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DL438-2009火力发电厂金属技术监督规程

ICS 27.100

F20

备案号:

DL438-2009火力发电厂金属技术监督规程

26317-2009

中华人民共和国电力行业标准

DL438-2009火力发电厂金属技术监督规程

火力发电厂金属技术监督规程

The technical supervision codes for metal

in fossil-fuel power plant

DL438-2009火力发电厂金属技术监督规程

中华人民共和国国家能源局发布

目次

前言............................................................................. II 2 规范性引用文件. (1)

3总则 (2)

4名词术语 (2)

5 金属材料的监督 (3)

6 焊接质量的监督 (3)

7 主蒸汽管道和高温再热蒸汽管道及导汽管的金属监督 (4)

8高温联箱的金属监督 (9)

9 受热面管子的金属监督 (11)

10 汽包的金属监督 (13)

11 给水管道和低温联箱的金属监督 (14)

12 汽轮机部件的金属监督 (15)

13 发电机部件的金属监督 (16)

14 紧固件的金属监督 (17)

15 大型铸件的金属监督 (17)

16 金属技术监督管理 (18)

附录A(规范性附录)金属技术监督工程师和金属实验室的职责 ........... 错误!未定义书签。9 附录B(资料性附录)电站常用金属材料和重要部件国内外技术标准 (20)

附录C(规范性附录)电站常用金属材料的硬度参考值 (23)

附录D(规范性附录)低合金耐热钢蠕变损伤评级 (25)

I

前言

本标准是根据《国家发展改革委办公厅关于印发2005年行业标准项目计划的通知》(发改办工业[2005]739号)的要求修订的。

本标准与DL 438-2000《火力发电厂金属技术监督规程》相比,主要作了以下修订:

——本标准修订后由强制性改为推荐性标准。

——在章节的内容、编排顺序上作了大的调整。

——将原规程中“10 联箱和给水管道的技术监督”改为“高温联箱的金属监督”和“给水管道和低温联箱的金属监督”。

——将原规程中“11 汽轮发电机转子的技术监督”改为“汽轮机部件的金属监督”和“发电机部件的金属监督”。

——将原规程的6个附录缩减为4个附录,取消了原规程的附录D、附录E和附录F。

——增加了附录C“电站常用金属材料硬度值”。

——对每一类部件的金属监督按“制造、安装检验”和“机组运行期间的检验监督”编排。

——对新装机组蒸汽管道,不强制要求安装蠕变变形测点;但对已安装了蠕变变形测点的低合金耐热钢制管道,则继续进行检测。

——对原规程中的“12 高温螺栓的技术监督”内容作了大的改动,新规程中基本无具体内容,只强调高温螺栓用钢、选材原则、安装前和运行期间的检验、更换及报废按GB/T20410—2006和DL/T439—2006执行。

——新修订规程增加了对9%~12%Cr(包括P91、P92、P122、X20CrMoV121、X20CrMoWV121、CSN417134等)钢制管道的监督检验。

本标准附录A、附录C、附录D为规范性附录,附录B为资料性附录。

本标准由中国电力企业联合会提出。

本标准由电力行业电站金属标准化技术委员会归口并解释。

本标准起草单位:西安热工研究院有限责任公司、苏州热工研究院有限公司、神华国华(北京)电力研究院、陕西电力科学研究院、华北电力科学研究院、广东电网公司电力科学研究院。

本标准主要起草人:李益民、范长信、杨百勋、赵彦芬、梁军、严苏星、蔡文河、林介东、史志刚、刘树涛。

本标准自实施之日起代替DL438—2000《火力发电厂金属技术监督规程》。

本标准在执行过程中的意见或建议反馈至中国电力企业联合会标准化中心(北京市宣武区白广路二条一号,100761)。

II

火力发电厂金属技术监督规程

1范围

本标准规定了火力发电厂金属监督的部件范围,检验监督的项目、内容及相应的判据。

本标准适用于以下金属部件的监督:

a)工作温度大于等于400℃的高温承压部件(含主蒸汽管道、高温再热蒸汽管道、过热器管、再热器管、联箱、阀壳和三通),以及与管道、联箱相联的小管。

b)工作温度大于等于400℃的导汽管、联络管。

c)工作压力大于等于3.82MPa汽包和直流锅炉的汽水分离器、储水罐。

d)工作压力大于等于5.88MPa的承压汽水管道和部件(含水冷壁管、蒸发段、省煤器管、联箱和主给水管道)。

e)汽轮机大轴、叶轮、叶片、拉金、轴瓦和发电机大轴、护环、风扇叶。

f)工作温度大于等于400℃的螺栓。

g)工作温度大于等于400℃的汽缸、汽室、主汽门、调速汽门、喷嘴、隔板和隔板套。

h)300MW及以上机组带纵焊缝的低温再热蒸汽管道。

2 规范性引用文件

下列文件中的条款通过本标准的引用而成为本标准的条款。凡是注日期的引用文件,其随后所有的修改单(不包括勘误的内容)或修订版均不适用于本标准,然而,鼓励根据本标准达成协议的各方研究是否可使用这些文件的最新版本。凡是不注日期的引用文件,其最新版本适用于本标准。

GB 713—2008 锅炉和压力容器用钢板

GB 5310—2008 高压锅炉用无缝钢管

GB/T 9222—2008 水管锅炉受压元件强度计算

GB/T 19624—2004 在用含缺陷压力容器安全评定

GB/T 20410—2006 涡轮机高温螺栓用钢

DL/T 439—2006 火力发电厂高温紧固件技术导则

DL/T 440—2004 在役电站锅炉汽包的检验及评定规程

DL/T 441—2004 火力发电厂高温高压蒸汽管道蠕变监督导则

DL 473—1992 大直径三通锻件技术条件

DL/T 505 汽轮机主轴焊缝超声波探伤规程

DL/T 515—2004 电站弯管

DL/T 531—1994 电站高温高压截止阀闸阀技术条件

DL 612—1996 电力工业锅炉压力容器监察规程

DL/T 616—2006 火力发电厂汽水管道与支吊架维修调整导则

DL 647—2004 电站锅炉压力容器检验规程

DL/T 654 火电机组寿命评估技术导则

DL/T 674—1999 火电厂用20号钢珠光体球化评级标准

DL/T 695—1999 电站钢制对焊管件

DL/T 714 汽轮机叶片超声波检验技术导则

DL/T 715 火力发电厂金属材料选用导则

DL/T 717 汽轮发电机组转子中心孔检验技术导则

DL/T 734 火力发电厂锅炉汽包焊接修复技术导则

DL/T 752—2001 火力发电厂异种钢焊接技术规程

DL/T 753 汽轮机铸钢件补焊技术导则

DL/T 773—2001 火电厂用12Cr1MoV钢球化评级标准

DL/T 786—2001 碳钢石墨化检验及评级标准

DL/T 787—2001 火力发电厂用15CrMo钢珠光体球化评级标准

DL/T 819 火力发电厂焊接热处理技术规程

DL/T 820 管道焊接接头超声波检验技术规程

DL/T 821 钢制承压管道对接焊接接头射线检验技术规范

DL/T 850—2004 电站配管

DL/T 868—2004 焊接工艺评定规程

DL/T 869 火力发电厂焊接技术规程

DL/T 884-2004 火电厂金相检验与评定技术导则

DL/T 922—2005 火力发电用钢通用阀门订货、验收导则

DL/T 925 汽轮机叶片涡流检验技术导则

DL/T 930 整锻式汽轮机实心转子体超声波检验技术导则

DL/T 939—2005 火力发电厂锅炉受热面管监督检验技术导则

DL/T 940 火力发电厂蒸汽管道寿命评估技术导则

DL/T 991 电力设备金属光谱分析技术导则

DL/T 999—2006 电站用2.25Cr—1Mo钢球化评级标准

JB/T 1611—1993 锅炉管子制造技术条件

JB/T 3375 锅炉用材料入厂验收规则

JB/T 3595—2002 电站阀门一般要求

JB/T 4730—2005 承压设备无损检测

ASTM A335/A335M 高温用无缝铁素体合金钢管

3总则

3.1 金属技术监督的目的

通过对受监部件的检验和诊断,及时了解并掌握设备金属部件的质量状况,防止机组设计、制造、安装中出现的与金属材料相关的问题以及运行中材料老化、性能下降等因素而引起的各类事故,从而减少机组非计划停运次数和时间,提高设备安全运行的可靠性,延长设备的使用寿命。

