на глубине 3 мм. Если отверстие не обнаруживается, - заменить ПЭП.

4.1.3. По СОП установить уровень сигнала от четырех плоскодонных отражателей, расположенных в осевом направлении на глубине 5, 10, 20, 40 мм, равным 1/2 высоты экрана.

4.1.4. Проверить по этим сигналам правильность настройки временной развертки чувствительности (ВРЧ) и глубиномера. При необходимости провести подстройку.

Записать показания аттенюатора, которые будут соответствовать браковочному уровню.

4.2. Настройка дефектоскопа при контроле наклонными ПЭП с излучением в азимутальном направлении.

4.2.1. Подключить к дефектоскопу ПЭП с углом ввода 60° и направлением излучения в азимутальном направлении.

4.2.2. Проверить по СО-2 возможность обнаружения отверстия диаметром 2 мм, расположенного на глубине 3 мм. Если отверстие не обнаруживается, заменить ПЭП.

4.2.3. По СОП установить амплитуду сигнала от четырех плоскодонных отражателей, расположенных в азимутальном направлении на глубине 5, 10, 20, 40 мм, равным 1/2 высоты экрана.

4.2.4. Проверить по этим сигналам правильность настройки ВРЧ и глубиномера. При необходимости провести подстройку.

Записать показания аттенюатора, которые будут соответствовать браковочному уровню.

 

 

 

 

 

Приложение 3

(обязательное)

 

РУКОВОДЯЩИЙ ДОКУМЕНТ

 

РОТОРЫ ПАРОВЫХ ТУРБИН ТЭС. МОНИТОРИНГ МИКРОСТРУКТУРЫ

ВНУТРЕННЕЙ ПОВЕРХНОСТИ ЗОНЫ ЦЕНТРАЛЬНОЙ ПОЛОСТИ

 

РД-153-34.0-20.605-2002-03мр

 

Настоящий Руководящий документ (далее - РД) распространяется на имеющие центральную полость (ЦПР) диаметром 80 мм и более роторы высокого и среднего давления (РВД и РСД) всех типов турбин ТЭС и определяет технологию микроструктурного мониторинга металла ЦПР путем выборки микрообразцов.

 

1. ОБЩИЕ ПОЛОЖЕНИЯ

 

1.1. Метрология.

1.1.1. Микроструктурный мониторинг осуществляется путем выборки микрообразцов в наиболее информативных и повреждаемых зонах центральной полости ротора. Измерение микроповреждений полученных образцов производят с помощью средств оптической и электронной микроскопии.

Заключение о категории опасности делают, используя отраслевую экспертную систему "Живучесть оборудования ТЭС".

1.1.2. Выбор наиболее опасных, информативных мест для отбора микрообразцов производят с учетом результатов ультразвуковой, вихретоковой, аммиачной (ДАО-технологии) дефектоскопии, а также визуального (телевизионного) контроля.

1.1.3. При отсутствии повреждений, выявляемых с помощью средств, указанных в п. 1.1.2, выбирают два микрообразца в зоне наибольших стационарных температур (учет ползучести) и деформаций (учет сочетания усталости и ползучести). Таковой является зона первой ступени ротора (зона паровпуска).

1.1.4. Металловедческая экспертиза критериев микроповреждения производится по портретам микроструктур в соответствии с РД 153-34.0-20.605-2002-01ир (Приложение 1). Кроме того, проводится измерение микротвердости микрообразцов в соответствии с ГОСТ 9450-76 [3.22].

1.1.5. Результаты микроструктурного мониторинга представляются в виде "портретов микроструктуры" и экспертных заключений, характеризующих тенденцию количественного и качественного изменения критериев микроповреждения от ремонта к ремонту.

Эти результаты используются как база данных в экспертной системе на предприятии, где эксплуатируется данный ротор, и в отраслевой системе "Живучесть оборудования ТЭС".

1.2. Технология.

1.2.1. Выборку микрообразцов в центральной полости ротора проводят с помощью электроэрозионной технологии.

1.2.2. Опыт освоения технологии по п. 1.2.1 накоплен при выборке микрообразцов в роторах, дисках, корпусах турбин, в гибах паропроводов на Костромской и Рязанской ГРЭС.

1.2.3. После выборки микрообразца оставшееся углубление, имеющее вид полуэллипсоида глубиной не более 2 мм, выглаживается с помощью абразивной зачистки и шлифовки.

1.2.4. В зоне паровпуска выбирают два микрообразца, расположенных диаметрально противоположно. Длина образца составляет 8 - 10 мм, ширина 4 - 5 мм, а толщина 1,5 - 1,8 мм. Эти же размеры обязательны при выборке микрообразцов в иных зонах центральной полости.

В пределах зоны паровпуска места выборки микрообразцов окончательно определяются как наиболее дефектные по результатам вихретоковой дефектоскопии, контроля по ДАО-технологии и визуального (телевизионного) контроля.

1.2.5. Достоверность определения тенденции изменения критериев микроповреждения обеспечивается путем выборки микрообразцов в последующие капитальные ремонты в тех же зонах, что и при первичной выборке. Расстояние между выборками должно быть не менее 10-кратной ширины выборки (40 - 50 мм).

1.2.6. Периодичность контроля микроповрежденности.

1.2.6.1. До выявления микропор и микротрещин в зоне центральной полости:

- после монтажа или замены ротора;

- после 100000 ч эксплуатации;

- после достижения паркового ресурса;

- далее каждый капитальный ремонт.

1.2.6.2. После выявления микропор и/или микротрещин периодичность капитальных ремонтов и выборки микрообразцов определяется решением экспертно-технологической комиссии на основе заключений экспертной системы "Живучесть ТЭС".

1.3. Система нормативов.

1.3.1. Данный Руководящий документ является неотъемлемой частью системы нормативных документов по направлению "Живучесть ТЭС".

 

2. ПОРЯДОК РЕАЛИЗАЦИИ

 

2.1. В период освоения данной технологии в отрасли для обеспечения необходимой культуры ее реализации выборку микрообразцов, зачистку и шлифовку зон выборки осуществляют аттестованные специалисты отраслевого метролого-технологического комплекса (ОМТК), действующего на Костромской ГРЭС.

2.2. Все сопутствующие технологические операции, включая предварительный неразрушающий контроль ротора с определением зон выборки микрообразцов, подготовки шлифов, определении категории опасности, могут проводить или специалисты данной ТЭС или выездная бригада ОМТК.

2.3. Все необходимые дополнительные разъяснения по методологии, технологии и нормативному аспекту микроструктурного мониторинга содержатся в РД 153-34.0-20.605-2002-01ир (Приложение 1).

 

 

 

 

 

Приложение 4

(обязательное)

 

РУКОВОДЯЩИЙ ДОКУМЕНТ

 

СТАЛЬНЫЕ ЛИТЫЕ КОРПУСА ЦИЛИНДРОВ ТУРБИН

И КРУПНОЙ ПАРОПРОВОДНОЙ АРМАТУРЫ. ТЕХНОЛОГИИ КОНТРОЛЯ

ТРЕЩИНОСТОЙКОСТИ, ВОССТАНОВЛЕНИЯ И КОНТРОЛЯ ЖИВУЧЕСТИ

 

РД 153-34.0-20.605-2002-04кт

 

Настоящий Руководящий документ (далее - РД) распространяется на выработавшие 75% и более предельного паркового ресурса литые корпуса цилиндров турбин и корпуса стопорных клапанов высокого и среднего давления ТЭС, входящих в РАО "ЕЭС России" и включенных в перечень региональных центров ОС "Живучесть ТЭС".

РД определяет технологию контроля трещиностойкости, восстановления и контроля живучести перечисленных выше элементов энергооборудования.

Настоящий РД не распространяется:

- на дефектные зоны в конструкционных сварных швах;

- на дефектные зоны в подфланцевой части корпусов стопорных клапанов турбин ПВК-200-1, К-200-130-1, К-200-130-2;

- на дефектные зоны, на которых повреждение металла глубиной более 15% толщины стенки корпуса наблюдается на одном и том же участке как с внутренней, так и с внешней поверхностей корпуса;

- на дефектные зоны, возникшие по границам ремонтных заварок корпуса. Для ликвидации указанных дефектных зон следует использовать действующий в отрасли для допредельной области РД 108.021.112-88 [3.63].

