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dl-t1161-2012《超(超)临界机组金属材料及结构部件检验技术导则》

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'DL/T1611—2012中华人民共和国国家能源局发布中华人民共和国电力行业标准准2012-12-01实施2012-8-23发布超(超)临界机组金属材料及结构部件检验技术导则Thetechnicalinspectioncodesformetalandstructuralcomponentsinultra-supercriticalunits(报批稿)DL/T1611—2012ICSXX.XXX.XXFXX备案号:XXXX-201X DL/T1611—2012目次前言II1范围12规范性引用文件13主蒸汽管道和高温再热蒸汽管道及导汽管的检验24高温联箱的检验45受热面管子的检验56汽水分离器、储水罐的检验77给水管道和再热冷段管道及低温联箱的检验78汽轮机部件的检验89发电机部件的检验810紧固件的检验811大型铸件的检验912机炉外管道的检验9 DL/T1611—2012前言本标准是根据《国家发展改革委办公厅关于印发2007年行业标准修订、制定计划的通知》(发改办工业〔2007〕1415号)制定。近年来,我国电力工业处于高速发展时期,随着大量的超(超)临界火电机组投入运行,许多新材料、新工艺的使用,对金属技术监督提出了新的要求。本标准是针对超(超)临界火电机组设备材料和结构部件的特点及其运行现状,依据国内电力行业近年来在使用和检验方面的研究成果和工作经验,并参考国内外相关研究成果制定的。本标准遵守和执行了目前实施的国家、行业相关的技术标准、规程。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材料标准化技术委员会归口。本标准负责起草单位:西安热工研究院有限公司本标准由电力行业电站金属材料标准化技术委员会负责解释。本标准主要起草单位:湖南省电力公司试验研究院、华东电力试验研究院、河南电力科学研究院、神华国华(北京)电力研究院广东省电力科学研究院、徐州电力试验中心、浙江省电力科学研究院、华北电力科学研究院安徽电力科学研究院本标准主要起草人:蔡晖谢国胜蒋云李梁蔡红生梁军聂铭王维东楼玉民胡先龙侯召堂陈立王亦民杨湘伟 DL/T1611—2012超(超)临界机组金属材料及结构部件检验技术导则1范围本标准规定了超(超)临界机组金属材料及结构部件检验的内容和技术要求。本标准适用于超(超)临界火电机组金属材料及结构部件的检验。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/T2102钢管验收、包装、标志及质量证明书GB5310高压锅炉用无缝钢管GB/T9222水管锅炉受压面元件强度计算GB/T17394金属里氏硬度试验方法GB/T12228通用阀门碳素钢锻件技术条件GB/T12229通用阀门碳素钢铸件技术条件GB/T12230通用阀门不锈钢铸件技术条件DL/T292火力发电厂汽水管道振动控制导则DL/T297汽轮发电机合金轴瓦超声波检测DL/T370承压设备焊接接头金属磁记忆检测DL/T438火力发电厂金属技术监督规程DL/T439火力发电厂高温紧固件技术导则DL612电力工业锅炉压力容器监察规程DL/T616火力发电厂汽水管道与支吊架维修调整导则DL647电站锅炉压力容器检验规程DL/T654火电机组寿命评估技术导则DL/T694高温紧固螺栓超声波检验技术导则DL/T714汽轮机叶片超声波检验技术导则DL/T715火力发电厂金属材料选用导则DL/T752火力发电厂异种钢焊接技术规程DL/T819火力发电厂焊接热处理技术规程DL/T820管道焊接接头超声波检验技术规程DL/T821钢制承压管道对接焊接接头射线检验技术规程DL/T850电站配管DL/T868焊接工艺评定规程DL/T869火力发电厂焊接技术规程DL/T930整锻式汽轮机实心转子体超声波检验技术导则DL/T939火力发电厂锅炉受热面管监督检验技术导则DL/T991电力设备金属光谱分析技术导则DL/T1055发电厂汽轮机、水轮机技术监督导则DL/T1105.1~4电站锅炉集箱小口径接管座角焊缝无损检测技术导则DL/T1113火力发电厂支吊架验收规程DL/T5054火力发电厂汽水管道设计技术规定19 