3.2金属技术监督的任务

a)做好受监范围内各种金属部件在制造、安装、检修及老机组更新改造中材料质量、焊接质量、部件质量监督以及金属试验工作。

b)对受监金属部件的失效进行调查和原因分析,提出处理对策。

c)按照相应的技术标准,采用无损探伤技术对设备的缺陷及缺陷的发展进行检测和评判,提出相应的技术措施。

d)按照相应的技术标准,检查和掌握受监部件服役过程中表面状态、几何尺寸的变化、金属组织老化、力学性能劣化,并对材料的损伤状态作出评估,提出相应的技术措施。

e)对重要的受监金属部件和超期服役机组进行寿命评估,对含缺陷的部件进行安全性评估,为机组的寿命管理和预知性检修提供技术依据。

f)参与焊工培训考核。

g)建立、健全金属技术监督档案,并进行电子文档管理。

3.3金属技术监督的实施

a)金属技术监督是火力发电厂技术监督的重要组成部分,是保证火电机组安全运行的重要措施,应实现在机组设计、制造、安装(包括工厂化配管)、工程监理、调试、试运行、运行、停用、检修、技术改造各个环节的全过程技术监督和技术管理工作中。

b)金属技术监督应贯彻“安全第一、预防为主”的方针,实行金属专业监督与其他专业监督相结合,有关电力设计、安装、工程监理、调试、运行、检修、修造、物资供应和试验研究等部门应执行本标准。

c)火力发电厂和电力建设公司应设相应的金属技术监督网并设置金属技术监督专责工程师,监督网成员应有金属监督的技术主管,金属检验、焊接、锅炉、汽轮机、电气专业技术人员和金属材料供应部门的主管人员;金属技术监督专责工程师应有从事金属监督的经验。

d)火力发电厂的金属技术监督专责工程师在技术主管领导下进行工作,金属技术监督专责工程师的职责参见附录A。

e)各电力公司可根据本标准制定相应的本企业金属技术监督规程、制度或实施细则,地方电厂(热电厂)和各行业系统的自备电厂可参照本标准开展金属技术监督工作。

4名词术语

4.1 管件pipe fittings

构成管道系统的零部件的通称,包括弯管、弯头、三通、异径管、接管座、堵头、封头等。4.2 弯管bent pipes/tubes

指轴线发生弯曲的管子。用钢管经热弯(通常用中频加热弯制)或冷弯制作的带有直段的称为弯管。

4.3 弯头elbows

指弯曲半径小于或等于2倍名义直径且直段小于直径的轴线发生弯曲的管子称为弯头。通常通过锻造、热挤压、热推制或铸造制作。

4.4 高温联箱high temperature headers

指工作温度大于等于400℃的联箱。

4.5 低温联箱low temperature headers

指工作温度小于等于400℃的联箱。

4.6 椭圆度ellipticity

弯管或弯头弯曲部分同一圆截面上最大外径与最小外径之差与名义外径之比。

4.7 监督段supervision section of pipe

蒸汽管道上主要用于金相组织和硬度跟踪检验的区段。

4.8A级检修 A Class Maintenance

A级检修是指对发电机组进行全面的解体检查和修理,以保持、恢复或提高设备性能。国产机组A级检修间隔4年~6年,进口机组A级检修间隔6年~8年。A级检修与机组的传统大修相当。

4.9 B级检修 B Class Maintenance

B级检修是指针对机组某些设备存在问题,对机组部分设备进行解体检查和修理。B级检修可根据机组设备状态评估结果,有针对性地实施部分A级检修项目或定期滚动检修项目。

5 金属材料的监督

5.1受监范围的金属材料及其部件应严格按相应的国内外国家标准、行业标准的规定对其质量进行检验。有关电站金属材料及部件的技术标准参见附录B。

5.2材料的质量验收应遵照如下规定:

a)受监的金属材料,应符合相关国家标准和行业标准;进口的金属材料,应符合合同规定的相关国家的技术法规、标准。

b)受监的钢材、钢管、备品和配件,应按质量保证书进行质量验收。质量保证书中一般应包括材料牌号、炉批号、化学成分、热加工工艺、力学性能及必要的金相、无损探伤结果等。数据不全的应进行补检,补检的方法、范围、数量应符合相关国家标准或行业标准。

c)重要的金属部件,如汽包、汽水分离器、联箱、汽轮机大轴、叶轮、发电机大轴、护环等,应有部件质量保证书,质量证明书中的技术指标应符合相关国家标准或行业标准。

d)锅炉部件金属材料的入厂检验按照JB/T 3375执行。

e)受监金属材料的个别技术指标不满足相应标准的规定或对材料质量发生疑问时,应按相关标准扩大抽样检验比例。

f)无论复型式试样的金相组织检验,金相照片均应注明分辨率(标尺)。

5.3凡是受监范围的合金钢材料及部件,在制造、安装或检修中更换时,应验证其材料牌号,防止错用。安装前应进行光谱检验,确认材料无误,方可投入运行。

5.4具有质保书或经过检验合格的受监范围内的钢材、钢管和备品、配件,无论是短期或长期存放,都应挂牌,标明材料牌号和规格,按材料牌号和规格分类存放,并做好防腐蚀措施。

5.5对进口钢材、钢管和备品、配件等,进口单位应在索赔期内,按合同规定进行质量验收。除应符合相关国家的标准和合同规定的技术条件外,应有商检合格证明书。

5.6材料代用原则按DL/T715中的有关条款执行:

a)采用代用材料时,应持慎重态度,要有充分的技术依据,原则上应选择成分、性能略优者;代用材料壁厚偏薄时,应进行强度核算,应保证在使用条件下各项性能指标均不低于设计要求。

b)修造、安装(含工厂化配管)中使用代用材料时,应取得设计单位和金属技术监督专责工程师的认可,并经技术主管批准;检修中使用代用材料时,应征得金属技术监督专责工程师的同意,并经技术主管批准。

c)采用代用材料后,应做好记录,同时应修改相应图纸并在图纸上注明。

5.7物资供应部门、各级仓库、车间和工地储存受监范围内的钢材、钢管、焊接材料和备品、配件等,应建立严格的质量验收和领用制度,严防错收错发。

5.8原材料的存放应根据存放地区的气候条件、周围环境和存放时间的长短,建立严格的保管制度,防止变形、腐蚀和损伤;奥氏体不锈钢应单独存放,严禁与碳钢混放或接触。

6焊接质量的监督

6.1凡金属监督范围内的锅炉、汽轮机承压管道和部件的焊接,应由具有相应资质的焊工担任。对有特殊要求的部件焊接,焊工应做焊前模拟性练习,熟悉该部件材料的焊接特性。

6.2凡焊接受监范围内的各种管道和部件,焊前应按DL/T868—2004的规定进行焊接工艺评定;焊接材料的选择、焊接工艺、焊后热处理、焊接质量检验及质量评定标准等,应按DL/T 869和DL/T 819执行。

6.3焊接材料(焊条、焊丝、钨棒、氩气、氧气、乙炔和焊剂)的质量应符合国家标准或相关标准规定的要求,焊条、焊丝等均应有制造厂的质量合格证;焊材过期,应重新送检。

6.4焊接材料应设专库储存,并按有关技术要求进行管理,保证库房内湿度和温度符合要求,防止变质锈蚀;焊接材料的保管还应符合相关安全技术规定。

6.5受压组件不合格焊缝的处理原则,应按DL/T 869执行。

6.6外委工作中凡属受监范围内的部件和设备的焊接,应遵循如下原则:

a)承担单位应有按照DL/T868—2004规定进行的焊接工艺评定,且评定项目能够覆盖承担的焊接工作范围。

b)承担单位应具有相应的检验试验能力,或与有能力的检验单位签定技术合同,负责其承担范围的检验工作。

c)承担单位应有符合6.1要求且考试合格的焊工。

d)委托方应及时对焊接质量和检验技术报告进行监督检查。

e)焊接接头的质量检验程序、检验方法、范围和数量,以及质量验收标准,应按DL/T 869的规定进行。

f)工程竣工时,承担单位应向委托单位提供完整的技术报告。

6.7受监范围内部件外观质量检验不合格的焊缝,不允许进行其它项目的检验。

6.8采用代用材料后,应做好记录,同时应修改相应图纸并在图纸上注明。尤其要做好抢修更换管排时材料变更后的用材及焊缝位置的变化记录。

7主蒸汽管道和高温再热蒸汽管道及导汽管的金属监督

7.1制造、安装检验

7.1.1管道材料的监督按5.1和5.2相关条款执行。

7.1.2国产管件和阀门应满足以下标准:弯管的制造质量应符合DL/T 515—2004的规定;弯头、三通和异径管的制造质量应符合DL/T 695—1999的规定;锻制的大直径三通应满足DL 473—1992的技术条件;阀门的制造质量应符合DL/T 531—1994、DL/T 922—2005和JB/T 3595—2002的规定。

7.1.3受监督的管道,在工厂化配管前应进行如下检验:

a)钢管表面上的出厂标记(钢印或漆记)应与该制造商产品标记相符。

b)100%进行外观质量检验。钢管内外表面不允许有裂纹、折叠、轧折、结疤、离层等缺陷,钢管表面的裂纹、机械划痕、擦伤和凹陷以及深度大于1.6mm的缺陷应完全清除,清除处应圆滑过渡;清理处的实际壁厚不得小于壁厚偏差所允许的最小值且不应小于按GB/T9222—2008计算的钢管最小需要壁厚。

c)钢管内外表面不允许有大于以下尺寸的直道缺陷:热轧(挤)管,大于壁厚的5%,且最大深度大于0.4mm。

d)校核钢管的壁厚和管径应符合相关标准的规定。

e)对合金钢管逐根进行光谱分析,光谱检验按DL/T 991执行;

f)合金钢管按同规格根数的50%进行硬度检查,每炉批至少抽查1根;在每根钢管的3个截面(两端和中间)检验硬度,每一截面在相对180o检查两点;若发现硬度异常,则必须进行金相组织检验,电站常用金属材料的硬度值见附录C。

g)钢管硬度高于本标准的规定值,通过再次回火;硬度低于本标准的规定值,重新正火+回火处理不得超过2次。

h)对合金钢管按同规格根数的10%进行金相组织检验,每炉批至少抽查1根。

i)钢管按同规格根数的50%进行超声波探伤,探伤部位为钢管两端头的300mm~500mm区段。

j)对直管按每炉批至少抽取1根进行以下项目的试验,确认下列项目应符合现行国家、行业标准或国外相应的标准:

——化学成分;

——拉伸、冲击、硬度;

——金相组织、晶粒度和非金属夹杂物;

——弯曲试验(按ASTM A335执行);

——无损探伤。

h)P22钢管的试验评价应确认制造商。若为美国WYMAN—GORDON公司生产,其金相组织为珠光体+铁素体;若为德国VOLLOREC&MANNESMANN公司或国产管,金相组织为贝氏体+(珠光体)+铁素体。两个公司生产的钢管采用的标准不同,且拉伸强度要求不同。

7.1.4受监督的弯头/弯管,在工厂化配管前应进行如下检验:

a)查明弯头/弯管表面上的出厂标记(钢印或漆记)应与该制造商产品标记相符。

b)100%进行外观质量检查。弯头/弯管表面不允许有裂纹、折叠、重皮、凹陷和尖锐划痕等缺陷。表面缺陷的处理及消缺后的壁厚按7.1.3中的b)执行。

c)按质量证明书校核弯头/弯管规格并检查以下几何尺寸:

1)逐件检验弯管/弯头的中性面/外/内弧侧壁厚、椭圆度和波浪率。

2)弯管的椭圆度应满足:公称压力大于8MPa时,椭圆度不大于5%;公称压力不大于8MPa 时,椭圆度不大于7%。

3)弯头的椭圆度应满足:公称压力不小于10MPa时,椭圆度不大于3%;公称压力小于10MPa 时,椭圆度不大于5%。

d)合金钢弯头/弯管应逐件进行光谱分析,光谱检验按DL/T 991执行。

e)对合金钢弯头/弯管100%进行硬度检验,至少在外弧侧顶点和侧弧中间位置测3点。电站常用金属材料的硬度值见附录C。

f)对合金钢弯头/弯管按10%进行金相组织检验(同一规格的不得少于1件),若发现硬度异常,应进行金相组织检验。

g)弯头/弯管的外弧面按10%进行探伤抽查。

h)弯头/弯管有下列情况之一时,为不合格:

1)存在晶间裂纹、过烧组织、夹层或无损探伤的其他超标缺陷;

2)弯管几何形状和尺寸不满足DL/T 515中有关规定,弯头几何形状和尺寸不满足本标准和DL/T 695—1999中有关规定;

3)弯头/弯管外弧侧的最小壁厚小于按GB/T 9222—21008计算的管子或管道的最小需要壁厚。

7.1.5 受监督的锻制、热压和焊制三通以及异径管,在配管前应进行如下检查:

a)三通和异径管表面上的出厂标记(钢印或漆记)应与该制造商产品标记相符。

b)100%进行外观质量检验。锻制、热压三通以及异径管表面不允许有裂纹、折叠、重皮、凹陷和尖锐划痕等缺陷。表面缺陷的处理及消缺后的壁厚按7.1.3中的b)执行,三通肩部的壁厚应大于主管公称壁厚的1.4倍。

c)合金钢三通、异径管应逐件进行光谱分析,光谱检验按DL/T 991执行。

d)合金钢三通、异径管按100%进行硬度检验。三通至少在肩部和腹部位置各测3点,异径管至少在大、小头位置测3点。电站常用金属材料的硬度值见附录C。

e)对合金钢三通、异径管按10%进行金相组织检验(不得少于1件),若发现硬度异常,则应进行金相组织检验。

f)三通、异径管按10%进行探伤抽查。

g)三通、异径管有下列情况之一时,为不合格:

1)存在晶间裂纹、过烧组织、夹层或无损探伤的其他超标缺陷;

2)焊接三通焊缝存在超标缺陷;

3)几何形状和尺寸不符合DL/T 695—1999中有关规定;

4)最小壁厚小于按GB/T 9222—2008中规定计算的最小需要壁厚。

7.1.6管件硬度高于本标准的规定值,通过再次回火;硬度低于本标准的规定值,重新正火+回火处理不得超过2次。

7.1.7对验收合格的直管段与管件,按DL/T 850—2004进行组配,组配后的配管应进行以下检验,并满足以下技术条件:

a)几何尺寸应符合DL/T 850—2004的规定;

b)对合金钢管焊缝100%进行光谱检验和热处理后的硬度检验;若组配后进行整体热处理,应对合金钢管按10%硬度抽查,同规格至少抽查1根;若发现硬度异常,则扩大检验比例,且焊缝或管段应进行金相组织检验。

c)组配焊缝进行100%无损探伤。

d)管道上小径接管的形位偏差应符合DL/T 850—2004中的规定。

7.1.8受监督的阀门,安装前应做如下检验:

a)阀壳表面上的出厂标记(钢印或漆记)应与该制造商产品标记相符。

b)按质量证明书校核阀壳材料有关技术指标应符合现行国家或行业技术标准,特别要注意阀壳的无损探伤结果。

c)校核阀门的规格,并100%进行外观质量检验。铸造阀壳内外表面应光洁,不得存在裂纹、气孔、毛刺和夹砂及尖锐划痕等缺陷;锻件表面不得存在裂纹、折叠、锻伤、斑痕、重皮、凹陷和尖锐划痕等缺陷;焊缝表面应光滑,不得有裂纹、气孔、咬边、漏焊、焊瘤等缺陷;若存在上述表面缺陷,则应完全清除,清除深度不得超过公称壁厚的负偏差,清理处的实际壁厚不得小于壁厚偏差所允许的最小值。

d)对合金钢制阀壳逐件进行光谱分析,光谱检验按DL/T 991执行。

e)按20%对阀壳进行表面探伤,至少抽查1件。重点检验阀壳外表面非圆滑过渡的区域和壁厚变化较大的区域。

7.1.9 设计单位应向电厂提供管道单线立体布置图。图中标明:

a)管道的材料牌号、规格、理论计算壁厚、壁厚偏差。

b)设计采用的材料许用应力、弹性模量、线膨胀系数。

c)管道的冷紧口位置及冷紧值。

d)管道对设备的推力、力矩。

e)管道最大应力值及其位置。

7.1.10 对新装机组蒸汽管道,不强制要求安装蠕变变形测点;对已安装了蠕变变形测点的蒸汽管

道,则继续按照DL/T 441—2004进行检验。

7.1.11对工作温度大于450℃的主蒸汽管道、高温再热蒸汽管道,应在直管段上设置监督段(主要用于金相和硬度跟踪检验);监督段应选择该管系中实际壁厚最薄的同规格钢管,其长度约1000mm;监督段同时应包括锅炉蒸汽出口第一道焊缝后的管段和汽轮机入口前第一道焊缝前的管段。

7.1.12在以下部位可装设蒸汽管道安全状态在线监测装置:

a)管道应力危险的区段。

b)管壁较薄,应力较大,或运行时间较长,以及经评估后剩余寿命较短的管道。

7.1.13 安装前,安装单位应对直管段、管件和阀门的外观质量进行检验,部件表面不许存在裂纹、严重凹陷、变形等缺陷。

7.1.14 安装前,安装单位应对直管段、弯头/弯管、三通进行内外表面检验和几何尺寸抽查:

a)按管段数量的20%测量直管的外(内)径和壁厚。

b)按弯管(弯头)数量的20%进行椭圆度、壁厚测量,特别是外弧侧的壁厚。

c)检验热压三通检验肩部、管口区段以及焊制三通管口区段的壁厚。

d)对异径管进行壁厚和直径测量。

e)管道上小径接管的形位偏差。

f) 几何尺寸不合格的管件,应加倍抽查。

7.1.15 安装前,安装单位应对合金钢管、合金钢制管件(弯头/弯管、三通、异径管)100%进行光谱检验,按管段、管件数量的20%和10%分别进行硬度和金相组织检验;每种规格至少抽查1个,硬度异常的管件应扩大检查比例且进行金相组织检验。

7.1.16 应对主蒸汽管道、高温再热蒸汽管道上的堵阀/堵板阀体、焊缝进行无损探伤。

7.1.17 工作温度大于450℃的主蒸汽管道、高温再热蒸汽管道和高温导汽管的安装焊缝应采取氩弧焊打底。焊缝在热处理后或焊后(不需热处理的焊缝)应进行100%无损探伤。管道焊缝超声波探伤按DL/T 820进行,射线探伤按DL/T 821执行,质量评定按DL/T 869 执行。对虽未超标但记录的缺陷,应确定位置、尺寸和性质,并记入技术档案。

7.1.18 安装焊缝的外观、光谱、硬度、金相组织和无损探伤的比例、质量要求按DL/T 869中的规定执行,但对9%~12%Cr类钢制管道的有关检验监督项目按本规程7.3执行。