 

1. ОБЩИЕ ПОЛОЖЕНИЯ

 

1.1. Результаты расчетно-экспериментальных исследований и практика эксплуатации литых корпусов турбин и арматуры позволили установить, что на длительном этапе (30 - 40 лет и более) живучесть этих элементов определяется повреждением только характерных локальных зон.

1.2. За исключением дефектов в подфланцевой зоне стопорных клапанов, где в принципе возможно хрупкое разрушение корпуса с катастрофическими последствиями (стопорные клапаны турбин ПВК-200-1, К-200-130-1, К-200-130-2), даже возникновение сквозных повреждений в литых корпусах турбин и клапанов не ведет к катастрофическим последствиям.

1.3. Согласно экспериментальным и расчетным исследованиям скорость развития дефектов в литых корпусах в запредельной области эксплуатации не превышает значений, характерных для эксплуатации в допредельной области.

1.4. Исчерпание ресурса корпусов определяется особенностями процессов развития локальных трещиноватых зон и восстановления живучести корпусов в этих зонах. При этом каждый акт восстановления, включающий удаление трещиноватости и заварку выборки, стирает частично или полностью память корпуса об истории нагружения в этой зоне и вносит принципиально неустранимую неопределенность при оценке свойств и напряженного состояния этой зоны, при учете роли предыстории.

1.5. Как показал многолетний опыт эксплуатации литых корпусов, знаний, полученных по результатам испытаний образцов, в том числе изготовленных из проб металла данного корпуса, взятых непосредственно в данный капитальный ремонт, принципиально недостаточно для продления срока эксплуатации корпуса в запредельной области.

1.6. Комплексное знание о живучести корпусных деталей в запредельной области формируется по результатам следующих испытаний и измерений:

- прочностные испытания списываемых корпусов;

- определение трещиностойкости и скорости развития трещин в данном корпусе;

- определение микроструктуры металла в области развития трещиноватых зон;

- испытания образцов металла из данного корпуса;

- анализ сведений банка данных о живучести всего парка корпусов, группы-лидера, места данного корпуса в общей картине изменения живучести парка.

1.7. Для повышения надежности и достоверности принимаемых решений используется созданная МКС "Живучесть ТЭС" совместно с Костромской ГРЭС информационно-экспертная система. Эта система позволяет повысить достоверность прогноза живучести литых корпусов как для определенного рассматриваемого корпуса, так и для парка подобных корпусов.

1.8. Важную роль в совокупности данных, позволяющих установить сроки дальнейшей эксплуатации в запредельной области, играет информация о развитии трещиноподобных дефектов за межремонтный период. Чем больше срок наблюдений за развитием трещиноватой зоны, тем достовернее можно прогнозировать ее развитие в следующий период эксплуатации.

1.9. Существуют глубокие аналогии по развитию трещиноподобных дефектов в литых корпусах цилиндров турбин и корпусах стопорных клапанов (СК) цилиндров высокого и среднего давления. Контроль за развитием дефектов в корпусах СК, эксплуатируемых при более жестких условиях, чем литые корпуса цилиндров турбин, позволяет прогнозировать развитие трещиноватых зон в изготовленных из той же марки стали корпусах цилиндров турбин.

1.10. Технология определения живучести корпусных элементов энергооборудования включает описание способов выявления и определения характерных параметров трещиноватых зон. Описываются технологии восстановления живучести литых корпусов как содержащих неглубокие трещиноватые зоны, так и имеющих сквозные дефекты.

 

2. ОПРЕДЕЛЕНИЕ ХАРАКТЕРНЫХ ПАРАМЕТРОВ ТРЕЩИНОВАТЫХ ЗОН

В ЛИТЫХ КОРПУСАХ ЦИЛИНДРОВ ТУРБИН И ПАРОПРОВОДНОЙ АРМАТУРЫ

 

2.1. Выявление трещиноподобных дефектов на контролепригодных зонах внутренней и внешней поверхностей литых корпусов проводится силами лабораторий металлов (лабораторий измерения дефектности оборудования) ТЭС при ремонтах оборудования в объемах, предусмотренных РД 34.17.440-96 [3.67].

2.2. Для выявления трещиноподобных дефектов рекомендуется использовать магнитопорошковую дефектоскопию - ГОСТ 21105-87 [3.7] и/или вихретоковую технологию и ДАО-технологию в соответствии с РД 153-34.0-20.605-2002-12вт (Приложение 12) и РД 153-34.0-20.605-2002-11ао (Приложение 11).

Ранее выявленные трещиноподобные дефекты обнаруживают визуально по концевым маркерам, а также концевым и срединным выборкам.

Для определения положения вершин трещин рекомендуется использовать ДАО-технологию. Возможно также применение МПД, капиллярной цветной дефектоскопии - ГОСТ 18442-80 [3.10], химического травления - ОСТ 34-70-690-96 [3.24].

При определении полноты выборки трещины рекомендуется использовать ДАО-технологию. Допускается применение для этого цветной дефектоскопии или химического травления.

2.3. Определение параметров впервые выявленных трещиноподобных дефектов проводится по следующей технологии:

2.3.1. Выполняется кернение вершин трещин и неповрежденного металла на расстоянии не менее 50 мм от вершины трещины. Это позволяет восстановить положение вершин трещины на изделии после производства концевых и срединных выборок.

2.3.2. Фиксируется портрет трещины (трещиноватой зоны) на изделии. Для этого рекомендуется использовать ДАО-технологию. Возможно фотографирование дефекта или его изображения, полученного на поверхности при проведении МПД, а также использование штрихового метода или метода "сернистой фотографии".

2.3.3. С использованием измерительных инструментов определяются координаты концов трещины на изделии. Результаты измерений заносятся в карту контроля - формуляр.

2.3.4. Измерение глубины проникновения трещины внутрь материала проводится не менее чем в 3 точках по ее длине. Измерение глубины трещины может быть проведено приборами типа ИГТ-3, ИГТ-4 (изготовитель ОТС "Живучесть ТЭС"), XRT 705 фирмы "Krautramer" либо другими вихретоковыми или электропотенциальными приборами. По краям трещины и в зоне, где глубина трещины согласно показаниям прибора максимальна, делаются контрольные выборки.

При отсутствии приборов или в случаях, когда глубина трещины оказывается вне диапазона измерений имеющегося прибора, она определяется путем контрольных выборок материала на концах трещины и в месте максимального раскрытия трещины. Если протяженность трещины менее 40 мм, то глубина может определяться только в зоне максимального раскрытия.

Контрольные выборки материала для определения глубины делаются либо шлифмашинкой, либо путем расточки "шарошками" или борфрезами предварительно засверленных мест. Глубина выборки измеряется штангенциркулем или индикаторной головкой с использованием простейших приспособлений для фиксации на поверхности корпуса.

2.3.5. При наличии результатов измерений глубины трещины, глубина первоначальной выборки принимается равной 0,7 от измеренной глубины, а затем контроль наличия трещины на дне выборки проводится с шагом 10% от глубины выборки, но не менее чем через 1 мм. Если данные измерений отсутствуют, то контроль проводится с шагом 1 мм до глубины, равной 5 мм, а далее с шагом 2 мм. Если ось трещины по мере углубления выходит из выборки, выборка расширяется таким образом, чтобы захватывать "конец, край" трещины.

2.3.6. Глубиной трещины считается глубина контрольной выборки, при которой след трещины на дне выборки перестает регистрироваться при помощи ДАО-технологии или химического травления. Максимальной глубиной трещины (трещиноватой зоны) считается максимальное из значений глубины, измеренных в различных точках по длине трещины (трещиноватой зоны).

2.3.7. Длиной трещины считается расстояние между концевыми маркерами, измеренное по следу трещины на поверхности изделия. Протяженность трещин определяется по портрету трещиноватой зоны.

2.3.8. При раскрытиях более 0,5 мм место максимального раскрытия определяется визуально или с помощью щупа. При меньших раскрытиях по ДАО-технологии определяется место, где ширина и/или яркость ДАО-портрета трещины максимальны. Затем оптическими методами измеряется величина раскрытия в этом месте. Место определения величины раскрытия трещины отмечается кернением.

2.3.9. Трещины считаются принадлежащими к одной трещиноватой зоне, если выполняется хотя бы одно из следующих условий:

- минимальное расстояние по поверхности корпуса между участками трещин меньше максимальной глубины трещин на этом участке;

- минимальное расстояние между концевыми маркерами трещин, идущих в одном направлении, меньше удвоенной максимальной глубины трещины.