DL/T1611—2012DL/T5210.2、3、5、7电力建设施工质量验收及评价规程DL/T5366火力发电厂汽水管道应力计算技术规程JB/T4730承压设备无损检测JB/T7178300MW~600MW汽轮发电机转子锻件技术条件JB/T8708300MW~600MW汽轮发电机无中心孔转子锻件技术条件JB/T10326在役发电机护环超声波检验技术标准ASMESA182高温用锻制或轧制合金钢和不锈钢公称管道法兰、锻制管配件、阀门和零件ASMESA192高压用无缝碳钢锅炉管子ASMESA194高温高压用螺栓用碳钢和合金钢螺母ASMESA209锅炉和过热器用无缝铁素体和奥氏体合金管子ASMESA213锅炉过热器和换热器用无缝铁素体和奥氏体合金钢管子ASMESA335高温用无缝铁素体合金钢公称管ASMEB31.1POWERPIPINGEN10216-2Seamlesssteeltubesforpressurepurposes–Technicaldeliveryconditions3主蒸汽管道和高温再热蒸汽管道及导汽管的检验3.1制造、安装阶段3.1.1主蒸汽管道、高温再热蒸汽管道及导汽管的设计应符合DL/T438、DL/T5054或ASMEB31.1的有关要求;原材料质量应满足ASMESA-335或EN10216-2或GB5310及DL/T438要求,安装质量应满足DL/T5210.5及DL/T438要求。说明:Ø金属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,如汽水分离器、储水罐、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,质量保证书中的技术指标应符合相关国家标准或行业标准。d)受检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。e)进行金相组织检验,金相照片均应注明分辨率(标尺)。Ø凡是受监范围的合金钢材及部件,在制造、安装或检修中更换时(包括入库验收时),应验证其材料牌19 DL/T1611—2012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。为确保光普检验的准确性,各电厂应配备手持式电脑直读光谱仪。对于高合金钢,如采用弧光激发的光谱仪进行检验,应在检验完成后立即去除检验部位的灼痕。Ø材料代用技术要求如下: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,应进行强度校核,应保证在使用条件下各项性能指标均不低于设计要求。b)制造、安装(含工厂化配管)中使用代用材料时,应取得设计单位和业主(或建设单位)金属技术监督专责工程师的认可,并经批准;检修中使用代用材料时,应征得发电厂金属技术监督专责工程师的同意,并经技术主管领导批准。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。3.1.2对P91、P92、P122、X20CrMoV121等管道a)对国产或进口管道、管件,应满足SA182、SA335、GB5310、DL/T850要求,安装检验应制定相应的检验方案;b)管道的设计许用应力应按ASMEB31.1版取值,由于许用应力调整强度校核壁厚不足的管道应制定专用金属监督方案。c)主蒸汽管道和高温再热蒸汽管道,应考虑3~5m的预留管材,用于机组运行10万h、20万h或30万h割管更换管材及试验数据对比。d)焊接应执行DL/T438、DL/T752、DL/T819、DL/T868、DL/T869的规定;说明Ø安装、修复时应进行焊接工艺评定;焊工应经专门培训,并考取相应的焊工资质证。Ø当焊工焊接的焊接接头一次检验合格率低于95%时,应停止该焊工的焊接工作,如查明确是焊工操作水平问题,应完全停止该焊工的焊接工作。Ø热处理测温元件使用前应经计量机构检定;每批次使用前后宜自行校验。Ø对于焊缝根部缺陷,应进行根部焊瘤反射与根部危害性缺陷(如未熔合、裂纹、未焊透等)的准确区分;Ø金相组织为回火马氏体+铁素体(金相组织中的δ-铁素体含量大于5%)或团絮状组织时,应制定相应的监督措施及检验方案,取样进行性能试验。根据取样的性能试验结果校核其强度,强度不足时应安排更换。19 DL/T1611—2012Ø弯管的不圆度应满足:公称压力>8MPa时,不圆度≤5%;公称压力≤8MPa时,不圆度≤7%。Ø弯头的不圆度应满足:公称压力≥10MPa时,不圆度≤3%;公称压力<10MPa时,不圆度≤5%。e)金相及硬度检验1)管道应进行100%的硬度及20%金相组织检验。若发现硬度异常,应进行金相组织检验,分析异常的原因。Ø合金钢管的硬度检验。每根钢管上选取两端和中间3个截面,每一截面按90º间隔共检查四点,每点测量3个硬度值,取其平均值作为该点硬度值。若发现硬度异常,则应进行金相组织检验,Ø直管段母材的硬度应均匀,且控制在180HB~250HB,同根钢管上任意两点间的硬度差不应大于△30HB。Ø同一管件上任意两点之间的硬度差不应大于△50HB;Ø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-铁素体含量不应大于5%。2)焊接接头应进行100%的硬度及20%金相组织检验。Ø焊缝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<6.3μm;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5点。硬度值应控制在180HB~270HB。