7.1.19 管道安装完应对监督段进行硬度和金相组织检验。

7.1.20 管道保温层表面应有焊缝位置的标志。

7.1.21安装单位应向电厂提供与实际管道和部件相对应的以下资料:

a)三通、阀门的型号、规格、出厂证明书及检验结果;若电厂直接从制造商获得三通、阀门的出厂证明书,则可不提供。

b)安装焊缝坡口形式、焊缝位置、焊接及热处理工艺及各项检验结果。

c)直管的外观、几何尺寸和硬度检查结果;合金钢直管应有金相组织检验结果。

d)弯管/弯头的外观、椭圆度、波浪率、壁厚等检验结果。

e)合金钢制弯头/弯管的硬度和金相组织检验结果。

f)管道系统合金钢部件的光谱检验记录。

g)代用材料记录。

h)安装过程中异常情况及处理记录。

7.1.22 监理单位应向电厂提供钢管、管件原材料检验、焊接工艺执行监督以及安装质量检验监督等相应的监理资料。

7.1.23 主蒸汽管道、高温再热蒸汽管道露天布置的部分,及与油管平行、交叉和可能滴水的部分,应加包金属薄板保护层。已投产的露天布置的主蒸汽管道和高温再热蒸汽管道,应加包金属薄板保护层。露天吊架处应有防雨水渗入保护层的措施。

7.1.24主蒸汽管道、高温再热蒸汽管道要保温良好,严禁裸露运行,保温材料应符合设计要求,不能对管道金属有腐蚀作用;运行中严防水、油渗入管道保温层。保温层破裂或脱落时,应及时修补;更换容重相差较大的保温材料时,应考虑对支吊架的影响;严禁在管道上焊接保温拉钩,不得借助管道起吊重物。

7.1.25 工作温度高于450℃的锅炉出口、汽轮机进口的导汽管,参照主蒸汽管道、高温再热蒸汽管道的监督检验规定执行。

7.2机组运行期间的检验监督

7.2.1管件及阀门的检验监督

7.2.1.1机组第一次A级检修或B级检修,应按10%对管件及阀壳进行外观质量、硬度、金相组织、壁厚、椭圆度检验和无损探伤(弯头的探伤包括外弧侧的表面探伤与内壁表面的超声波探伤)。以后的检验逐步增加抽查比例,后次A级检修或B级检修的抽查部件为前次未检部件,至10万h 完成100%检验。

7.2.1.2每次A级检修应对以下管件进行硬度、金相组织检验,硬度和金相组织检验点应在前次检验点处或附近区域:

a)安装前硬度、金相组织异常的管件。

b)安装前椭圆度较大、外弧侧壁厚较薄的弯头/弯管。

c)锅炉出口第一个弯头/弯管、汽轮机入口邻近的弯头/弯管。

7.2.1.3机组每次A级检修应对安装前椭圆度较大、外弧侧壁厚较薄的弯头/弯管进行椭圆度和壁厚测量;对存在较严重缺陷的阀门、管件每次A级检修或B级检修应进行无损探伤。

7.2.1.4工作温度高于450℃的锅炉出口、汽轮机进口的导汽管弯管,参照主蒸汽管道、高温再热蒸汽管道弯管监督检验规定执行。

7.2.1.5弯头/弯管发现下列情况时,应及时处理或更换:

a)当发现7 .1.4中h)所列情况之一时。

b)产生蠕变裂纹或严重的蠕变损伤(蠕变损伤4级及以上)时。蠕变损伤评级按附录D执行。

c)碳钢、钼钢弯头焊接接头石墨化达4级时;石墨化评级按DL/T 786—2001规定执行。

d)相对于初始椭圆度,复圆50%。

e)已运行20万h的铸造弯头,检验周期应缩短到2万h,根据检验结果决定是否更换。

7.2.1.6三通和异径管有下列情况时,应及时处理或更换:

a)当发现7.1.5中g)所列情况之一时。

b)产生蠕变裂纹或严重的蠕变损伤(蠕变损伤4级及以上)时。蠕变损伤评级按附录D执行。

c)碳钢、钼钢三通,当发现石墨化达4级时;石墨化评级按DL/T 786—2001规定执行。

d)已运行20万h的铸造三通,检验周期应缩短到2万h,根据检验结果决定是否更换。

e)对需更换的三通和异径管,推荐选用锻造、热挤压、带有加强的焊制三通。

7.2.1.7铸钢阀壳存在裂纹、铸造缺陷,经打磨消缺后的实际壁厚小于最小壁厚时,应及时处理或更换。

7.2.1.8累计运行时间达到或超过10万h的主蒸汽管道和高温再热蒸汽管道,其弯管为非中频弯制的应予更换。若不具备更换条件,应予以重点监督,监督的内容主要为:

a)弯管外弧侧、中性面的壁厚。

b)弯管外弧侧、中性面的硬度。

c)弯管外弧侧的金相组织。

d)弯管的椭圆度。

7.2.2 支吊架的检验监督

7.2.2.1应定期检查管道支吊架和位移指示器的状况,特别要注意机组启停前后的检查,发现支吊

架松脱、偏斜、卡死或损坏等现象时,及时调整修复并做好记录。

7.2.2.2管道安装完毕和机组每次A级检修,对管道支吊架进行检查。根据检查结果,在第一次或第二次A级检修期间,对管道支吊架进行调整;此后根据每次A级检修检验结果,确定是否再次调整。管道支吊架检查与调整按DL/T616—2006执行。

7.2.3 低合金耐热钢及碳钢管道的检验监督

7.2.3.1机组第一次A级检修或B级检修,按10%对直管段和焊缝进行外观质量、硬度、金相组织、壁厚检验和无损探伤。以后检验逐步增加抽查比例,后次A级检修或B级检修的抽查的区段、焊缝为前次未检区段、焊缝,至10万h完成100%检验。

7.2.3.2机组每次A级检修,应对以下管段和焊缝进行硬度和金相组织检验,硬度和金相组织检验点应在前次检验点处或附近区域:

a)监督段直管。

b)安装前硬度、金相组织异常的直段和焊缝。

7.2.3.3管道的外观质量检验和焊缝的无损探伤

a)管道直段、焊缝外观不允许存在裂纹、严重划痕、拉痕、麻坑、重皮及腐蚀等缺陷。

b)焊缝的无损探伤抽查依据安装焊缝的检验记录选取,对于缺陷较严重的焊缝,每次A级检修或B级检修应进行无损探伤复查。焊缝表面探伤按JB/T 4730—2005执行,超声波探伤按DL/T 820规定执行。

7.2.3.4与主蒸汽管道相连的小管,应采取如下监督检验措施:

a)主蒸汽管道可能有积水或凝结水的部位(压力表管、疏水管附近、喷水减温器下部、较长的盲管及不经常使用的联络管),应重点检验其与母管相连的角焊缝。运行10万h后,宜结合检修全部更换。

b)小管道上的管件和阀壳的检验与处理参照7.2.1执行。

c)对联络管、防腐管等小管道的管段、管件和阀壳,运行10万h以后,根据实际情况,尽可能全部更换。

7.2.3.5工作温度大于等于450℃、运行时间较长和受力复杂的碳钢、钼钢制蒸汽管道,重点检验石墨化和珠光体球化;对石墨化倾向日趋严重的管道,除做好检验外,应按规定要求做好管道运行、维修工作,防止超温、水冲击等;碳钢的石墨化和珠光体球化评级按DL/T 786—2001和DL/T 674—1999执行,钼钢的石墨化和珠光体球化评级可参考DL/T 786—2001和DL/T 674—1999。

7.2.3.6工作温度大于等于450℃的碳钢、钼钢制蒸汽管道,当运行时间超过20万h时,应割管进行材质评定,割管部位应包括焊接接头。

7.2.3.7 300MW及以上机组带纵焊缝的低温再热蒸汽管道投运后,应做如下检验:

a ) 第1次A级检修或B级检修抽取10%的纵焊缝进行超声波探伤;以后的检验逐步增加抽查比例,至10万h完成100%检验。

b)对于缺陷较严重的焊缝每次A级检修或B级检修,应进行无损探伤复查。

7.2.3.8对运行时间达到或超过20万h、工作温度高于450℃的主蒸汽管道、高温再热蒸汽管道,应割管进行材质评定;当割管试验表明材质损伤严重时(材质损伤程度根据割管试验的各项力学性能指标和微观金相组织的老化程度由金属监督人员确定),应进行寿命评估;管道寿命评估按照DL/T 940执行。

7.2.3.9已运行20万h的12CrMo、15CrMo、12CrMoV、12Cr1MoV、12Cr2MoG(2.25Cr—1Mo、P22、10CrMo910)钢制蒸汽管道,经检验符合下列条件,直管段一般可继续运行至30万h:a)实测最大蠕变应变小于0.75%或最大蠕变速度小于0.35×10-5%/h。

b)监督段金相组织未严重球化(即未达到5级),12CrMo、15CrMo钢的珠光体球化评级按DL/T 787—2001执行,12CrMoV、12Cr1MoV钢的珠光体球化评级按DL/T 773—2001执行,12Cr2MoG、2.25Cr—1Mo、P22和10CrMo910钢的珠光体球化评级按DL/T 999—2006执行。

c)未发现严重的蠕变损伤。

7.2.3.10 12CrMo 、15CrMo、12CrMoV、12Cr1MoV和12Cr2MoG钢蒸汽管道,当金相组织珠光体球化达到5级,或蠕变应变达到1%或蠕变速度大于0.35×10-5%/h,应割管进行材质评定和寿命评估。