2.3.10. Протяженностью трещиноватой зоны считается максимальное расстояние между участками трещин, принадлежащих к одной трещиноватой зоне, или максимальное расстояние между концевыми выборками.

2.3.11. Максимальной глубиной трещиноватой зоны считается максимальная глубина принадлежащих данной зоне трещин или максимальная глубина выборки в зоне максимальной глубины трещины.

2.3.12. Шириной трещиноватой зоны считается максимальное расстояние между трещинами, идущими в одном продольном направлении, или максимальный диаметр овальной выборки.

Если в выборке, сделанной в зоне максимального раскрытия трещины, по мере углубления выборки поверхностный след трещины выходит за границу выборки, то выборку расширяют в направлении оставшегося на дне выборки следа трещины.

2.3.13. В каждой из выборок вершины трех наиболее глубоких трещин фиксируются как центр окружности радиусом 3 мм с помощью кольцевого пуансона (рис. 1 - не приводится).

При наличии множества трещин по краям трещиноватой зоны (концевые выборки) или в зоне максимальной глубины трещин (срединная выборка) необходимо фиксировать положение трех наиболее глубоких трещин в каждой выборке.

2.4. Определение изменений состояния трещиноватой зоны за межремонтный период осуществляется по следующей технологии:

2.4.1. Для выявления вновь образовавшихся дефектов в ранее зафиксированной трещиноватой зоне выполняется неразрушающий контроль и проводится фиксация портрета трещиноватой зоны и сравнение его с портретом, полученным во время предыдущего ремонта.

Если в трещиноватой зоне добавились новые трещиноподобные дефекты, то их параметры определяются согласно изложенному ранее.

2.4.2. С использованием ДАО-технологии или химического травления определяется, произошло ли за межремонтный период распространение трещин в центральной и концевых контрольных выборках за пределы концевых маркеров, сделанных во время предыдущего ремонта.

2.4.3. Следует считать, что параметры трещиноватой зоны за межремонтный период не изменились, если за это время не произошло появления новых трещиноподобных дефектов, трещины не "вошли" внутрь донной части контрольных выборок, изменение положения вершин трещин на боковых поверхностях контрольных выборок не превысило 1 мм.

2.4.4. Если трещины вошли внутрь срединной или концевых выборок, то, последовательно углубляя выборки на 0,5 мм, следует определить глубину трещин в выборках.

Если трещины вышли за пределы концевых выборок трещиноватой зоны, то следует сделать новые концевые выборки или продлить старые для определения глубины трещины. Затем следует определить максимальное раскрытие трещины в трещиноватой зоне, а также протяженность и максимальную глубину трещиноватой зоны.

2.5. Информация об обнаруженных при обследовании дефектах, включающая в себя портреты трещиноватых зон, их координаты на изделии, результаты измерений параметров трещин, информация об изменениях в трещиноватых зонах за межремонтный период, результаты определения микроструктурных и механических свойств металла в поврежденных зонах, информация о принятых мерах по восстановлению живучести заносятся в базу данных информационно-экспертной системы.

 

3. АЛГОРИТМ ЭКСПЕРТИЗЫ ПОВРЕЖДЕННОСТИ ЛИТЫХ КОРПУСОВ

ТУРБИН, СОДЕРЖАЩИХ ТРЕЩИНОВАТЫЕ ЗОНЫ

 

3.1. Экспертиза базируется на результатах периодического контроля корпусов, выполняемого методами ВТК, ДАО, отбора микрообразцов и измерения электропотенциала.

3.2. При определении меры поврежденности корпусов используется понятие категорий опасности (КО). Общее описание категорий опасности и связанных с ними относительных характеристик макродефектов, категорий повреждений микроструктуры, регламента контроля, технологии восстановления трещиноватых зон приведено в табл. 1.

 

Таблица 1

 

ХАРАКТЕРИСТИКИ КАТЕГОРИЙ ОПАСНОСТИ,

РЕГЛАМЕНТ КОНТРОЛЯ, ТЕХНОЛОГИИ ВОССТАНОВЛЕНИЯ

ЖИВУЧЕСТИ ЛИТЫХ КОРПУСОВ ТУРБИН ТЭС

 

┌───┬───────────┬────────────────────────┬───────────┬───────────┬──────────┬───────────┐

│КО │Характерис-│Относительные характери-│Категория  │Максималь- │Технологии│Технологии │

   │тика КО    │стики макродефектов     │повреждения│ная продол-│ контроля │восстанов- │

              ├──────┬───────┬─────────┤микрострук-│жительность│          │ления живу-│

              │ _      _    │_        │туры (КПМ) │до последу-│          │чести     

              │ h =    l =  │b = b / Н│           │ющего конт-│                    

              │h / Н │ l / L │                    │роля,                          

                                               │ДЕЛЬТА                         

                                               │тау , лет                      

                                                  к                           

├───┼───────────┼──────┼───────┼─────────┼───────────┼───────────┼──────────┼───────────┤

│ 1 │    2        3      4       5         6          7         8          9    

├───┼───────────┼──────┼───────┼─────────┼───────────┼───────────┼──────────┼───────────┤

│1  │Безопасная │<= 0,3│<= 0,1 │<= 1     │В пределах │8          │-         │-         

   │ситуация                         │исходной                                  

                                    │микрострук-│                               

                                    │туры                                      

├───┼───────────┼──────┼───────┼─────────┼───────────┼───────────┼──────────┼───────────┤

│2  │Незначите- │<= 0,4│<= 0,25│1 - 1,25 │Небольшие  │5          │-         │-         

   │льное                            │изменения                                 

   │ухудшение                        │исходной                                  

   │безопасной │                      │микро-                                    

   │ситуации                         │структуры                                 

├───┼───────────┼──────┼───────┼─────────┼───────────┼───────────┼──────────┼───────────┤

│3  │Слабо опас-│<= 0,5│<= 0,35│1,25 -   │Заметные   │4          │-         │-         

   │ная ситуа- │             │1,5      │изменения                                 

   │ция                              │исходной                                  

                                   │микрострук-│                               

                                    │туры                                      

├───┼───────────┼──────┼───────┼─────────┼───────────┼───────────┼──────────┼───────────┤

│4  │Ситуация   │<= 0,6│<= 0,5 │1,5 - 1,7│Существен- │3          │ВТК       │Частичное 

   │повышенной │                      │ные измене-│                     │удаление  

   │опасности                        │ния исход- │                     │дефекта.  

                                    │ной микро- │                     │Оставленный│

                                    │структуры                       │трещинопо- │

                                                                    │добный де- │

                                                                    │фект - дат-│

                                                                    │чик живу- 

                                                                    │чести     

├───┼───────────┼──────┼───────┼─────────┼───────────┼───────────┼──────────┼───────────┤

│5  │Весьма     │<= 0,7│<= 0,7 │1,7 - 1,9│Наличие    │2          │ВТК, ДАО, │Аналогично │

   │опасная                          │микропор по│           │микрооб-  │КО = 4 при │

   │ситуация                         │телу и                │разцы,    │регламенти-│

                                    │границам              │электро-  │рующем уве-│

                                    │зерен                 │потенциал │личении   

├───┼───────────┼──────┼───────┼─────────┼───────────┼───────────┼──────────┤размеров  

│6  │Значитель- │<= 0,8│<= 0,8 │1,9 - 2,0│Наличие    │1          │ВТК, ДАО, │дефектной 

   │ный риск                         │цепочек               │микрооб-  │зоны      

                                    │микропор и │           │разцы,    │ _  _  _  

                                    │микротрещин│           │электро-  │(h, l, b) 

                                                          │потенциал │после вос- │

                                                                    │становления│

                                                                    │живучести 

├───┼───────────┼──────┼───────┼─────────┼───────────┼───────────┼──────────┼───────────┤

│7  │Возможность│<= 1,0│<= 1,0 │> 2,0    │Наличие    │< 1        │ВТК, ДАО, │Восстанов- │

   │катастрофи-│                      │макротрещин│           │микрооб-  │ление живу-│

   │ческой ава-│                                            │разцы,    │чести при 

   │рии                                                    │электропо-│наличии   

                                                          │тенциал   │сквозного 

                                                                    │дефекта без│

                                                                    │вскрытия  

                                                                   │цилиндра  

└───┴───────────┴──────┴───────┴─────────┴───────────┴───────────┴──────────┴───────────┘

 

    Примечание:

    _  _  _

    h, l, b - относительная глубина, длина и ширина дефектов;

    h, l, b - фактическая глубина, длина и ширина дефектов;

    Н, L -  толщина  и  длина окружности  корпуса  по  внутреннему

диаметру.