Ø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,打磨后的管道壁厚不应小于最小需要壁厚。Ø焊缝和熔合区金相组织中的δ-铁素体含量不应大于8%,最严重的视场不应大于10%。3)现场硬度试验若采用HLD型里氏硬度,应符合GB/T17394要求,管样厚度宜大于5㎜,试验面应是平面、具有金属光泽,表面粗糙度小于1.6μm。4)金相组织应为保持高温回火状态板条马氏体组织。f)无损检验1)检验人员应具备电力行业无损检测Ⅱ级及以上资质,依据DL/T820、DL/T821、JB/T4730进行检验;2)焊接接头内部宜优先选用超声波检测;超声检验应采用同材质的对比试块进行仪器的调整,在检测前应对被检部件进行声速测定;19 DL/T1611—20123)对整体热处理后的焊口应进行100%的超声波和磁粉检验,检验应安排在热处理结束后24h进行;焊缝表面应进行磁粉检验,粗糙度Ra不大于6.3μm;4)应对焊接接头区域进行横向检测,如条件允许,应将探头置于焊缝上进行环向扫查;5)当A型脉冲反射超声波无法对缺陷的性质进行准确判定时,应采用超声衍射时差法(TOFD)及相控阵(PA)等检测方法对缺陷进行综合判定;3.1.3主蒸汽管道、高温再热蒸汽管道上的堵板a)应是锻件,安装前应进行光谱检验、强度校核;b)安装前的堵板和安装后的焊缝应进行100%磁粉和超声波检测。3.1.4组配后的配管应符合DL/T850规定:a)排污管、取样管等由安装单位设计的管路,安装单位应提供管子单线立体布置图。图中应标注有焊缝位置、定位尺寸,管道的材质、规格、支吊架的位置、类型。b)管段上的仪表管接管座应采用与管道相同材料,异种钢焊缝应设置在与接管对接处第二个焊缝或以后。说明:管件、焊接接头发现缺陷后处理措施如下:Ø对于管件的非焊缝区域的缺陷,修复壁厚不得超过实际壁厚的1/3,且不大于10mm。Ø同一位置,补焊不得超过两次。Ø焊接前应采用机加工、铲削或打磨方法完全去除缺陷,并进行磁粉检查;焊接修复后,焊接部位应通过机加工或抛光圆滑过渡到设计的外形,并进行磁粉、超声波或射线检测。Ø应依据材料和补焊区域的大小,确定焊补工艺,包括预热、焊后热处理,焊接修复应按照经评定的焊接工艺。经过补焊的管件,应详细记录补焊区域位置。3.1.5阀门应做如下检验: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)按质量证明书核对阀壳材料技术指标,应符合SA182或GB/T12228、GB/T12229、GB/T12230技术标准,应审查阀壳的无损检测报告。c)核对阀门的规格,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、划伤、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,应完全清除。19 DL/T1611—2012d)对阀壳逐件进行光谱分析,光谱检验按DL/T991执行。e)对主蒸汽、再热蒸汽管道上的每个阀壳壳体进行100%的磁粉检测。f)阀壳内外表面缺陷深度超过公称壁厚的负偏差、消缺后的实际壁厚小于壁厚允许的最小值,应进行退货或返修处理,返修处理时应对返修方案进行审核。3.2检修阶段3.2.1机组第一次检修,应按20%对弯头、三通、焊缝进行外观、硬度、金相组织、壁厚、磁粉和超声波检测;发现异常,扩大检验比例到50%,仍存在超标缺陷,应进行100%普查。应按100%对阀门壳体进行外观、磁粉检验。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100000h完成100%检验。3.2.2对于P91、P92、P122管道焊缝,第一次检修时应对焊缝检验参照3.1.2g)条的要求进行。3.2.3P91、P92直管段、热推、热压和锻造F91、F92管件a)母材的硬度低于DL/T438要求的值时,若硬度值≥160HB,金相组织无异常的,应制定相应的监督措施及检验方案。b)对于硬度值低于160HB的直管段、管件,应择机进行更换。ØP91、P92直管段母材的硬度低于标准要求的值时,若硬度值≥160HB,金相组织为回火马氏体+铁素体(纵向面金相组织中的δ-铁素体含量大于5%)或团絮状组织时,应加强对此类管材的金属监督,并制定专门的运行监督措施及检验方案。对直管段取样进行性能试验。根据取样的性能试验结果校核其强度,强度不足或余量小时应安排更换;对于硬度值低于160HB的直管段,应尽快安排对其进行更换。Ø对2005年以后投产的600MW及以上机组,重点对炉顶联箱三通与连通管焊缝进行无损探伤(磁粉探伤、超声波探伤)、硬度普查,检测其焊缝是否存在裂纹。应在一个大修期内对其完成普查。对连通管材料为12Cr1MoV、SA106B、P22母材与焊缝之间的硬度差值超过100HB,且12Cr1MoV、SA106B焊缝硬度值超过270HB(P22焊缝硬度值超过300HB),应进行回火处理直至焊缝硬度符合DL/T869标准的要求。