ыкврпп. Роль трубных систем котлов и трубопроводов при монтаже и ремонте энергетического оборудования
 Скачать 2.27 Mb.
|
|
20.3. Заварка трещин 20.3.1. Поверхность барабана в районе обнаруженной трещины должна быть тщательно зачищена до металлического блеска, определены границы распространения трещины, произведена разделка места будущей заварки, в том числе засверловка концов трещины, и контроль полноты удаления дефектного металла в соответствии с требованиями п. 19.6. При глубине трещины размером более 1/3 толщины стенки барабана разделку трещины производят насквозь и ремонтируют как сквозную трещину. 20.3.2. Если после удаления дефектного металла образовалась сквозная разделка шириной в корне в пределах 6—12 мм, то заварка выборки должна производиться на подкладной планке. После заварки планка удаляется, корень шва зачищается и при необходимости подваривается. Если ширина разделки в корне составляет 12—40 мм, то подкладную планку можно не удалять, обварив ее по периметру ниточным швом, а в концах разделки установить штуцерные заглушки, обработав предварительно концы разделки резцом или абразивным кругом под наружный диаметр заглушки (рис. 20.2). Рис. 20.2. Заварка трещины в барабане котла с установкой штуцерных заглушек в концах трещины Штуцерные заглушки изготавливаются из трубы по одному из вариантов, представленных на рис. 20.2 (сечение Б—Б). Колпачковая заглушка изготавливается путем обжатия в горячем состоянии конца трубы и его заварки. Трубы для заглушек должны быть изготовлены из углеродистой или низколегированной конструкционной стали. Штуцерные заглушки целесообразно устанавливать в качестве разгрузочных элементов посреди протяженных трещин (длиной более 300—400 мм) в случае, если трещина располагается в местах барабана с низкой деформационной способностью (вблизи приваренных ребер жесткости, перегородок, днищ барабанов. При значительной ширине разделки в корне шва (более 30—40 мм) следует устанавливать заплату шириной не менее 100 мм в соответствии с требованиями подраздела 20.4. 20.3.3. Заварка трещины при ее длине более 150 мм производится обратноступенчатым способом с минимальным разогревом металла. 20.3.4. Наплавленный металл должен на 1,5—2 мм превышать поверхность листа барабана. Поверхность шва должна быть обработана абразивным кругом до гладкой поверхности заподлицо с основным металлом или сплавным переходом к нему. 20.3.5. В случае расположения нескольких трещин водном месте, ограниченном окружностью не более 100 мм (рис. 20.3), целесообразно исправить такой дефект путем вварки заглушки. Для этого сначала устанавливаются методом травления границы распространения трещин, затем дефектное место удаляется путем высверливания или газовой резки с последующей обработкой отверстия абразивным кругом либо резцом (фрезой, устанавливается заглушка и обваривается согласно требованиям подраздела 20.5. Рис. 20.3. Исправление скопления трещин путем вварки заглушки 20.3.6. Заварка трещин в мостиках между трубными отверстиями допускается, если их длина при расположении трещин цепочкой через несколько мостиков — суммарная длина) не превышает 10% длины мостиков в направлении трещины. При большей длине трещин или концентрации их на большом участке ремонт этого участка барабана производят путем вварки заплаты. 20.4. Вварка заплат 20.4.1. Вварка заплат (вставок) в тело барабана производится в том случае, если дефекты в виде трещин, раковин, выпучин, вмятин, коррозионных растрескиваний настолько значительны или охватывают такую большую поверхность барабана, что устранить их путем наплавки или заварки нецелесообразно или невозможно (см. пп. 20.2.1 и 20.3.2). Если заплата устанавливается в районе трубных отверстий, то сварные швы не должны пересекать трубные отверстия. 20.4.2. Заплата должна изготавливаться из листовой стали одной из марок, приведенных в п. 20.1.1. Толщина заплаты должна быть равна толщине барабана или превышать ее не более чем на 3 мм. Металл, из которого изготавливается заплата, должен иметь сертификат завода- изготовителя. 