7.2.3.11除7.2.3.9 所列的五种钢种外,其余合金钢制主蒸汽管道、高温再热蒸汽管道,当蠕变应变达1%或蠕变速度大于1×10-5%/h时,应割管进行材质评定和寿命评估。

7.2.3.12主蒸汽管道材质损伤,经检验发现下列情况之一时,须及时处理或更换:

a)自机组投运以后,一直提供蠕变测量数据,其蠕变应变达1.5%。

b)一个或多个晶粒长的蠕变微裂纹。

7.2.3.13工作温度高于450℃的锅炉出口、汽轮机进口的导汽管,根据不同的机组型号在运行5万h~10万h时间范围内,进行外观质量和无损检验,以后检验周期约5万h。对启停次数较多、原始椭圆度较大和运行后有明显复圆的弯管,应特别注意,发现超标缺陷或裂纹时,应及时更换。

7.3 9%~12%Cr系列钢制管道的检验监督

7.3.1 9%~12%Cr系列钢包括P91、P92、P122、X20CrMoWV121、X20CrMoWV121、CSN417134等。

7.3.2管材和制造、安装检验按7.1中相关条款执行。

7.3.3 直管段母材的硬度应均匀,且控制在180 HB~250HB,同根钢管上任意两点间的硬度差不应大于△30HB;安装前检验母材硬度小于160 HB时,应取样进行拉伸试验。

7.3.4 用金相显微镜在100倍下检查δ—铁素体含量,取10个视场的平均值,纵向面金相组织中的δ—铁素体含量不超过5%。

7.3.5热推、热压和锻造管件的硬度应均匀,且控制在175HB~250HB,同一管件上任两点之间的硬度差不应大于△50HB;纵截面金相组织中的δ—铁素体含量不超过5%。

7.3.6 对于公称直径大于150mm或壁厚大于20mm的管道,100%进行焊缝的硬度检验;其余规格管道的焊接接头按5%抽检;焊后热处理记录显示异常的焊缝应进行硬度检验;焊缝硬度应控制在180HB~270HB。

7.3.7 硬度检验的打磨深度通常为0.5mm~1.0mm,并以120号或更细的砂轮、砂纸精磨。表面粗糙度Ra<1.6μm;硬度检验部位包括焊缝和近缝区的母材,同一部位至少测量3点。

7.3.8 焊缝硬度超出控制范围,首先在原测点附近两处和原测点180°位置再次测量;其次在原测点可适当打磨较深位置,打磨后的管子壁厚不应小于按GB/T 9222—2008计算的最小需要壁厚。

7.3.9 对于公称直径大于150mm或壁厚大于20mm的管道,10%进行焊缝的金相组织检验,硬度超标或焊后热处理记录显示异常的焊缝应进行金相组织检验。

7.3.10 焊缝和熔合区金相组织中的δ—铁素体含量不超过8%,最严重的视场不超过10%。

7.3.11 对于焊缝区域的裂纹检验,打磨后进行磁粉探伤。

7.3.12 管道直段、管件硬度高于本标准的规定值,通过再次回火;硬度低于本标准的规定值,重新正火+回火处理不得超过2次。

7.3.13 服役期间管道的监督检验按7.2.3.1~7.2.3.4执行。

7.3.14 机组每3个A级检修(约10万h),在主蒸汽管道监督段割管一次进行以下试验:

a)硬度检验,并与每次检修现场检测的硬度值进行比较。

b)拉伸性能(室温、服役温度)。

c)冲击性能(室温、服役温度)。

d)微观组织的光学金相和透射电镜检验。

e)依据试验结果,对管道的材质状态作出评估,由金属专责工程师确定下次割管时间。

f)第2次割管除进行7.3.14中的a)项~d)项试验外,还应进行持久断裂试验。

g)第2次割管试验后,依据试验结果,对管道的材质状态和剩余寿命作出评估。

7.3.15 对安装期间来源不清或有疑虑的管材,首先应对管材进行鉴定性检验,检验项目包括:

a)直管段和管件的壁厚、外径检查。

b)直管段和管件的超声波探伤。

c)割管取样进行7.3.14中的试验项目。

d)依据试验结果,对管道的材质状态作出评估。

8高温联箱的金属监督

8.1制造、安装检验

8.1.1工作温度高于400℃的联箱安装前,应做如下检验:

a)制造商合格证明书中有关技术指标应符合现行国家或行业技术标准;对进口联箱,除应符合有关国家的技术标准和合同规定的技术条件外,应有商检合格证明单。

b)查明联箱筒体表面上的出厂标记(钢印或漆记)是否与该厂产品相符。

c)按设计要求校对其筒体、管座型式、规格和材料及技术参数。

d)进行外观质量检验。

e)进行筒体和管座壁厚和直径测量,特别注意环焊缝邻近区段的壁厚。

f)联箱上接管的形位偏差检验,应符合相关制造标准中的规定。

g)对合金钢制联箱,逐件对筒体筒节、封头进行光谱检验。

h)对合金钢制联箱,按筒体段数和制造焊缝的20%进行硬度检验,所查联箱的母材及焊缝至少各选1处;对联箱过渡段100%进行硬度检验。一旦发现硬度异常,须进行金相组织检验。

i)9%~12%Cr(牌号同7.3.1中所列)钢制联箱的母材、焊缝的硬度和金相组织按参照7.3.3~7.3.12执行。

j)对联箱制造环焊缝按10%进行超声波探伤,管座角焊缝和手孔管座角焊缝50%进行表面探伤复查。

k)检查联箱内部清洁度,如钻孔残留的“眼镜片”、焊瘤、杂物等,并彻底清除。

8.1.2对联箱筒体和管座的表面质量要求为:

a)筒体表面不允许有裂纹、折叠、重皮、结疤及尖锐划痕等缺陷,筒体焊缝和管座角焊缝不允许存在裂纹、未熔合、气孔、夹渣,咬边、根部凸出和内凹等缺陷,管座角焊缝应圆滑过渡。

b)对上述表面缺陷应完全清除,清除后的实际壁厚不得小于壁厚偏差所允许的最小值且不应小于按GB/T 9222—2008计算的筒体的最小需要壁厚。

c)筒体表面凹陷深度不得超过1.5mm,凹缺最大长度不应大于周长的5%,且不大于40mm。

d)环形联箱弯头外观应无裂纹、重皮和损伤,外形尺寸符合设计要求。

8.1.3联箱筒体、焊缝有下列情况时,应予返修或判不合格:

a)母材存在裂纹、夹层或无损探伤的其他超标缺陷。

b)焊缝存在裂纹、未熔合及较严重的气孔、夹渣,咬边、根部内凹等缺陷。

c)筒体和管座的壁厚小于最小需要壁厚。

d)筒体与管座型式、规格、材料牌号不匹配。

8.1.4安装焊缝的外观、光谱、硬度、金相和无损探伤的比例、质量要求按DL/T 869中的规定执行;对9%~12%Cr类钢制联箱安装焊缝的母材、焊缝的硬度和金相组织参照7.3.3~7.3.12执行。一旦发现硬度异常,应进行金相组织检验。

8.1.5联箱安装过程中,应用内窥镜进行联箱清洁度检验。

8.1.6联箱要保温良好,严禁裸露运行,保温材料应符合设计要求。运行中严防水、油渗入联箱保温层;保温层破裂或脱落时,应及时修补;更换的保温材料不能对管道金属有腐蚀作用;严禁在联箱筒体上焊接保温拉钩。