对连通管材料为P91的,其焊缝硬度应在180~270HB范围内。若不能达到要求重新进行焊后热处理。(建议将该条款放到联箱或锅炉范围内管道的监督内容中)Ø主蒸汽管道材质损伤,经检验发现下列情况之一时,应及时处理或更换: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。c)相对于初始不圆度,复圆50%。19 DL/T1611—20123.2.4机组首次检修时,对主蒸汽和再热蒸汽管道热段温度、压力测点套管的结构形式、材质、焊缝坡口形式、焊缝进行如下检验。a)应进行100%的磁粉、超声波检测。b)应100%光谱分析,当温度、压力测点套管材质为0Cr18Ni12Mo2Ti和1Cr18Ni9Ti不锈钢材料,应尽快予以更换为与管道同材质或相近材质套管(如P91、P92、P122的不锈钢温度套管),并采用相匹配成分焊材进行焊接。c)对管道温度套管结构形式进行检查,未加工焊接坡口的,应择机进行更换。对四大管道上尚未更换的不锈钢材质温度套管,应加强监督和制定应急预案。d)更换温度、压力测点套管时,应增大坡口角度至45°~50°。Ø利用机组最近一次检修时机,安排对四大管道温度、压力测点套管焊缝的100%探伤检查和光谱分析。当温度、压力测点套管材质为0Cr18Ni12Mo2Ti和1Cr18Ni9Ti不锈钢材料,应尽快予以更换为同材质或相近套管,并采用相匹配成分焊材进行焊接。Ø对锅炉本体和四大管道上的所有旧结构的不锈钢材质的温度套管,以及减温水管道上未加工焊接坡口的温度套管,应制定出更换计划,利用机组最近一次检修时机进行更换。Ø对存在缺陷的,无论缺陷是否超标,均应进行处理,对未发现缺陷的应进一步加强监督,并制定更换计划,在适当时机逐步进行更换,以彻底消除隐患。Ø为了彻底消除温度测点坡口角度小和异种钢焊接接头的潜在危险,主蒸汽管道(P91)上的不锈钢温度套管,更换为P91(F91)材质的温度套管;再热冷(热)段管道、高压给水等管道上的不锈钢温度套管,更换为与主管材质相同或12Cr1MoV、20G材质的温度套管。更换套管时,应增大坡口角度至45°~50°,并严格执行焊接和热处理工艺方案,确保焊接质量优良。当四大管道上温度、压力测点套管材质与主管相同、相近或为12Cr1MoV、20G等铁素体钢情况时,不需要处理。Ø对锅炉本体和四大管道上尚未更换的旧结构的不锈钢材质的温度套管,各发电公司应进一步加强监督和制定应急预案,并对现场进行有效的隔离。3.2.5对材质为15Cr1Mo1V的管道a)每次A修,焊缝应进行50%磁粉、超声波检测;19 DL/T1611—2012b)若管道安装时采用R337焊条焊接,应把R337焊缝切除并全部更换为R317或R317L焊条,或者采用去Nb的337焊条进行焊接、热处理。3.3支吊架3.3.1主蒸汽管道、再热蒸汽管道热段支吊架的设计、安装、检验应按照DL/T292、DL/T616、DL/T1113、DL/T5366规定进行。Ø机组试运行方案中,应有防止发生管道水冲击的事故预案。3.3.2安装过程中,应对管道支吊架进行如下检验:a)对支吊架的合金钢部件按DL/T991进行100%的光谱检验。b)主蒸汽管道、高温再热蒸汽管道在机组启动前,应委托第三方对管道支吊架的安装质量进行全面的检查,发现异常时应对对管道支吊架的异常应及时进行调整或更换处理。c)在机组168h试运行8h后,应对主蒸汽管道、高温再热蒸汽管道、高压旁路管道与启动旁路管道所有的支吊架进行一次目视检查,对弹性支吊架荷载标尺或转体位置、减振器及阻尼器行程、刚性支吊架及限位装置状态进行一次记录。发现异常应分析原因,并进行调整或处理。在正式运行前,应确认所有的弹性吊架的定位装置均已松开。d)排污管、取样管等的支吊架宜纳入检验范围,设计中宜优先采用柔性支吊架。3.3.3运行及检修中,应对管道支吊架进行如下检验:a)对主蒸汽管道、再热蒸汽热段管道系统进行重大改造(如主蒸汽管道增加或去掉堵阀),应重新进行管道支吊架计算分析。b)对安装阶段存在问题的支吊架应在机组首次检修期间安排进行处理。c)在首次检修开始前3个月,应对四大管道支吊架进行检查及校核计算,存在问题的检修期间应完成支吊架调整。d)每次A修应安排专业人员对支吊架进行一次宏观检查。e)排污管、取样管等由安装单位设计的管路,第一次A修或B修时应由专业队伍对管系状态检验。4高温联箱的检验4.1联箱的检验按照DL/T438的规定进行;4.2联箱安装阶段应进行:a)对P91、P92、P122等的联箱检验,参照3.1.2执行;b)对筒体、封头、管座、手孔及手孔封头进行检验时,应对环焊缝邻近区段100mm范围内壁厚测量,壁厚应符合设计要求。c)对于存在内隔板的联箱,应对内隔板与筒体的角焊缝进行内窥检测。d)安装前和安装后联箱、减温器等应100%内窥镜检查,发现异物应清理,重点检查联箱内部孔缘倒角、接管座角焊缝根部未熔合、未焊透、超标焊瘤等缺陷,异物以及水冷壁联箱节流圈。19 DL/T1611—2012e)锅炉冲管后及整套启动前应对屏式过热器进口、高温过热器进口、高温再热器进口联箱以及减温器的内套筒衬垫部位进行内窥镜检查,重点检查有无异物堵塞。