 

3.3. Если протяженность вновь выявленных трещиноватых зон не превышает 40 мм, а глубина - 5 мм, то выявленный дефект оставляют в качестве датчика трещиностойкости.

3.4. Если максимальная глубина вновь выявленной трещиноватой зоны не превышает 10% от минимальной толщины корпуса в этой зоне (с учетом сделанных выборок) и протяженность трещиноватой зоны не превышает 0,7 от наибольшего допустимого диаметра неукрепленного отверстия в цилиндрических деталях (ОСТ 108.031.08-85 [3.27], сталь 15Х1М1ФЛ), то восстановление живучести корпуса в трещиноватой зоне проводится путем частичной выборки зоны до неповрежденного металла с образованием по краям и в середине зоны полуовальных полостей-ловушек. Выполнение полостей-ловушек осуществляется также в том случае, если прирост глубины этой трещиноватой зоны за межремонтный период не превышает значений, характерных для допредельной области эксплуатации литых корпусов, т.е. не превышает 0,05N (мм) (N - число пусков за межремонтный период).

3.5. Если максимальная глубина впервые выявленной трещиноватой зоны лежит в пределах 10 - 33% от минимальной толщины корпуса в этой зоне (с учетом сделанных выборок), то на дне контрольных выборок в этих зонах проводится отбор микрообразцов для микроструктурного анализа.

Если данные микроструктурного анализа удовлетворительны, т.е. категория опасности не превышает 4-ю, то следует действовать согласно п. 2. В противном случае решение об объемах ремонта корпуса и продлении срока его эксплуатации принимается экспертной комиссией МКС "Живучесть ТЭС".

Во всех остальных случаях на дне контрольных выборок проводится отбор микрообразцов для микроструктурного анализа. При необходимости дополнительно проводятся исследования дефектных зон ультразвуковыми и рентгенографическими методами.

На основании полученных данных решение о мерах по восстановлению живучести корпуса и продлению срока его эксплуатации принимается ЭТК совместно с МКС.

Восстановление живучести корпуса при глубине трещиноватой зоны более 50% толщины стенки корпуса, в том числе при наличии сквозных дефектов проводится в соответствии с указаниями, изложенными в разделе 5.

 

4. ВОССТАНОВЛЕНИЕ ЖИВУЧЕСТИ ЛИТЫХ КОРПУСОВ ТУРБИН,

СОДЕРЖАЩИХ НЕГЛУБОКИЕ ТРЕЩИНОВАТЫЕ ЗОНЫ, ПУТЕМ ВЫПОЛНЕНИЯ

ПОЛОСТЕЙ-ЛОВУШЕК, ТОРМОЗЯЩИХ РАЗВИТИЕ ЗОНЫ

 

4.1. При незначительной (не более 1/3 толщины стенки корпуса) глубине трещиноватой зоны, с учетом изложенных ограничений, восстановление живучести литых корпусов целесообразно путем частичной выборки зоны (по краям и в середине зоны в виде полуовальных полостей-ловушек) до неповрежденного металла.

4.2. Посредине длины трещиноватой зоны выполняют выборку 1 (рис. 2 - не приводится). Эта выборка имеет вид, при котором сечения, параллельные поверхности корпуса, выполняются в виде полуовала, большая ось которого "а" перпендикулярна продольной оси магистральной трещины или трещиноватой зоны. Малая ось "b" определена соотношением:

 

                          h  < b  < 40 мм,

                           1    1

 

    а большая ось "а " соотношением:

                    1

 

                          а  = с  + 1,8h ,

                           1    1       1

    где:

    h  - максимальная глубина выборки посредине трещиноватой зоны;

     1

    с  - ширина зоны посредине ее длины.

     1

Глубина h этой выборки должна на 3 - 5 мм превышать глубину трещиноватой зоны, а закругления выборки должны быть выполнены вне трещиноватой зоны. Радиусы закруглений выборки в направлении оси "с" равны h / 2. Если h < 10 мм, то радиусы закруглений принимаются равными 5 мм.

4.3. Если максимальная глубина h выборки 1 не превышает 1/3 толщины стенки корпуса в зоне выборки, а протяженность зоны не превышает 0,7 от наибольшего допустимого диаметра неукрепленного отверстия в цилиндрических деталях по ОСТ 108.031.08-85 [3.27], то трещиноватая зона выбирается не полностью. При этом необходимо выполнить следующее:

По краям фронта трещиноватой зоны выполняются овальные выборки 2 и 3 (см. рис. 2). Форма этих выборок аналогична форме выборки 1.

    Малая  ось  b   (b )  выборок  2  и  3  равна  b  и определена

                 2    3                             1

соотношением (1), а  большие  оси   а   и  а  (рис. 2)  определены

                                     2      3

соотношениями:

 

                          а  = с  + 2,3h ,

                           2    2       2

 

                          а  = с  + 2,3h .

                           3    3       3

 

    Здесь:

    h  и h  - максимальные глубины выборок по  краям  трещиноватой

     2    3

зоны;

    с  и с  - ширина зоны по краям у выборок 2 и 3.

     2    3

Значение радиуса R в выборках 2, 3 (см. рис. 2) должно быть равным максимальной глубине выборки 1 (h). Если h < 5 мм, то R = 5.

4.4. С помощью ДАО-контроля или химического травления определяется положение вершин трещин на боковых поверхностях полостей-ловушек. Портреты этих трещин документируются. Вершины трещин на боковых поверхностях полостей-ловушек отмечаются кернением.

4.5. Повторный контроль металла трещиноватой зоны и выборок должен быть выполнен в следующий капитальный ремонт, но не позднее чем через 50 тыс. ч эксплуатации.

Если при этом размеры трещиноватой зоны соответствуют условиям, изложенным ранее, то дополнительных мер не требуется.

4.6. Если максимальная глубина выборки 1 превышает 1/3 толщины стенки корпуса в зоне выборки, то восстановление живучести корпуса осуществляют по технологии для глубоких или сквозных трещин.

4.7. Если протяженность трещиноватой зоны превышает 0,7 от наибольшего допустимого диаметра неукрепленного отверстия, то ремонт корпуса осуществляется в соответствии с [3.63, 3.90, 3.91].

 

5. КОНСТРУКТИВНО-ТЕХНОЛОГИЧЕСКИЕ РЕКОМЕНДАЦИИ

ПО ВОССТАНОВЛЕНИЮ ЛИТЫХ КОРПУСОВ ТУРБИН СО СКВОЗНЫМИ

ДЕФЕКТАМИ

 

5.1. Восстановление стальных литых корпусов со сквозными трещинами в цилиндрах высокого и среднего давления турбин ПО ЛМЗ и ПО ТМЗ на действующих ТЭС осуществляется без вскрытия цилиндра (промышленный эксперимент).

5.2. При обнаружении сквозного дефекта в литом стальном корпусе цилиндра (высокого или среднего давления) в условиях, когда до планового капитального ремонта энергоустановки остается значительный срок (месяцы и более), осуществляется восстановление ресурса такого корпуса без вскрытия цилиндра турбины. Для этого энергоустановку выводят в краткосрочный (несколько суток) ремонт. В дефектной зоне цилиндра вскрывают тепловую изоляцию. Осуществляют разделку дефектной зоны на глубину 80 - 90% от толщины стенки корпуса. Концы оставшейся трещины засверливают, отверстия закрывают пробками и обваривают.

5.3. Фронт трещины накрывают арочным элементом, являющимся деконцентратором ("ловушкой трещины"). Химический состав стали этого элемента и корпуса должен быть одинаковым. Оставшуюся полость выборки в корпусе заполняют наплавляемым металлом в соответствии с [3.75]. Контроль качества выполненной работы осуществляют в соответствии с [3.76].

 

 

 

 

 

Приложение 5

(обязательное)

 

РУКОВОДЯЩИЙ ДОКУМЕНТ

 

ЛОПАТКИ ПАРОВЫХ ТУРБИН. ИНТЕРАКТИВНАЯ СИСТЕМА

ВОССТАНОВЛЕНИЯ И КОНТРОЛЯ ЖИВУЧЕСТИ ЛОПАТОК

ПО ТЕХНОЛОГИИ "ЭИЛ-КОЛЬЧУГА"

 

РД 153-34.0-20.605-2002-05ил

 

Настоящий Руководящий документ (далее - РД) распространяется на стальные лопатки последних ступеней паровых турбин ТЭС мощностью 100 МВт и более, подверженные эрозионно-коррозионному износу (ЭКИ) под воздействием потоков влажного пара.