8.1.7安装单位应向电厂提供与实际联箱相对应的以下资料:

a)联箱型号、规格、出厂证明书及检验结果;若电厂直接从制造商获得联箱的出厂证明书,则可不提供。

b)安装焊缝坡口形式、焊接及热处理工艺和各项检验结果。

c)筒体的外观、壁厚、金相组织及硬度检验结果。

d)合金钢制联箱筒体、焊缝的硬度和金相检验结果。

e)合金钢制联箱筒体、焊缝的光谱检验记录。

f)代用材料记录。

g)安装过程中异常情况及处理记录。

8.1.8监理单位应向电厂提供钢管、管件原材料检验、焊接工艺执行监督以及安装质量检验监督等相应的监理资料。

8.2机组运行期间的检验监督

8.2.1机组每次A级检修或B级检修对联箱进行以下项目和内容的检验:

a)安装前硬度、金相组织异常的筒体部位和焊缝进行硬度和金相组织检验。

b)对缺陷较严重的焊缝进行无损探伤复查。

c)对运行温度高于540℃的联箱,首次检查对联箱筒体焊缝、封头焊缝、管座角焊缝以及与联箱连接的大直径三通焊缝按10%进行无损探伤。以后逐步增加抽查比例,后次大修的抽查部位为前次未检部位,至10万h完成100%检查,检查的排序按制造安装前检验结果确定。此后的A 级检修重点检查缺陷相对严重的焊缝,检查数量不少于20%。表面探伤按JB/T 4730—2005执行,超声波探伤按DL/T 820执行。

d)每次A级检修按照8.1.2检查拆除保温层的联箱部位筒体和管座角焊缝的外观质量,同时要检查外壁氧化、腐蚀、胀粗等;环形联箱弯头/弯管外观应无裂纹、重皮和损伤,外形尺寸符合设计要求。

e )运行温度高于540℃的联箱,根据联箱的运行参数,按筒节、焊缝数量的10%(选温度最高

的部位,至少选2个筒节、2道焊缝)对筒节、焊缝及邻近母材进行硬度和金相组织检验,后次的检查部位为首次检查部位或其邻近区域;对联箱过渡段100%进行硬度检验;检查中发现硬度异常,应进行金相组织检验。

f)首次检查对与联箱相联的疏水管、测温管、压力表管、空气管、安全阀、排气阀、充氮、取样、压力信号等小口径管等管座按20%(至少抽取3个)进行抽查,检查内容包括角焊缝外观质量、表面探伤;重点检查其与母管连接的开孔的内孔周围是否有裂纹,若有裂纹,应进行挖补或更换;以后的检查逐步增加比例,后次抽查部位件为前次未检部位,至10万h完成100%检查;此后的A级检修检查重点检查缺陷相对严重的管座焊缝,检查数量不少于50%。机组运行10万h 后,宜结合检修全部更换。

g)每次A级检修对集汽联箱的安全门管座角焊缝进行无损探伤。

h)每次A级检修对吊耳与联箱焊缝进行外观质量检验和表面探伤,必要时进行超声波探伤。

i)对存在内隔板的联箱,运行10万h后用内窥镜对内隔板位置及焊缝进行全面检查。

j)顶棚过热器管发生下陷时,应检查下垂部位联箱的弯曲度及其连接管道的位移情况。

8.2.2根据设备状况,结合机组检修,对减温器联箱进行下列检查:

a)对混合式(文丘里式)减温器联箱用内窥镜检查内壁、内衬套、喷嘴。应无裂纹、磨损、腐蚀脱落等情况,对安装内套管的管段进行胀粗检查。

b)对内套筒定位螺丝封口焊缝和喷水管角焊缝进行表面探伤。

c)表面式减温器运行约2万h~3万h后进行抽芯,检查冷却管板变形、内壁裂纹、腐蚀情况及冷却管水压检查泄漏情况,以后每隔约5万h检查一次。

d)减温器联箱对接焊缝按8.2.1中c)的规定进行无损探伤。

8.2.3工作温度高于等于400℃的碳钢、钼钢制联箱,当运行至10万h时,应进行石墨化检查,以后的检查周期约5万h;运行至20万h时,每次机组A级检修或B级检修按8.2.1中有关条款执行。

8.2.4已运行20万h的12CrMo、15CrMo、10CrMo910、12CrMoV、12Cr1MoV钢制联箱,经检查符合下列条件,筒体一般可继续运行至30万h:

a)金相组织未严重球化(即未达到5级)。

b)未发现严重的蠕变损伤。

c)筒体未见明显胀粗。

d)对珠光体球化达到5级,硬度下降明显的联箱,应进行寿命评估或更换。联箱寿命评估参照DL/T 940执行。

8.2.5联箱发现下列情况时,应及时处理或更换:

a)当发现8 .1.3所列规定之一时。

b)筒体产生蠕变裂纹或严重的蠕变损伤(蠕变损伤4级及以上)时。

c)碳钢和钼钢制联箱,当石墨化达4级时,应予更换;石墨化评级按DL/T 786—2001的规定执行。

d)联箱筒体周向胀粗超过公称直径的1%。

8.2.6 9%~12%Cr钢制联箱运行期间的监督检验按照8.2.1中有关条款执行。

9 受热面管子的金属监督

9.1制造、安装检验

9.1.1对受监范围的受热面管子,应根据GB 5310—2008或相应的技术标准,对管材质量进行检验监督。主要检验管子供应商的质量保证书和材料复检记录或报告,进口管材应有商检报告。报告中应包括:

a)管材制造商。

b)管材的化学成分、低倍检验、金相组织、力学性能、工艺性能和无损探伤结果应符合GB 5310中相关条款的规定;进口管材应符合相应国家的标准及合同规定的技术条件;受热面管材料技术标准参见附录B。

c)奥氏体不锈钢管应作晶间应力腐蚀试验。

d)管子表面不允许有裂纹、折叠、轧折、结疤、离层、撞伤、压扁及较严重腐蚀等缺陷,视情况对缺陷管进行处理(打磨或更换);处理后缺陷处的实际壁厚不得小于壁厚偏差所允许的最小值且不应小于按GB/T 9222—2008计算的管子的最小需要壁厚。

e)管子内外表面不允许有大于以下尺寸的直道缺陷:热轧(挤)管,大于壁厚的5%,且最大深度0.4mm;冷拔(轧)钢管,大于公称壁厚的4%,且最大深度0.2mm。

9.1.2受热面管子安装前,首先应根据装箱单和图纸进行全面清点。检查制造资料、图纸,并对制作工艺和检验的文件资料进行见证(包括材料复检记录或报告、制作工艺、焊接及热处理工艺、焊缝的无损探伤、焊缝返修、通球检验、水压试验记录等)。

9.1.3受热面管制造商应提供以下技术资料,内容符合国家标准、行业标准。

a)受热面管的图纸、强度计算书和过热器、再热器壁温计算书。

b)设计修改资料,制造缺陷的返修处理记录。

c)对于首次用于锅炉受热面的管材和异种钢焊接,锅炉制造商应提供焊接工艺评定报告和热加工工艺资料。

9.1.4膜式水冷壁的鳍片应选与管子同类的材料;蛇形管应进行通球试验和超水压试验。

9.1.5受热面管的制造焊缝,应进行100%的射线探伤或超声波探伤,对于超临界、超超临界压力锅炉受热面管的焊缝,在100%无损探伤中至少进行50%的射线探伤。

9.1.6受热面管子安装前,应进行以下检验:

a)受热面管出厂前,内部不得有杂物、积水及锈蚀;管接头、管口应密封。

b)管排平整,部件外形尺寸符合图纸要求,吊卡结构、防磨装置、密封部件质量良好;螺旋管圈水冷壁悬吊装置与水冷壁管的连接焊缝应无漏焊、裂纹及咬边等超标缺陷;液态排渣炉水冷壁的销钉高度和密度应符合图纸要求,销钉焊缝无裂纹和咬边等超标缺陷。

c)膜式水冷壁的鳍片焊缝应无裂纹、漏焊,管子与鳍片的连接焊缝咬边深度不得大于0.5mm,且连续长度不大于100mm。

d)随机抽查受热面管子的外径和壁厚,不同材料牌号和不同规格的直段各抽查10根,每根两点,应符合图纸尺寸要求,壁厚负偏差在允许范围内。

e)不同规格、不同弯曲半径的弯管各抽查10根,弯管的椭圆度应符合JB/T 1611—1993的规定,压缩面不应有明显的皱褶。

f)弯管外弧侧的最小壁厚减薄率b[b=(S o-S min)/S o]应满足表1,且不应小于按GB/T 9222—2008计算的管子的最小需要壁厚;S o、S min分别为管子的实际壁厚和弯头上壁厚减薄最大处的壁厚。

DL438-2009火力发电厂金属技术监督规程

g)对合金钢管及焊缝按10%进行光谱抽查,应符合相关材料技术条件。

h)抽查合金钢管及其焊缝硬度。不同规格、材料的管子各抽查10根,每根管子的焊缝母材各抽查1组;若出现硬度异常,应进行金相组织检验。

i)焊缝质量应做无损探伤抽查,在制造厂已做100%无损探伤的,则按不同受热面的焊缝数量抽查5?。

j)用內窥镜对超临界、超超临界锅炉管子节流孔板进行检查,是否存在异物或加工遗留物。

9.1.7弯曲半径小于1.5倍管子公称外径的小半径弯管宜采用热弯;若采用冷弯,当外弧伸长率超过工艺要求的规定值时,弯制后应进行回火处理;弯心半径小于2.5D或接近2.5D(D钢管直径)的奥氏体不锈钢管冷弯后应进行固溶处理,热弯温度应控制在要求的温度范围,否则热弯后也应重新进行固溶处理。

9.2受热面管的安装质量检验

9.2.1 锅炉受热面安装后应提供的资料包括DL/T 939—2005中5.2的a)~d),监理公司应提供相应的监理资料。

9.2.2 锅炉受热面安装后的表面质量、几何尺寸按DL/T 939—2005中的5.3执行。

9.2.3 安装焊缝的外观质量、无损探伤、光谱分析、硬度和金相组织检验以及不合格焊缝的处理按DL/T 869中相关条款执行。

9.2.4低合金、不锈钢和异种钢焊缝的硬度分别按DL/T 869和DL/T 752—2001中的相关条款执行;9%~12%Cr钢焊缝的硬度控制在180HB~270HB,一旦硬度异常,应进行金相组织检验。