Ø应对联箱内部进行彻底清除。业主质检部门、安装单位、检验单位、监理单位应安排专人,共同见证联箱清洁度检查工作,并签字确认联箱内无残留的“眼镜片”、焊瘤、杂物等。Ø对过热器、再热器联箱排空管接管座焊缝应进行磁粉、超声波检验,对排空管座内壁、管孔进行超声波检验,必要时内窥镜检查热疲劳裂纹。若排空管的一次门至管座距离较长(超过20米),应利用机组最近一次检修时机将排空管的一次门前移至距离管座约1米处,并做好一次门及门前排空管的保温。Ø对再热器排空管和蒸汽取样管联合使用一根管子,排空用的一次门和取样用的三通之间距离不应超过500mm。Ø对于排空、蒸汽取样管座,建议管接头变径斜坡的坡度比应不大于1∶4,过渡斜坡与直管段的交界处应圆滑过渡。同时,宜对排空、蒸汽取样管的支吊架进行调整,防止管道振动超标。4.3联箱水压试验后临时封堵口的割除,检修管子及手孔的切割都应采用机械切割,不应使用火焰切割法;返修焊口、焊口根部缺陷应采用机械的方法消缺。4.4联箱运行阶段的检验4.4.1首次检修应对联箱管座角焊缝的50%按DL/T370进行磁记忆检测、10%磁粉检测,重点是定位管及其附近接管座焊缝,检测标准可依据DL/T370、DL/T1105.1~4;4.4.2对T23钢管座与联箱的角焊缝和对接焊缝应进行磁粉、磁记忆和超声波检测,抽查重点为外侧第1、2排;4.4.3对过热器、再热器联箱排空管接管座焊缝应进行磁粉、超声波检验,对排空管座内壁、管孔进行超声波检验,必要时内窥镜检查;应对排空用的一次门和取样用的三通之间管道内表面进行超声波检验。4.4.4P92、P122材料的末级过热器、末级再热器的出口联箱,应在第一次A级检修时对所有筒体对接焊缝进行磁粉、超声波、金相、硬度检验。4.4.5首次检修应对炉顶联箱大口径、厚壁三通与连通管的对接焊缝应进行磁粉、超声波检测和硬度检查。检验按照3.1.2进行。4.4.6高温联箱运行10万小时后,每次A级检修还应对存在内隔板的联箱,用内窥镜对内隔板位置及焊缝进行全面检查。4.4.7应对炉顶联箱三通与连通管焊缝进行磁粉、超声波检测、硬度普查,应在一个A修期内对其完成普查。对连通管材料为12Cr1MoV、SA106B、P22母材与焊缝之间的硬度应符合DL/T869的要求;对连通管材料为19 DL/T1611—2012P91、P92、P911、P122的,其焊缝硬度应符合DL/T438要求。Ø对与高温联箱连接的疏水管件为锻造方形弯头,管件焊接接头若为承插式焊接结构,应尽快更换为弯管并改为对接焊缝。已改造成弯管的,应保证运行时疏水阀严密防止弯管冲刷,并加强对弯管壁厚进行定期检验。对与高温联箱连接的疏水管件如采用锻造方形三通、疏水集块对接管件,应加长锻造管件管座长度,管座长度应满足焊接、热处理和检验要求,推荐采用全氩弧焊接方法,同时控制好焊接、热处理工艺和检验各环节质量,确保焊接质量优良。Ø高温联箱上锻造方形弯头、锻造方形三通、疏水集块等疏水管件改造后应进行一次疏水管系及支吊架的检查和调整,以改善管系应力分布。5受热面管子的检验5.1设计阶段5.1.1受热面材料的选用应符合DL/T715、GB5310、SA192、SA209、SA213标准的要求,应按设计壁温、抗高温氧化性能、长期高温寿命的要求选择,其长期实际使用壁温(以炉内壁温测点测量值为基准)应比最高使用温度低20℃~30℃。5.1.2受热面温度测点设计时尽可能装设在炉膛内的管壁上,确保测量温度的准确。水冷壁的蒸发段、分离器、过热器、再热器出口导汽管等应有完整的管壁温度测点。5.1.3对于奥氏体不锈钢TP304H、TP347H、TP347HFG、Super304H、HR3C受热面管子设计时应留有充足的温度裕量。沿海地区不宜选用TP304H。Ø确保运行时不发生超温。奥氏体不锈钢管内壁氧化皮脱落后堆积在弯头处,使介质流量减少易导致超温爆管。设计时应尽量采取弯曲半径大的弯头等措施。5.1.5选材或订购奥氏体不锈钢时宜优先采用细晶粒钢如TP347HFG或HR3C等具有优异的抗蒸汽氧化性能的材料。5.1.6受热面管设计时宜选用内壁喷丸的管子,预先在设计、制造阶段采取措施提高锅炉受热面管抗氧化能力。5.1.7高温过热器管屏设计时,内圈管下弯头弯曲半径不宜小于3倍管径,宜尽量增大末级过热器管内径通流量。19 DL/T1611—20125.1.8水冷壁管等受热面部位采用T23材料,应对焊接及工艺、焊接件的位置及工艺制定专用方案。5.1.9水冷壁设计时尽可能减少采用定位块固定的结构形式。5.1.10奥氏体不锈钢管子内壁喷丸处理后硬化层应均匀,厚度应在50μm以上,硬度平均值不小于280HV,且比母材基体的硬度大100HV。在蒸汽温度600℃以上,不宜选用未经喷丸处理的HR3C管材。5.2制造安装阶段5.2.1受热面管安装前应根据GB5310、DL612、DL647、DL/T438、DL/T939、SA192、SA213、DL/T5210.2进行验收。应对TP304H、TP347H、TP347HFG、Super304H、HR3C进行晶间腐蚀试验。