РД регламентирует интерактивную систему восстановления и контроля живучести лопаток с применением технологии нанесения защитных покрытий методом электроискрового легирования (далее по тексту - "ЭИЛ-кольчуга") <1> и предназначен для использования в региональных центрах ОС "Живучесть ТЭС", а также в ремонтных цехах энергопредприятий и в наладочных организациях.

--------------------------------

<1> Термин "ЭИЛ-кольчуга" выражает суть одного из важнейших критериев, определяющих требование к технологии - "шероховатость-несплошность" поверхности покрытия.

 

Положения РД подлежат обязательному выполнению всеми цехами, службами и отделами региональных центров, входящими в ОС "Живучесть ТЭС", которые обеспечивают контроль и восстановление живучести лопаток паровых турбин: лабораториями измерения дефектности оборудования (ЛИДО), лабораториями металлов, цехом освоения новых технологий Костромской ГРЭС, отделом живучести Рязанской ГРЭС, ремонтными и турбинными цехами и участками, отделами подготовки ремонта и производственно-техническими отделами.

 

1. ОБЩИЕ ПОЛОЖЕНИЯ

 

1.1. РД регламентирует следующие технологии:

- контроля повреждений основного металла лопаток, в т.ч. и после применения упрочняющих технологий (закалка токами высокой частоты, обработка методами поверхностного пластического деформирования и др.);

- контроля повреждений применяемой защиты лопаток (защитных пластин из сплава В3К, припаиваемых к материалу лопатки, защитных покрытий, наносимых на поверхность лопатки, подвергающейся эрозионно-коррозионному износу, в т.ч. электроискровых защитных покрытий по технологии ХТГЗ "Турбоатом" и покрытий, получаемых газотермическими методами, ионно-плазменной имплантацией, ионно-плазменными методами и пр.);

- технологию ЭИЛ-кольчуги, систему критериев живучести лопаток до и после нанесения ЭИЛ-кольчуги, объем и способы контроля живучести лопаток до и после нанесения ЭИЛ-кольчуги.

1.2. Принципиальной особенностью РД является его неотъемлемая связь с компьютерной информационно-экспертной системой, охватывающей ТЭС в целом. Это позволяет повышать достоверность принятия решений по мере накопления опыта реализации настоящего РД и циркуляра РАО "ЕЭС России" Ц-02-2001(Т), регламентирующего процесс ЭИЛ-кольчуги без разлопачивания.

1.3. Формирование ЭИЛ-кольчуги осуществляется на лопатках из коррозионно-стойких сталей согласно ОСТ 108.020.03-82 [3.32]. К таким сталям относятся: 12Х13, 12Х13-Ш (КП45, КП55), 20Х13, 20Х13-Ш (КП50, КП60), 15Х11МФ, 15Х11МФ-Ш (КП55, КП60, КП70), 13Х11Н2В2МФ-Ш (ЭИ961-Ш) (КП70, КП75), а также стали 1Х11МФ (Х11МФ), 1Х11МФ-Ш, используемые ХТГЗ "Турбоатом". Химический состав сталей указан в табл. 1.

 

Таблица 1


 

ТРЕБОВАНИЯ К ХИМИЧЕСКОМУ СОСТАВУ ЛОПАТОЧНЫХ СТАЛЕЙ ПОСЛЕДНИХ

СТУПЕНЕЙ ПАРОВЫХ ТУРБИН

 

  Марка стали 

                    Содержание химических элементов, %                    

  С  

  Si  

  Мn  

  Сr 

  Мо 

  V  

  W  

  Ni  

   S   

   Р  

12Х13,        
12Х13-Ш       
(1Х13-Ш) (ЭЖ1)

0,09 -
0,15 

<= 0,60

<= 0,60

12,0 -
14,0 

-    

-    

-    

<= 0,50

<= 0,025

<= 0,03

20Х13,        
20Х13-Ш (ЭЖ2) 

0,16 -
0,24 

<= 0,60

<= 0,60

12,0 -
14,0 

-    

-    

-    

<= 0,50

<= 0,025

<= 0,03

1Х11МФ,       
1Х11МФ-Ш      
(Х11МФ)       

0,12 -
0,19 

<= 0,5

<= 0,7

10,0 -
11,5 

0,6 -
0,8  

0,25 -
0,40 

-    

-     

<= 0,025

<= 0,03

15Х11МФ,      
15Х11МФ-Ш     

0,12 -
0,19 

<= 0,5

<= 0,7

10,0 -
11,5 

0,6 -
0,8  

0,25 -
0,40 

-    

<= 0,60

<= 0,025

<= 0,03

13Х11Н2В2МФ-Ш 
(ЭИ961-Ш)     

0,10 -
0,16 

<= 0,60

<= 0,60

10,5 -
12,0 

0,35 -
0,50 

0,18 -
0,30 

1,60 -
2,00 

1,50 -
1,80  

<= 0,025

<= 0,03

 

Лопатки последних ступеней ОАО "ЛМЗ" профиля 1224 изготавливают из сталей 15Х11МФ, 15Х11МФ-Ш, профиля 1355 - из сталей 15Х11МФ, 15Х11МФ-Ш, 13Х11Н2В2МФ-Ш (ЭИ961-Ш), профиля 1400 - из стали 13Х11Н2В2МФ-Ш (ЭИ961-Ш), лопатки последних ступеней ОАО "Турбоатом" изготавливаются из сталей 15Х11МФ, 15Х11МФ-Ш, 1Х11МФ (Х11МФ), 1Х11МФ-Ш, 12Х13, 12Х13-Ш, 1Х13-Ш, 20Х13, 20Х13-Ш.

1.4. Процесс создания ЭИЛ-кольчуги - электроискровое легирование металлических поверхностей <2>.

--------------------------------

<2> Термин "электроискровое легирование" не точно и не полно отражает суть рассматриваемого процесса, но он широко используется в отечественной технической литературе и технических описаниях, практической работе специалистов, занимающихся процессом ЭИЛ. Термин был впервые введен авторами процесса Б.Р. Лазаренко и Н.И. Лазаренко. Согласно ГОСТ 25331-82, регламентирующему термины и определения, связанные с электроэрозионной обработкой (ЭОО), электроискровому легированию соответствует термин "электроэрозионное упрочнение" - ЭЭУ.

 

ЭИЛ основано на явлении электрической эрозии и полярного переноса материала анода (инструмента) на катод (деталь) при протекании импульсных разрядов в газовой среде. При формировании ЭИЛ-кольчуги обрабатываемые лопатки являются катодом, а анодом - электрод-инструмент. Количество анодов из разных материалов определяет получение количества слоев формируемого покрытия.

С помощью ЭИЛ можно получить покрытия почти всеми материалами, проводящими электрический ток и применяемыми в технике, в т.ч. чистыми металлами (например, покрытия молибденом, вольфрамом и титаном и др.) с глубиной внедрения в основной металл до 200 мкм. В результате металлургического перемешивания в приповерхностных зонах и образования диффузионной зоны между покрываемой поверхностью и покрытием, слой покрытия обладает высокой прочностью сцепления с основой, имеющей порядок когезионной прочности материала лопатки. Сочетания физико-химических свойств материалов детали и электродов обуславливают создание материала покрытия, отличающегося от свойств материала обрабатываемой детали и используемых электродов, что обуславливает создание покрытий, обеспечивающих заданные свойства (например, повышение износостойкости, эрозионно-коррозионной стойкости, антифрикционности и пр.).

ЭИЛ-кольчуга выполняется, как правило, двухслойной и формируется на входных приторцовых и выходных прикорневых кромках лопатки.

1.5. ЭИЛ-кольчуга существенно отличается от электросварки и способов газотермического напыления (газопламенное, плазменное, детонационное). Основным отличием ЭИЛ-кольчуга является то, что обрабатываемая деталь не испытывает температурного воздействия в макрообъеме, присущего электросварке и газотермическим способам напыления (нанесения покрытий).

Общая толщина защитного покрытия, получаемого в процессе формирования ЭИЛ-кольчуги, может изменяться, как правило, в пределах от 0,02 до 0,35 мм.