9.3机组运行期间的检验监督

9.3.1锅炉检修期间,应对受热面管进行外观质量检验,包括管子外表面的磨损、腐蚀、刮伤、鼓包、变形(含蠕变变形)、氧化及表面裂纹等情况,视检验情况确定采取的措施。

9.3.2 锅炉受热面管壁厚应无明显减薄,壁厚应满足按GB/T 9222—2008计算管子的最小需要壁厚。

9.3.3 在役水冷壁管的金属检验监督按DL/T 939—2005中6.6.4中的相关条款执行;直流锅炉相变区域蒸发段水冷壁管,运行约5万h后,每次大修在温度较高的区域分段割管进行金相组织检验。

9.3.4 在役省煤器管的金属检验监督按DL/T 939—2005中6.6.5中的相关条款执行。

9.3.5 在役过热器管的金属检验监督按DL/T 939—2005中6.6.6中的相关条款执行。

9.3.6 在役再热器管的金属检验监督按DL/T 939—2005中6.6.7中的相关条款执行。

9.3.7 锅炉受热面在运行过程中失效时,应查明失效原因。

9.3.8壁温大于450℃的过热器管和再热器管应取样进行金相组织的老化和力学性能的劣化检查,检验管子壁厚、管径、金相组织、脱碳层和力学性能。第一次取样5万h,10万h后每次A级检修取样,取样在管子壁温最高区域,割取2根~3根管样,后次的割管尽量在前次割管的附近管段或具有相近温度的区段。

9.3.9 过热器管、再热器管及与奥氏体不锈钢相连的异种钢焊接接头应取样进行金相组织的老化和力学性能的劣化检查,第一次取样为5万h,10万h后每次大修取样检验。

9.3.10 对于奥氏体不锈钢制高温过热器和高温再热器管,视爆管情况对下弯头内壁的氧化层剥落堆积情况进行检验,依据检验结果,决定是否割管处理。

9.3.11 当发现下列情况之一时,应对过热器和再热器管进行材质评定和寿命评估:

a)碳钢和钼钢管石墨化达4级;20号钢、15CrMo、12Cr1MoV和12Cr2MoG(2.2.5Cr—1Mo、T22、10CrMo910)的珠光体球化达到5级;T91钢管的组织老化达到5级;12Cr2MoWVTiB(钢102)钢管碳化物明显聚集长大(3μm~4μm);奥氏体不锈钢管发现有粗大的σ相析出;T91钢管的组织老化评级按DL/T 884—2004执行。

b)管材的拉伸性能低于相关标准的要求。

9.3.11 当发现下列情况之一时,应及时更换管段:

a)管子外表面有宏观裂纹和明显鼓包。

b)高温过热器管和再热器管外表面氧化皮厚度超过0.6mm。

c)低合金钢管外径蠕变应变大于2.5%,碳素钢管外径蠕变应变大于3.5%,T91、T122类管子外径蠕变应变大于1.2%;奥氏体不锈钢管子蠕变应变大于4.5%。

d)管子由于腐蚀减薄后的壁厚小于按GB/T 9222—2008计算的管子最小需要壁厚。

e)金相组织检验发现晶界氧化裂纹深度超过5个晶粒或晶界出现蠕变裂纹。

f)奥氏体不锈钢管及焊缝产生沿晶、穿晶裂纹,特别要注意焊缝的检验。

g)碳钢和钼钢管石墨化达4级;20号钢、15CrMo、12Cr1MoV和12Cr2MoG(2.2.5Cr—1Mo、T22、10CrMo910)的珠光体球化达到5级;T91钢的组织老化达到5级;12Cr2MoWVTiB(钢102)钢管碳化物明显聚集长大(3μm~4μm);T91钢的组织老化评级按DL/T 884执行。

h)材料的拉伸性能低于相关标准的要求。

9.3.12受热面管子更换时,在焊缝外观检查合格后对焊缝进行100%的射线或超声波探伤,并做好记录。

10 汽包的金属监督

10.1 制造、安装检验

10.1.1汽包的监督检验参照DL 612—1996、DL 647—2004和DL/T 440—2004中相关条款执行。

10.1.2汽包安装前,应检查制造商的质量保证书是否齐全。质量保证书中应包括以下内容:

a)汽包材料的制造商;母材和焊接材料的化学成分、力学性能、工艺性能;母材技术条件应符合GB 713—2008中相关条款的规定;进口板材应符合相应国家的标准及合同规定的技术条件;汽包材料及制造有关技术条件参见附录B。

b)制造商对每块钢板进行的理化性能复验报告或数据。

c)制造商提供的汽包图纸、强度计算书。

d)制造商提供的焊接及热处理工艺资料。对于首次使用的材料,制造商应提供焊接工艺评定报告。

e)制造商提供的焊缝探伤及焊缝返修资料。

f)在制造厂进行的水压试验资料。

10.1.3汽包安装前应进行下列检验:

a)对母材和焊缝内外表面进行100%宏观检验,重点检验焊缝的外观质量。

b)对合金钢制汽包的每块钢板、每个管接头进行光谱检验。

c)纵、环焊缝和集中下降管管座角焊缝分别按25%、10%和50%进行表面探伤和超声波探伤,检验中应包括纵、环焊缝的T形接头;分散下降管、给水管、饱和蒸汽引出管等管座角焊缝按10%

进行表面探伤;安全阀及向空排汽阀管座角焊缝进行100%表面探伤。抽检焊缝的选取应参考制造商的焊缝探伤结果。焊缝无损探伤按照JB/T 4730—2005执行。

d)对筒体、纵环焊缝及热影响区进行硬度抽查;若发现硬度异常,应进行金相组织检验。10.1.4汽包的安装焊接和焊缝热处理应有完整的记录,安装和检修中严禁在筒身焊接拉钩及其他附件。所有的安装焊缝应100%进行无损探伤和焊缝及邻近母材的硬度检验;若发现硬度异常,应进行金相组织检验;所有的检验应有完整的记录。

10.2机组运行期间的检验监督

10.2.1锅炉运行5万h或第1次A级检修时对汽包进行第一次检验,检验内容如下:

a)对筒体和封头内表面(尤其是水线附近和底部)和焊缝的可见部位100%地进行外观质量检验,特别注意管孔和预埋件角焊缝是否有咬边、裂纹、凹坑、未熔合和未焊满等缺陷及严重程度,必要时表面除锈。

b)对纵、环焊缝和集中下降管管座角焊缝相对较严重的缺陷进行无损探伤复查;分散下降管、给水管、饱和蒸汽引出管等管座角焊缝按10%进行抽查,第一次检验应为安装前未查部位。

10.2.2机组每次A级检修检验如下内容:

a)汽包内、外观检验按10.2.1中a)执行。

b)对纵、环焊缝和集中下降管管座角焊缝相对较严重的缺陷进行无损探伤复查;分散下降管、给水管、饱和蒸汽引出管等管座角焊缝按10%进行抽查;后次检验应为前次未查部位,且对前次检验发现缺陷较严重的部位应跟踪检验。

c)按10.2.2中b)的原则逐步对分散下降管、给水管、饱和蒸汽引出管等管座角焊缝逐步行抽查,在锅炉运行至10万h左右时,应完成100%的检验。

d)机组每次A级检修或B级检修,应对汽包焊缝上相对较严重的缺陷进行复查;对偏离硬度正常值的区域和焊缝进行跟踪检验。

10.2.3 根据检验结果采取如下处理措施:

a)若发现筒体或焊缝有表面裂纹,首先应分析裂纹性质、产生原因及时期,根据裂纹的性质和产生原因及时采取相应的措施;表面裂纹和其他表面缺陷原则上可磨除,磨除后对该部位壁厚进行测量,必要时按GB/T 9222—2008进行壁厚校核,依据校核结果决定是否进行补焊或监督运行。

b)汽包的补焊按DL/T 734执行。

c)对超标缺陷较多,超标幅度较大,暂时又不具备处理条件的,或采用一般方法难以确定裂纹等超标缺陷严重程度和发展趋势时,应按GB/T 19624—2004进行安全性和剩余寿命评估;如评定结果为不可接受的缺陷,则应进行补焊,或降参数运行和加强运行监督等措施。

10.2.4对按基本负荷设计的频繁启停的机组,按GB/T 9222—2008对汽包的低周疲劳寿命进行校核。国外引进的锅炉,可按生产国规定的汽包疲劳寿命计算方法进行。

10.2.5对已投入运行的含较严重超标缺陷的汽包,应尽量降低锅炉启停过程中的温升、温降速度,尽量减少启停次数,必要时可视具体情况,缩短检查的间隔时间或降参数运行。

10.2.6直流锅炉汽水分离器、储水罐的检验监督,可参照汽包的技术监督规定进行。

11 给水管道和低温联箱的金属监督

11.1制造、安装检验

11.1.1给水管道材料、制造和安装检验按照7.1中的相关条款执行。

11.1.2低温联箱材料、制造和安装检验按照8.1中的相关条款执行。

11.2 机组运行期间的检验监督

11.2.1机组每次A级检修或B级检修,应对拆除保温层的管道、联箱部位,检查筒体、焊缝和弯头/弯管的外观质量,一旦发现表面裂纹、严重划痕、重皮和严重碰磨等缺陷,应予以消除,清除处的实际壁厚不应小于按GB9222—2008计算的筒体、管道的最小需要壁厚;首次检验应对主给水管道阀门后的管段和第一个弯头进行检验。