Ø应对受热面奥氏体不锈钢管直管段和弯头部位固溶处理效果进行金相检验,固溶效果不良的,应重新进行固溶热处理。防止试运行期间和运行后发生弯头开裂泄漏问题。5.2.2对于TP304H、TP347H、TP347HFG、Super304H、HR3C等奥氏体受热面管的储存、保管维护应要求制造、运输、安装、使用单位采取以下措施:a)钢管验收应符合GB/T2102的要求,应避免碰撞、擦伤,保护好表面保护膜。b)宜采用涡流、导波检测技术对受热面弯头进行抽查。对不同规格、不同材质的管材抽查10%,发现管材存在问题时应进行金相分析确认并100%进行无损检查。Ø不应在奥氏体钢材料上打钢印,如采用记号笔或油漆标记,应选用不含氯离子和硫化物的标记颜料。Ø运输及储藏过程应避免使材料受到盐、酸、其它化学物质的腐蚀,避免遭受雨淋。沿海电厂应有防止盐雾或海水侵蚀的切实可行的保管措施。Ø存放不允许接触地面,管子端部应全部有堵头。其防锈、防蚀措施应按DL/T855的相关要求执行。Ø保管应设置专门的存放场地,应与其它钢材隔离。Ø吊运过程中不应直接使用钢丝绳。不应有震动、敲击、碰撞、弯曲。对日立技术制造的炉膛水冷壁采用光管螺旋管圈加垂直管屏的布置型式Ø在螺旋段水冷壁的4个转角处、垂直段和螺旋段过渡处,应避免附件与T23等材料水冷壁管焊接,宜将填块改成U型卡在管道上与鳍片直接焊接。Ø在密封盒、梳形板处用垫板,避免和管道直接焊接。在较长的梳形板上宜每隔300mm开设应力释放槽。19 DL/T1611—2012对采用T23的水冷壁Øa)焊前宜预热,氩弧焊(GTAW)温度150℃~200℃,手工电弧焊(SMAW)温度200℃~250℃,层间温度200℃~350℃。Øb)T23管件焊接尽量采用GTAW。Øc)对定位块焊缝进行100%宏观检查和50%表面检测。过热器、再热器管等穿炉顶部分与顶棚管应有间隙。Ø水冷壁的定位板应进行打磨光滑去除;铁件与水冷壁不宜直接焊接,应有垫铁;水封板、固定板拼缝应与水冷壁错开;对安装的临时吊攀等临时焊接件应割除并打磨圆滑过渡。Ø新建机组清洗后,宜割开锅炉部分重要联箱,采用内窥镜对其内部进行检查,清除异物。5.2.3T91/92管子焊接接头进行超声波检验时,按照3.1.2g)进行。5.2.6采用T23的水冷壁对定位块焊缝进行100%宏观检查和50%表面检测。5.2.8受热面管及附件运抵现场后的保管,应按照DL/T855规定执行,检查受热面及附件孔口保护封堵。5.2.9受热面管子安装前,应100%宏观检查,管内不得有异物、积水及锈蚀等。Ø膜式水冷壁的鳍片应选用与管子同类的材料;蛇形管应进行通球试验和超水压试验。Ø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。Ø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。5.3检修阶段5.3.1在役受热面管的检验按DL/T438DL/T939中的要求进行。19 DL/T1611—20125.3.2对内螺纹垂直管圈膜式水冷壁在检修中应对节流孔圈射线检测。水冷壁采用T23材料时,应对热负荷较高区域的对接焊缝进行100%射线检验,对焊缝上下300mm区域的鳍片进行100%磁粉检验。5.3.3新投运机组应从首次检修开始对二级再热器、二、三、四级过热器管,发生过因氧化皮脱落的管子应进行如下检查,检查内容包括外观、胀粗、变形量、壁厚、内壁氧化皮厚度、下弯头氧化皮堆积情况等:a)立式过热器、再热器下部弯头内应无明显氧化产物堆积;检修中应采用射线拍片法、磁性检测法(奥氏体钢)对下弯头部位内壁氧化层剥落堆积情况进行检验,据检验结果,采用相应措施清理。b)割管检查项目应包含微观组织,力学性能试验,氧化皮形貌、结构和剥离程度检查。对三菱技术制造的内螺纹垂直管圈膜式水冷壁Øa)停炉后宜采取带压放水的措施,将管内异物冲刷带走;Øb)锅炉冷却后宜割开水冷壁下集箱手孔,用高压除盐水冲洗、机械等清理异物;Øc)安装在水冷壁上的温度测点应能监测到管屏壁温的差异和变化。Ød)在检修中应对节流孔圈射线检测,宜采用局部化学清洗、割管清除“结垢”物。5.5.4应对靠近再热器入口联箱的炉外采用HR3C和T92的异种钢对接焊口缺陷进行无损抽查,发现超标缺陷,应扩大抽查或全部检验。5.5.5运行时间达到5万小时后;a)应结合机组检修安排,对马氏体类高温受热面管内壁氧化层厚度进行抽查;当氧化层厚度超过0.3mm时,应对管子材质进行状态评估。b)应对与奥氏体不锈钢连接的异种钢焊接接头进行外观检查,并按10%比例进行无损检测抽查,必要时割管进行金相组织检查。c)每次A级检修结合取样对奥氏体不锈钢进行金相组织检验,若发现有粗大的σ相析出,应进行材质评定。Ø运行5万小时后,应对与奥氏体不锈钢连接的异种钢焊接接头进行外观检查,并按10%比例进行无损检测抽查,必要时割管进行金相检查。对上海锅炉厂制造的塔式炉,在检修停机时应对靠近再热器入口联箱的炉外HR3C和T92异种钢对接焊口缺陷进行无损探伤(射线或导波检测等方法)抽查,发现超标缺陷,必要时全部检验。