Технология "ЭИЛ-кольчуга" обладает рядом существенных достоинств, к которым относятся:

- надежность и сравнительная простота оборудования и технологического процесса;

- относительно небольшие габариты и вес оборудования и оснастки;

- мобильность оборудования и применимость его в условиях любого производства;

- возможность локального нанесения покрытия на детали;

- высокая прочность сцепления покрытия с подложкой (деталью);

- незначительность нагрева поверхности детали, как правило, не превышающая 60 °С;

- возможность формирования покрытий из любых токопроводящих материалов на любые токопроводящие детали;

- экологичность процесса;

- реализация процесса в условиях любого предприятия;

- легкость обучения персонала необходимым приемам и навыкам;

- невысокая стоимость процесса получения защитных покрытий;

- особенностью процесса ЭИЛ является возможность формирования покрытий на поверхности рабочих лопаток без разлопачивания ротора турбины, а в отдельных случаях даже без вскрытия цилиндра.

1.6. ЭИЛ-кольчугу наносят на лопатки, как правило, во время ремонта турбин при вскрытых цилиндрах при положении ротора в опорах или на стапеле (козлах).

В особых случаях ЭИЛ-кольчуга наносится без вскрытия цилиндра. При этом доступ к лопаткам осуществляется через конденсатор турбины. Решение о применении ЭИЛ-кольчуги принимается главным инженером ТЭС исходя из состояния лопаток и необходимости предотвращения их дальнейшего повреждения.

1.7. При формировании ЭИЛ-кольчуги на новых лопатках с целью повышения их износостойкости процесс нанесения покрытия следует осуществлять до облопачивания ротора в стационарных условиях ремонтного участка. Допускается формирование ЭИЛ-кольчуги на новых лопатках после облопачивания ротора.

1.8. Технологический процесс формирования ЭИЛ-кольчуги осуществляет один оператор-металлизатор не моложе 18 лет, прошедший курс специального обучения и имеющий лицензию на право выполнения работ по формированию ЭИЛ-кольчуги, выдаваемую ОТС "Живучесть ТЭС".

1.9. Основными критериями живучести лопаток с ЭИЛ-кольчугой являются:

1.9.1. Отсутствие микротрещин и макротрещин в основном материале лопатки в зонах ЭИЛ-кольчуги.

1.9.2. Обеспечение с помощью ЭИЛ-кольчуги уменьшения средней скорости износа материала лопаток почти в 2 раза за период до следующего ремонта (до восстановления слоя ЭИЛ-кольчуги).

1.9.3. Контроль микродефектов и макротрещин по п. 1.9.1 должен осуществляться до и после нанесения ЭИЛ-кольчуги при каждом вскрытии цилиндра.

При проведении контроля должно использоваться не менее трех различных технологий контроля. В качестве таких технологий могут быть рекомендованы технологии: ВТК, ДАО, ВК, УЗК (поверхностные волны), МПД.

1.10. Накопленный опыт стендовых исследований в отечественной энергетике и энергомашиностроении, основным критерием которых является стойкость против эрозионного воздействия водяных капель на материал лопатки, в т.ч. с защитными покрытиями, не отражает влияния зон с опасными микроповреждениями (эрозионными промывами), а также макродефектов, развивающихся при воздействии циклических нагрузок, на живучесть лопаток последних ступеней.

С учетом изложенного, основным способом проверки системы критериев, сформулированных в п. 1.9, является промышленный эксперимент на действующих ТЭС, первый трехлетний этап которого завершается в 2002 г.

1.11. Ответственность за контроль живучести лопаток с ЭИЛ-кольчугой возлагается на главных инженеров ТЭС.

1.12. Главные инженеры ТЭС, при условии соблюдения требований настоящего РД, принимают решение о допуске лопаток с ЭИЛ-кольчугой в эксплуатацию.

1.13. В случаях, когда эксплуатирующаяся лопатка имеет КО = 7, а у ТЭС не имеется возможностей по ее замене, решение о сроке ее дальнейшей вынужденной эксплуатации принимает ЭТК ТЭС на основе экспертного заключения специалистов ОС - Костромского филиала ВТИ "Живучесть ТЭС".

1.14. Если износ лопаток более 5%, а их эксплуатация составляет свыше 10 лет, то при каждом вскрытии после нанесения защитных покрытий, по крайней мере, одну наиболее опасную лопатку (по сочетанию всех факторов, определяющих процесс развития в ней микродефектов и макротрещин) необходимо демонтировать с последующей ее заменой. Демонтированная лопатка (лопатки) исследуется на наличие микродефектов и макротрещин.

1.15. При аварийном повреждении лопаток с ЭИЛ-кольчугой создается ЭТК Межотраслевого Координационного Совета "Живучесть ТЭС".

 

2. ТЕХНОЛОГИЧЕСКИЙ ПРОЦЕСС ФОРМИРОВАНИЯ ЭИЛ-КОЛЬЧУГИ

 

2.1. Физическая сущность процесса ЭИЛ.

    2.1.1.  ЭИЛ  осуществляется  при  искровой форме электрических

импульсных  разрядов. При этом импульсный разряд обычно относят ко

всем видам электрических  разрядов  при малой длительности тау  их

                                                              и

                                  -6              -3

существования (для процесса ЭИЛ 10   <= тау  <= 10   с).

                                           и

2.1.2. При приближении анода к катоду напряженность электрического поля увеличивается и, достигнув определенной величины, вызывает пробой промежутка между электродами. Возникает канал проводимости, через который пучок электронов, как материальное тело, фокусировано ударяет о металлическую поверхность анода. Энергия движения заторможенных электронов выделяется в поверхностных слоях анода. Эта энергия от специального источника питания импульсно подводится к разрядному промежутку, поэтому плотность тока значительно превосходит критические значения. Вследствие этого металл анода локально разогревается до: частично-расплавленного состояния, частично - до парообразного и плазменного состояния. Температура плазменной части материала, в зависимости от энергии, составляет от 4000 до 10000 °С. Микрообъем разогретого материала анода отделяется от него и движется к катоду. При этом ток прекращается, фокусирующее действие электромагнитного поля исчезает, а отделившиеся частицы от анода перемещаются к катоду широким фронтом.

Поскольку перегретые микрообъемы материала анода находятся в газовой среде, например в воздухе, возможно образование химических соединений, например нитридов или оксидов, вследствие чего отделившиеся от анода частицы могут отличаться от материала анода. Достигнув катода, перегретые микрообъемы анода сплавляются с ним и частично внедряются в его поверхность. Вслед за частицами движется электрод (анод), происходит механический удар анода о катод, при этом через раскаленный металл проходит электрический ток. При механическом контакте электродов частицы металла сплавляются и перемешиваются между собою, тонкий слой в месте контакта на поверхности катода перегревается, при этом происходят как процессы диффузии, так и химические реакции между этими частицами и материалом катода. Механический удар по раскаленной массе металла проковывает полученное покрытие, что увеличивает его однородность и плотность. Поскольку процесс носит локальный характер, то, вероятно, имеет место и сверхскоростная закалка материала сформированного покрытия. После этого анод отходит от катода, а на поверхности катода остается прочно соединенный с ним материал анода. Источник питания подготавливает запас энергии для следующего импульса.

Выброс металла происходит и с поверхности катода, но при коротких импульсах для металлов электрическая эрозия анода преобладает. На поверхности катода образуется лунка с краями, несколько приподнятыми над первоначальной поверхностью металла. Размер лунки зависит от энергии электрического импульса и от электроэрозионной устойчивости материалов электродов. В связи с этим, если электрические импульсы многократно действуют в одну точку, на катоде образуется увеличенная в размерах лунка. Поэтому для образования качественного слоя покрытия необходимо постоянно перемещать легирующий электрод по обрабатываемой поверхности.

2.1.3. Электроискровое нанесение ЭИЛ-кольчуги на лопатки производится контактным способом при помощи ручных электромагнитных, электромеханических или пневмомеханических вибраторов (вибровозбудителей) с частотой, как правило, 100 Гц.

Наиболее часто применяется электромагнитный вибратор, на катушку электромагнита которого подается напряжение переменного тока частотой 50 Гц, что обеспечивает частоту вибрации электрода 100 Гц.

2.1.4. Принципиальная электрическая схема RC-генератора, предназначенная для формирования импульсных разрядов, приведена на рис. 1.