11.2.2机组每次A级检修或B级检修,对与联箱和给水管道相联的小口径管(疏水管、测温管、压力表管、空气管、安全阀、排气阀、充氮、取样、压力信号管等)管座角焊缝按10%进行检验,但至少应抽取5个;检验内容包括角焊缝外观质量、表面探伤;以后的检验逐步增加比例,后次抽查部位为前次未检部位,至10万h完成进行100%检验;对运行10万h的小口径管,根据实际情况,尽可能全部更换。

11.2.3机组每次A级检修或B级检修对联箱筒体焊缝(封头焊缝、管座角焊缝以及与联箱连接的大直径三通焊缝)至少抽取1道焊缝进行无损探伤。以后的检验逐步增加抽查比例,后次大修的抽

查部位为前次未检部位,至10万h完成100%检验。检验的排序按制造安装前检验结果确定。此后的检验重点为缺陷相对严重的焊缝,表面探伤按JB/T 4730—2005执行,超声波探伤按DL/T 820规定执行。

11.2.4每次A级检修对吊耳与联箱焊缝进行外观质量检验和表面探伤,必要时进行超声波探伤。

11.2.5机组每次A级检修或B级检修对主给水管道焊缝及应力集中部位按10%进行外观质量检验和超声波探伤;以后的检验逐步增加抽查比例,后次大修的抽查部位为前次未检部位,至10万h 完成100%检验。检验的排序按制造安装前检验结果确定。此后的检验重点为缺陷相对严重的焊缝,表面探伤按JB/T 4730—2005执行,超声波探伤按DL/T 820规定执行。

11.2.6机组每次A级检修或B级检修对主给水管道的三通、阀门进行外表面检验,一旦发现可疑缺陷,应进行表面探伤,必要时进行超声波探伤。

11.2.7机组每次A级检修或B级检修,应对主给水管道系统、联箱焊缝上相对较严重的缺陷进行复查;对偏离硬度正常值的区段和焊缝进行跟踪检验。

12 汽轮机部件的金属监督

12.1安装前质量检验

12.1.1对汽轮机转子大轴、叶轮、叶片、喷嘴、隔板和隔板套等部件,出厂前应进行以下资料审查:

a)制造商提供的部件质量证明书有关技术指标应符合现行国家或行业技术标准;对进口锻件,除应符合有关国家的技术标准和合同规定的技术条件外,应有商检合格证明单;汽轮机转子大轴、叶轮、叶片材料及制造有关技术条件参见附录B。

b)转子大轴、轮盘及叶轮的技术指标包括:

1)部件图纸。

2)材料牌号。

3)锻件制造商。

4)坯料的冶炼、锻造及热处理工艺。

5)化学成分。

6)力学性能:拉伸、硬度、冲击、脆性形貌转变温度FATT50或FATT20。

7)金相组织、晶粒度。

8)残余应力测量结果。

9)无损探伤结果。

10)几何尺寸。

11)转子热稳定性试验结果。

12)叶轮、叶片等部件的技术指标参照上述指标可增减。

12.1.2汽轮机安装前应进行如下检验:

a)对汽轮机转子、叶轮、叶片、喷嘴、隔板和隔板套等部件的完好情况、是否存在制造缺陷进行检验,对易出现缺陷的部位重点检查。外观质量检验主要检查部件表面有无裂纹、严重划痕、碰撞痕印,依据检验结果作出处理措施。

b)对汽轮机转子进行圆周和轴向硬度检验,圆周不少于4个截面,且应包括转子两个端面,高中压转子有一个截面应选在调速级轮盘侧面;每一截面周向间隔90°进行硬度检验,同一圆周线上的硬度值偏差不应超过Δ30HB,同一母线的硬度值偏差不应超过Δ40HB。

c)若制造厂未提供转子探伤报告或对其提供的报告有疑问时,应进行无损探伤。转子中心孔无损探伤按DL/T 717执行,焊接转子无损探伤按DL/T 505执行,实心转子探伤按DL/T 930执行。

d)各级推力瓦和轴瓦的超声波探伤,应检查是否有脱胎或其他缺陷。

e)镶焊有司太立合金的叶片,应对焊缝进行无损探伤。叶片无损探伤按DL/T 714、DL/T 925执行。

f)对隔板进行外观质量检验和表面探伤。

12.2 机组运行期间的检验监督

12.2.1 机组投运后每次A级检修对转子大轴轴颈、特别是高中压转子调速级叶轮根部的变截面R

处和前汽封槽等部位,叶轮、轮缘小角及叶轮平衡孔部位,叶片、叶片拉金、拉金孔和围带等部位,喷嘴、隔板、隔板套等部件进行表面检验,应无裂纹、严重划痕、碰撞痕印。有疑问时进行表面探伤。

12.2.2机组投运后首次A级检修对高、中压转子大轴进行硬度检验和金相组织检验。硬度检验部位为大轴端面和调速级轮盘平面(标记记录检验点位置);金相组织检验部位为调速级叶轮侧平面,

金相组织检验完后需对检验点多次清洗。此后每次A级检修在调速级叶轮侧平面首次检验点邻近区域进行硬度检验;若硬度相对首次检验无明显变化,可不进行金相组合检验。

12.2.3机组每次A级检修对低压转子末三级叶片和叶根、高中压转子末一级叶片和叶根进行无损探伤;对高、中、低压转子末级套装叶轮轴向键槽部位进行超声波探伤,叶片探伤按DL/T 714、DL/T 925执行。

12.2.4机组运行10万h后的第1次A级检修,视设备状况对转子大轴进行无损探伤;带中心孔的汽轮机转子,可采用内窥镜、超声波、涡流等方法对转子进行检验;若为实心转子,则对转子进行表面和超声波探伤。下次检验为2个A级检修期后。转子中心孔无损探伤按DL/T 717执行,焊接转子无损探伤按DL/T 505执行,实心转子探伤按DL/T 930执行。

12.2.5运行20万h的机组,每次A级检修应对转子大轴进行无损探伤。

12.2.6对存在超标缺陷的转子,按照DL/T 654用断裂力学的方法进行安全性评定和缺陷扩展寿命估算;同时根据缺陷性质、严重程度制定相应的安全运行监督措施。

12.2.7机组运行中出现异常工况:如严重超速、超温、转子水激弯曲等,应视损伤情况对转子进行硬度、无损探伤等。

12.2.8根据设备状况,结合机组A级检修或B级检修,对各级推力瓦和轴瓦进行外观质量检验和无损探伤。

12.2.9根据检验结果采取如下处理措施:

a)对表面较浅缺陷,应磨除。

b)叶片产生裂纹时,应更换;或割除开裂叶片和位向相对应的叶片(180°),必要时进行动平衡试验。

c)叶片产生严重冲蚀时,应修补或更换。

d)高、中压转子调速级叶轮根部的变截面R处和汽封槽等部位产生裂纹后,应对裂纹进行车削处理,车削后应进行表面探伤以保证裂纹完全消除,且应在消除裂纹后再车削约1mm以消除疲劳硬化层,然后进行轴径强度校核,同时进行疲劳寿命估算。转子疲劳寿命估算按照DL/T 654执行。

12.2.10 机组进行超速试验时,转子大轴的温度不应低于转子材料的脆性转变温度。

13 发电机部件的金属监督

13.1安装前的检验

13.1.1发电机转子大轴、护环等部件,出厂前应进行以下资料审查:

a)制造商提供的部件质量证明书有关技术指标应符合现行国家或行业技术标准;对进口锻件,除应符合有关国家的技术标准和合同规定的技术条件外,应有商检合格证明单;发电机转子大轴、护环材料及制造有关技术条件参见附录B。

b)转子大轴和护环的技术指标包括:

1)部件图纸。

2)材料牌号。

3)锻件制造商。

4)坯料的冶炼、锻造及热处理工艺。

5)化学成分。

6)力学性能:拉伸、硬度、冲击、脆性形貌转变温度FATT50或FATT20(对护环不要求FATT)。

7)金相组织、晶粒度。

8)残余应力测量结果。

9)无损探伤结果。

10)发电机转子电磁特性检验结果。

11)几何尺寸。

13.1.2发电机转子安装前应进行如下检验:

a)对发电机转子大轴、护环等部件的完好情况和是否存在制造缺陷进行检验,对易出现缺陷的部位重点检查。外观质量检验主要检查部件表面有无裂纹、严重划痕、碰撞痕印,依据检验结果作出处理措施。

b)若制造商未提供转子探伤报告或对其提供的报告有疑问时,应对转子进行无损探伤。

c)对转子大轴进行圆周和轴向硬度检验,圆周不少于4个截面且应包括转子两个端面,每一截面周向间隔90°进行硬度检验。同一圆周的硬度值偏差不应超过Δ30HB,同一母线的硬度值偏差不应超过Δ40HB。

13.2机组运行期间的检验监督