特别应注意位于T92一侧,紧贴熔合线的裂纹。19 DL/T1611—20125.5.6金相检验时,除采用常规的金相显微镜外,必要时可采用扫描电镜、激光共聚焦显微镜等进行辅助检验。Ø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/T9222计算的管子最小需要壁厚(应考虑下一个检修周期中的磨损、腐蚀减薄量)。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/T884执行。h)管材的拉伸性能低于相关标准的要求。Ø对Cr-Ni奥氏体钢管应采取如下防止应力腐蚀措施:a)锅炉停运期间是产生晶间腐蚀的危险期。要特别注意避免因减温器两端阀门不严导致不干净的水流入过热器和再热器系统,导致晶间腐蚀。d)锅炉熄火后,所有减温水隔绝门应关闭。e)停炉后不宜采用强制上水冷却和通风冷却。停炉强制冷却时间宜执行运行规程的要求(停炉18小时后),应打开烟道联络挡板,保持水平烟道左右两侧通风量一致。应保持最小通风量运行,也可在停炉后采取炉膛密封、开启汽机侧疏水门缓慢降压、热炉放水结束后,再逐步开启烟风系统的挡板进行自然通风冷却方式。Ø受热面更换时应对新管进行清理,割管后管口要及时封堵。Ø锅炉停炉检修,应检查吹灰器附近区域管子冲刷或吹灰时蒸汽带水引起的热疲劳。Ø每次检修应对减温器的调节阀和截止阀的严密性进行检查和修理。Ø5.5.6运行时间达到5万小时后;19 DL/T1611—2012a)应结合机组检修安排,对非奥氏体不锈钢高温再热器管内壁氧化层厚度进行抽查;当氧化层厚度超过0.3mm时,应对管子材质进行状态评估。b)应对与奥氏体不锈钢连接的异种钢焊接接头进行外观检查,并按10%比例进行无损检测抽查,必要时割管进行金相组织检查。Ø在停机检修时应对靠近再热器入口联箱的炉外HR3C和T92的异种钢对接焊口缺陷进行无损抽查,发现超标缺陷,应扩大抽查,必要时全部检验。应注意位于T92一侧,紧贴熔合线的裂纹。Ø每次A级检修结合取样对奥氏体不锈钢进行金相组织检验,若发现有粗大的σ相析出,应进行材质评定。Ø结合取样对母材和焊缝的金相组织检验,除采用常规的金相显微镜外,必要时可采用扫描电镜、激光共聚焦显微镜等进行辅助检验。6汽水分离器、储水罐的检验6.1对汽水分离器和储水罐的检验参照DL/T438、DL612、DL647对汽包的规定进行。6.2每次A修应对汽水分离器筒体进行10%超声波检验,检查内壁是否存在疲劳裂纹。角焊缝进行磁粉检验。6.3汽水分离器、储水罐运行10万小时后,对按基本负荷设计的现承担调峰的机组,每次A级检修应按GB/T9222附录A、DL/T654的要求,对汽水分离器、储水罐的低周疲劳寿命进行评估。7给水管道和再热冷段管道及低温联箱的检验7.1给水管道和再热冷段管道及低温联箱的检验按照DL/T438、DL/T5210.5进行。7.2机组每次A级检修或B级检修,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)管座角焊缝应按不小于10%的比例进行检验,至少应抽取5个,检验方法按照DL/T1105.1~4执行;检验内容包括角焊缝外观质量、表面检测;每次检查不同部位,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。7.3每次A级检修对吊架按照3.3进行检查,并对吊耳与联箱焊缝进行外观质量检验和表面检测,必要时进行超声波检测。7.4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不小于10%的比例进行外观质量检验和超声波检测;下次A修的抽查部位为前次未检部位,至10万h完成100%检验。此后的检验重点为有记录缺陷的焊缝,表面检测按JB/T4730执行,超声波检测按DL/T820规定执行。19 DL/T1611—20127.5首次检修抽取不小于10%比例的纵、环焊缝进行超声波检测,至10万h完成100%检验。7.6对于有记录缺陷的焊缝每次检修均应进行无损检测复查。7.7阀门的检验按3.1.5执行。8汽轮机部件的检验8.1对汽轮机的检验,按照DL/T1055、DL/T438、DL/T5210.3、DL/T714标准规定相应条款执行;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。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,可不进行金相检验。8.2有条件时应对低压转子末三级叶根、高中压转子采用超声波相控阵检测技术(PA)进行检测。8.3对轴瓦的合金层按照DL/T297进行超声波检验。对轴瓦、导油槽的周边应进行渗透检验。9发电机部件的检验9.1检验应按照DL/T438、DL/T930、DL/T5210.3标准规定执行;对于Mn18Cr18系材料的发电机护环,机组第3次A级检修开始进行晶间裂纹检查,金相组织检验完后应对检查点进行多次清洗。