 

                              ┌──────────┐

                              \/        

               А         ┌─────────┐    

 ┌─────────────о─────────┤         ├─────о─────────────────────о +

 │ Э-И                  └─────────┘

      /                     R

 \/   /       

             

      /       ─┴─

     /        ─┬─ С

    \/        

┌┬┐           

 │ Д          

 └─────────────о───────────────────────────────────────────────о -

               В

 

Рис. 1. Принципиальная электрическая схема

генератора для формирования импульсных разрядов

 

R - балластное или ограничивающее величину зарядного тока сопротивление;

С - накопительная батарея конденсаторов;

Э-И - электрод - инструмент (анод);

Д - обрабатываемая деталь (катод);

цепь А - (Э-И) - Д - В - цепь внешнего разрядного контура.

 

2.2. Основные характеристики и последовательность реализации технологии "ЭИЛ-кольчуга".

2.2.1. Перед нанесением ЭИЛ-кольчуги проводится, при необходимости, очистка лопатки от солевых отложений.

2.2.2. Лопатки пронумеровываются в соответствии с их собственными номерами на рабочем колесе с помощью мела, краски или маркера. Место нанесения номера лопатки и размер цифр не оговариваются, а выбираются и проставляются металлизатором исходя из условий обеспечения наиболее удобной работы с лопаткой при проведении контрольных операций и нанесения ЭИЛ-кольчуги.

2.2.3. Проводится визуальный контроль (ВК) лопаток в объеме 100% в доступных местах для выявления следующих возможных дефектов:

- обрывов и отклонений демпферных связей от заданного положения;

- механических повреждений лопаточного аппарата в виде забоин, деформаций кромок и следов задеваний;

- отсутствия противоэрозионных пластин на входных кромках;

- наличия эрозионного износа с определением его степени;

- коррозионных повреждений;

- видимых трещин на лопатках;

- недопустимых зазоров в замковых соединениях цельнофрезерованных бандажей рабочих лопаток.

2.2.4. Проводится МПД и ВТК выходных кромок со стороны, противоположной эрозионному износу на длине 600 мм от корня лопатки.

2.2.5. Проводится контроль МПД и ВТК входных кромок в районе установки противоэрозионных пластин со стороны, противоположной их установки.

2.2.6. На лопатках, с выявленными дефектами по результатам контроля МПД проводится ДАО-контроль.

2.2.7. Проводятся измерения толщины входных кромок и длины хорды лопаток.

2.2.8. Контроль по п. п. 2.2.3 - 2.2.7 проводится силами лаборатории ТЭС, энергоремонтного предприятия или энергосистемы.

В результате контроля выявляются лопатки с имеющимися недопустимыми дефектами, не подлежащие восстановлению формированием ЭИЛ-кольчуги. К недопустимым дефектам относятся:

- трещины в любом месте и любой протяженности;

- сквозной эрозионный износ за противоэрозионными пластинами протяженностью более 20 мм;

- эрозионный износ входной кромки глубиной более 10 мм (по ширине лопатки);

- механические повреждения кромок, после ремонта которых размер лопатки будет выходить за пределы, допускаемые нормами.

2.2.9. На восстанавливаемых лопатках, при необходимости, производится выравнивание профиля лопатки и уменьшение "пилообразного" профиля эрозионных зон на входной и выходной кромках лопатки механическим способом с помощью шлифовальной машинки с мелкозернистым камнем и/или концевой фрезой. По возможности удаляется "козырек", образованный за счет эрозионного износа металла в зоне за стеллитовыми пластинами. При этом обеспечивается плавный газодинамический профиль лопатки и необходимое качество защитного покрытия.

2.2.10. ЭИЛ-кольчуга наносится на входную и выходную кромки рабочей лопатки в соответствии с зонами, указанными на рис. 2 (не приводится):

- зона стеллитовых пластин и за стеллитовыми пластинами шириной 15 - 20 мм (1);

- зона цельнофрезерованного бандажа (2);

- зона ниже ряда стеллитовых пластин длиной 50 - 100 мм, шириной 15 - 20 мм (3);

- прикорневая зона длиной 600 - 800 мм от корня лопатки, шириной 8 - 5 мм (4).

2.2.11. Перед нанесением ЭИЛ-кольчуги установка электроискрового легирования должна быть подготовлена к работе: подключена и настроена в соответствии с инструкцией по эксплуатации установки и проверена на испытательном образце.

2.2.12. Нанесение ЭИЛ-кольчуги производится в два слоя: сглаживающий и защитный.

Основная задача сглаживающего (первого) слоя - устранение эрозионных дефектов поверхности лопатки, являющихся опасными, почти трещиноподобными концентраторами (промывами) и создание условий для формирования основного (второго) защитного слоя.

При неглубоких промывах (2 - 3 мм) первым слоем должна быть обеспечена сплошность 98 - 100%, оцениваемая невооруженным глазом. При этом несплошности формируемого слоя не более 100 мкм допустимы.

Оба слоя ЭИЛ-кольчуги наносятся с обязательным воздушным охлаждением поверхности лопатки. При этом охлаждающий воздух подается через электрододержатель.

После контроля качества первого слоя и устранения выявленных недостатков, наносится второй слой.

2.2.13. Контроль качества нанесенной ЭИЛ-кольчуги проводится следующими методами:

- изготовлением до начала работ образца-спутника (образца-свидетеля), на котором проводят контроль твердости материала по HRC, НВ, HV, соответственно на приборах Роквелла, Бринеля (ТШ-2М), Виккерса и исследование микроструктуры материала и ЭИЛ-покрытия на поперечном микрошлифе (поперечное сечение образца в зоне нанесения ЭИЛ-кольчуги). Указанные операции контроля выполняются сотрудниками Костромского филиала ВТИ;

- проверкой соответствия внешнего вида сформированной ЭИЛ-кольчуги (ЗП) эталону внешнего вида, который изготавливается на образце из материала лопатки оператором-металлизатором до начала работ и предъявляется для утверждения компетентному представителю ТЭС;

- ВК в процессе эксплуатации турбины при любом ее останове без вскрытия цилиндра; видеодокументированием (при видеомониторинге поверхности) лопаток с использованием видео-, фототехники.

2.2.14. При нанесении ЭИЛ-кольчуги на новые или демонтированные лопатки (в разлопаченном состоянии) лопатка подсоединяется к катодному заземлению установки. При нанесении ЭИЛ-кольчуги на роторе (без разлопачивания) необходимо надежное заземление ротора.

2.3. При формировании ЭИЛ-кольчуги без разлопачивания и без вскрытия цилиндра (через конденсатор) каждая обрабатываемая лопатка должна быть надежно заземлена через катодное заземление установки.

 

3. ТЕХНОЛОГИЯ КОНТРОЛЯ ДЕФЕКТНОСТИ ЛОПАТОК

 

3.1. Для контроля поврежденных и восстановленных по технологии "ЭИЛ-кольчуга" зон лопаток используются следующие технологии:

- визуальный контроль;

- видеоконтроль;

- ультразвуковой контроль (поверхностные волны);

- вихретоковый контроль;

- аммиачный отклик детали (ДАО-контроль);

- измерение твердости;

- измерение величины ЭКИ;

- определение микроповрежденности (в лабораторных условиях металлографическим методом).

Ниже приводятся описания указанных технологий.

3.2. Визуальный контроль (ВК).

3.2.1. Визуальный контроль зон лопаток проводится в целях выявления на поверхности легко обнаруживаемых дефектов.

Визуальный контроль поверхности проводится невооруженным глазом и/или с применением лупы 4 - 6-кратного увеличения до зачистки поверхности.

3.3. Вихретоковый контроль (ВТК).

3.3.1. Вихретоковый контроль проводится для выявления и измерения глубины поверхностных трещин на наружной поверхности лопаток. Технология ВТК регламентирована [3.67] и может использоваться в зависимости от ситуации наряду с УЗК.

3.3.2. Технология ВТК обеспечивает получение результата с установленной погрешностью измерения при доверительной вероятности 0,9.

3.3.3. Норма погрешности измерений глубины трещины, необходимая для принятия решения о живучести лопатки и мерах по продлению срока ее эксплуатации, установлена 1,0 мм при глубинах трещин от 3 до 12 мм и 0,5 мм при глубинах трещин до 3 мм.

3.3.4. Основной особенностью технологии ВТК является возможность ее реализации без зачистки контролируемой поверхности от окалины, ржавчины, солевых и органических отложений и др. или с грубой ее зачисткой. Почти не реагируя на такой фон, индикатор глубины трещин (ИГТ) создает отклик на трещины определенных размеров.

3.3.5. Подробное описание технологии вихретокового контроля приведено в РД 153-34.0-20.605-2002-12вт (Приложение 12).