对存在晶间裂纹的护环,应作较详细的检查,根据缺陷情况,确定消缺方案或更换处理。9.2机组投运后每次A级检修应对转子轴颈进行表面和超声波检测,检验参考DL/T939、JB/T4730执行,验收标准应执行JB/T7178和JB/T8708相关规定。9.3护环拆卸时应对内表面进行渗透检测,内表面经检测应无表面裂纹缺陷。护环不拆卸时应按照JB/T10326进行超声波检测,检验前应进行声速测定;验收标准按照JB/T7030相关规定执行。19 DL/T1611—20129.4机组投运后每次A级检修对风冷扇叶进行渗透检测,表面涂层不允许去除时,宜采用涡流检测;不允许存在裂纹类缺陷。9.5机组投运后每次A级检修对转子滑环进行表面和硬度检测,不允许存在裂纹类缺陷;轴瓦的检验按照8.3进行。10紧固件的检验10.1高温紧固件的检验应满足DL/T438、DL/T439、SA194的要求。10.2对大于和等于M32的螺栓按DL/T694进行100%的超声波检测,必要时可按JB/T4730进行磁粉或渗透检测。10.3奥氏体与马氏体不锈钢类螺栓;a)应进行100%光谱分析,检查部位为螺栓端面,如使用电弧式分析仪应用机械方法去除引弧点。b)进行超声波检测前应做声速测定,如测定螺栓声速与校准试块声速误差大于等于100m/s时,应进行声速校正。c)应对无丝扣的螺杆部位内外壁超声波检测。d)应进行金相分析,每种材料和规格的螺栓抽检数量不少于一件,检查部位应限于端面处。10.4应对螺栓中心孔内部进行检验,应对非通中心孔底部区域进行超声波检测或进行内窥检查。10.5汽轮机、发电机大轴联接螺栓安装前应进行外观质量、光谱、硬度检验、超声波与表面检测。机组每次A级检修时,应进行100%外观检查、超声波和硬度检测。螺母强度应比螺栓材料低一级,硬度值低20HB~50HBW。螺栓的硬度值控制范围见附录B。11大型铸件的检验11.1大型铸件参照DL/T438标准规定相应部分条款执行;11.2机组每次A级检修应对受监的大型铸件进行外检验,必要时对补焊区进行磁粉、超声波检测;应对高压汽缸高温区段的内表面、结合面和螺栓孔部位、主汽门内表面,以及堵阀内外表面进行宏观检验、对焊缝进行超声波检验,必要时进行磁粉、渗透检验。12机炉外管道的检验12.1机炉外管道的范围设计温度大于等于100℃或设计压力大于等于1MPa的旁路管、水(汽)连通管、疏(放)水管、排空管、抽汽管、排污管、减温水管、平衡及联络管、仪表管、再循环管、蒸汽吹灰管和锅炉底部加热管。19 DL/T1611—201212.2安装阶段12.2.1安装前,对管道(管子)应进行以下检验:a)100%进行外观质量检验;b)合金钢弯头/弯管应逐件按DL/T991进行光谱分析。c)对壁厚和管径进行抽查。d)对于压力大于5.88MPa、温度大于等于200℃、管径大于等于Φ108mm的水(汽)管道弯头/弯管的几何尺寸检查按照DL/T438-2009的7.1.4c)进行。12.2.2安装前,对锻制、热压和焊制三通以及异径管,应进行如下检查:a)100%进行外观质量检验。b)合金钢三通、异径管应逐件按DL/T991进行光谱分析。12.2.3对阀门的检验按照3.1.5执行。12.2.4安装焊缝的外观、光谱、硬度、金相检验和无损检测的比例、质量要求按电力基建管控体系相关规定和DL/T869中的规定执行。12.3运行阶段的检验12.3.1首次A级检修,对与主蒸汽管道、在热热段管道、高温联箱相联的疏水管、测温管、压力表管、空气管、安全阀、排汽阀、充氮、取样、压力信号等小口径管等管座按30%(每种管道至少抽取3个)进行抽查,检查内容包括角焊缝外观质量、表面检测;与母管连接的开孔的内孔周围超声波检验;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%。12.3.2机组首次A级检修中,应对管道(管子)焊缝进行30%的抽查射线检测抽查(每种管道至少抽查1道),射线检测和质量验收分别按照DL/T821、DL/T869标准执行。12.3.3机组每次计划检修中,应对管道(管子)直管段、弯头易冲刷部位进行壁厚测量。12.3.4机组运行10万小时后,每次计划检修中,对于压力大于5.88MPa、温度大于等于200℃、管径大于等于Φ108的水(汽)管道弯头/弯管应进行以下检查:a)抽查10%(至少抽查1个)弯头/弯管、危险区域直管段进行壁厚测量;外弧侧外壁、中性面内壁无损检测应无裂纹。b)抽查10%(至少抽查1个)弯头/弯管进行椭圆度测试。12.3.5机组每次计划检修,对与低温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、排汽阀、充氮、取样、压力信号管等)管座角焊缝按不小于10%的磁粉/渗透检验,每种管道至少应抽取5个;检验内容包括角焊缝外观质量、表面检测;后次抽查部位为前次未检部位,至10万h完成进行100%检验。19 DL/T1611—201212.3.6热力系统压力容器定期检验时,应对与压力容器相连的管系进行检查,对蒸汽进口附近的内表面热疲劳腐蚀和加热器疏水管段冲蚀、腐蚀情况进行检查。19'