3.4. Контроль по аммиачному отклику детали (ДАО-контроль).

3.4.1. Контроль поверхности элементов лопаток по ДАО-технологии реализуется в соответствии с РД 34.17.МКС.007-97 и предназначен для обнаружения поверхностных дефектов (трещин, отдельных пор, цепочек пор, эрозионно-коррозионных повреждений и т.п.).

    3.4.2. При шероховатости контролируемой поверхности порядка R

                                                                 z

=  40 мкм уровень чувствительности контроля обеспечивает выявление

трещиноподобных  дефектов с раскрытием более 1 мкм, глубиной более

0,3  мм,  протяженностью  более  0,3  мм,  а  также отдельных пор,

цепочек   пор,  поверхностных  эрозионно-коррозионных  повреждений

диаметром более 10 мкм, глубиной более 0,3 мм.

3.4.3. Основными дефектоскопическими материалами при использовании технологии ДАО-контроля являются состав на основе 25% водного раствора аммиака и индикаторная бумага ИБА-2 (ИБА-1), изготовленная ОС "Живучесть ТЭС".

К вспомогательным приспособлениям и материалам относятся: гигроскопичная ткань, например хлопчатобумажная, газонепроницаемая пленка, например полиэтиленовая, клейкая лента (скотч), мягкий пористый листовой материал (например поролон, пористая резина) размерами не менее 300 х 400 мм, толщиной не менее 40 мм.

3.4.4. Для документирования результатов контроля может быть использована регистрирующая аппаратура в виде фотоаппарата (цифрового фотоаппарата), видеокамеры, копировального аппарата, сканера (альтернативно, в соответствии с выбором способа документирования).

Материалами для документирования результатов контроля являются: фотопленка "Микрат-200" ("Микрат-300"), видеопленка, бумага для копирования, калька, шариковые ручки, карандаши.

3.4.5. Контроль по ДАО-технологии следует проводить до ультразвукового контроля.

3.4.6. Для проведения контроля по ДАО-технологии необходимо очистить поверхность от окалины абразивным камнем.

3.4.7. Насыщение поверхностных дефектов аммиаком проводится следующим образом:

- путем наложения аппликации из ткани, смоченной водным раствором аммиака, и выдержки ее под газонепроницаемой пленкой в течение 15 - 20 минут;

- смачивания поверхности детали водным раствором аммиака посредством филеночной кисти и выдержки в течение 15 - 20 минут.

3.4.8. Регистрация дефектов проводится через 1 - 1,5 мин. после выдержки путем наложения на контролируемый участок индикаторной бумаги и ее выдержки в течение 1 минуты.

3.4.9. Тип дефекта устанавливают по конфигурации ДАО-портретов на лицевой поверхности индикаторной бумаги.

Местоположение соответствующих дефектов на поверхности детали определяют по местоположению ДАО-портретов на индикаторной бумаге в соответствии с разметкой контролируемого участка.

3.4.11. Полученные ДАО-портреты документируют любым из доступных способов, в том числе с помощью аппаратуры и материалов, указанных в п. п. 3.4.3 и 3.4.4.

3.4.12. Подробное описание технологии ДАО-контроля приведено в РД 153-34.0-04.152-2001-11ао (Приложение 11).

3.5. Ультразвуковой контроль (УЗК).

3.5.1. Ультразвуковой контроль элементов лопатки проводится для выявления дефектов, выходящих как на внутреннюю и наружную поверхности, так и не выходящих на поверхность без установления типа дефекта. УЗК проводится в соответствии с требованиями ГОСТ 12503-75 [3.11].

3.5.2. УЗК рекомендуется проводить после ВК, ВТК, ДАО-контроля.

3.5.3. Оценка качества элементов лопаток проводится на основании сопоставления параметров эхо-сигналов от дефекта и отражателя на испытательном образце соответствующего типоразмера.

3.5.4. Испытательные образцы для контроля лопаток изготавливаются из специальных заготовок. Материал образцов должен соответствовать материалу лопаток.

3.6. Измерение твердости (ТВ).

3.6.1. Измерение твердости применяется для оценки механических свойств металла лопаток и для выявления подкалочных зон на металле лопаток.

3.6.2. Измерение твердости выполняется с помощью переносных твердомеров в соответствии с требованиями ГОСТ 18661-73 [3.3]. На каждом элементе должно быть проведено не менее трех измерений в разных местах по периметру.

3.6.3. Твердость металла определяется как среднее арифметическое значение результатов отдельных измерений, которые не должны выходить за пределы больше чем на 7% от нормативных значений.

Результаты контроля отдельных зон лопаток, характеризующие меру поврежденности металла этих частей, заносят в базу данных информационно-экспертной системы и используют как один из основных критериев при определении категорий опасности и доли исчерпания ресурса, а также при выборе регламента последующего контроля.

3.7. Ответственность за контроль повреждений лопаток, восстановленных по технологии "ЭИЛ-кольчуга", возлагается на руководителя лаборатории измерений дефектности оборудования и технического руководителя ТЭС (главного инженера).

 

4. ПОРЯДОК ПРОВЕДЕНИЯ ЭКСПЕРТИЗЫ ДЛЯ ОПРЕДЕЛЕНИЯ

ПОВРЕЖДЕННОСТИ И ПРЕДЕЛА ЖИВУЧЕСТИ (ОСТАТОЧНОГО РЕСУРСА)

ЛОПАТОК ТУРБИН, ПОДВЕРЖЕННЫХ ЭРОЗИОННО-КОРРОЗИОННОМУ ИЗНОСУ

И ВОССТАНОВЛЕННЫХ ФОРМИРОВАНИЕМ ЭИЛ-КОЛЬЧУГИ

 

4.1. Структура данных для проведения экспертизы.

4.1.1. Данные, необходимые для проведения экспертизы состояния лопаток, содержатся в таблицах баз данных информационно-экспертой системы.

4.1.2. Для проведения экспертизы необходимы сведения о лопатках, режимах их эксплуатации, паспортные данные, результаты проведенных измерений, выполненные в процессе контроля исходного состояния и эксплуатационного контроля.

4.1.3. Все данные, необходимые для проведения экспертизы, сгруппированы следующим образом:

    Сведения о режимах эксплуатации лопаток:

    -  расчетные  значения  давления и температуры пара в ступени,

где установлены лопатки;

    -   суммарная   продолжительность   эксплуатации  (фактическая

наработка).

    Паспортные и сертификатные данные о лопатках:

    - год изготовления:

    - год пуска в эксплуатацию;

    - марка стали;

    - характеристика исходной микроструктуры;

    - предел текучести сигма   ;

                            0,2

    - временное сопротивление разрыву сигма ;

                                           в

    - твердость;

    - длина хорды в различных сечениях.

Результаты эксплуатационного контроля:

- визуальный контроль: тип и размеры дефекта;

- видеоконтроль: тип и размеры дефекта;

- ДАО-контроль: тип и размеры дефекта;

- ВТК: наличие или отсутствие дефекта;

- УЗК: тип и размеры дефекта;

- измерение твердости металла (для выявления подкалочных зон на стали ЭИ961-Ш используется дефектоскоп "Зонд ВД-96") в соответствии с РД 34.17.449-97;

- измерение длины хорды лопатки в нескольких сечениях;

- микроструктурный анализ: измерение микроповрежденности, выявление микротрещин.

4.1.4. Результатом проведения экспертизы являются сведения о расчетном значении предела живучести (остаточном ресурсе), о времени до последующего контроля и восстановления живучести по технологии "ЭИЛ-кольчуга", о регламенте контроля.

4.2. Алгоритм экспертизы поврежденности.

4.2.1. Экспертиза базируется на результатах периодического контроля лопаток.

4.2.2. Исходными данными для экспертизы являются сведения о режимах эксплуатации, паспортных характеристиках и результатах соответствующих видов контроля, которые заносятся в базы данных системы по мере их получения.

4.2.3. Для единообразного представления и соразмерности результатов различных видов контроля используется понятие категории опасности (КО) и коэффициента достоверности (КД). Общее описание КО лопаток приведено в табл. 2.

 

Таблица 2

 

ХАРАКТЕРИСТИКА КАТЕГОРИЙ ОПАСНОСТИ ЛОПАТОК ТУРБИН,

ПОВРЕЖДЕННЫХ ЭКИ

 

КО

               Характеристика категории опасности           

1

Лопатка новая: отсутствуют недопустимые по действующим норма-
тивам дефекты.                                              
Лопатка после экс