20.4.3. Форма вырезки дефектного участка барабана должна по возможности приближаться к кругу, овалу или прямоугольнику с радиусом закругления в углах не менее 50 мм. Кромка реза должна отстоять от дефекта на расстоянии не менее 30 мм. Лист, из которого будет изготавливаться заплата, должен быть проконтролирован на сплошность, изогнут на вальцах или другим способом радиусом, равным радиусу барабана. Вырезка дефектного участка барабана и заплаты из листа производится по шаблону кислородной, плазменно-дуговой или воздушно-дуговой резкой с припуском на механическую обработку для удаления следов огневой резки. Размеры заплаты должны быть такими, чтобы при установке ее в барабан зазор по всему периметру был в пределах 2—4 мм. Кромки на заплате и барабане обрабатываются под стыковое соединение с углом 15° и притуплением 1,5—2 мм. 20.4.4. Подготовку кромок заплаты и барабана следует выполнять таким образом, чтобы по возможности избегать потолочных швов. Поэтому если заплата ставится в нижней части барабана, то раскрытие кромок должно быть внутри барабана и, следовательно, сварка должна производиться изнутри. В случае постановки заплаты в верхней части барабана раскрытие кромок делается с наружной стороны барабана, и сварка производится снаружи. 20.4.5. Заплаты небольшого размера (длиной или диаметром до 200 мм) устанавливаются с равномерным зазором по всему периметру 2—4 мм и прихватываются через каждые 150—200 мм швами длиной 15—20 мм и высотой 8—10 мм. Заплаты большего размера следует устанавливать с помощью сборочных планок, приваренных к заплате по всему периметру с обеих сторон (внутренней и наружной) на таком расстоянии друг от друга, чтобы было обеспечено правильное положение заплаты относительно барабана (рис. 20.4). Сборочные планки могут быть изготовлены из любой марки стали, указанной в п. 20.1.1, длиной 100—150 мм, сечением примерно х мм. Заплата устанавливается со смещением так, чтобы с двух сторон зазор совсем отсутствовал или был меньше, чем с противоположных сторон, где он должен составлять 3—5 мм. Рис. 20.4. Установка заплаты на сборочных планках 20.4.6. Сварка начинается со стороны, собранной с большим зазором, и ведется обратноступенчатым способом участками длиной 150—200 мм от ее середины в направлении и последовательности, указанными на рис. 20.4 стрелками и цифрами. По мере заполнения разделки сборочные планки срубаются и места приварки планок зачищаются абразивным инструментом. После заполнения разделки производится подварка корня шва с предварительной зачисткой и, при необходимости, с подрубкой металла шва. 20.4.7. Поверхность сварного шва с обеих сторон должна быть обработана абразивным инструментом согласно требованиям п. 20.3.4. 20.5. Глушение трубных отверстий 20.5.1. В случае необходимости глушения трубного отверстия барабана применяют одну из конструкций заглушек, приведенных на рис. 20.5. Колпачковая заглушка (риса может устанавливаться на барабаны котлов давлением до 4 МПа (40 кгс/см 2 ). Заглушку с приварным донышком (рис. 20.5, б разрешается устанавливать на барабаны котлов давлением до 1,3 МПа (13 кгс/см 2 ). Заглушки изготавливаются из углеродистой или низколегированной конструкционной стали. Рис. 20.5. Конструкция заглушек трубных отверстий барабана а — заглушка колпачковая; б — заглушка с приварным донышком 20.5.2. Перед установкой заглушки поверхности барабана вблизи очка (отверстия под заглушку) и самого очка должны быть тщательно очищены до металлического блеска и осмотрены на предмет обнаружения трещин. В случае наличия трещин они должны быть удалены и при необходимости заварены в соответствии с рекомендациями подраздела 20.3. 20.5.3. Заглушки должны устанавливаться донышками внутрь барабана и привариваться по возможности изнутри барабана. Приварку заглушек снаружи барабана разрешается производить в исключительных случаях, когда нельзя это сделать изнутри барабана вследствие наличия мешающих внутрибарабанных устройств. 20.5.4. Сварку следует производить электродами диаметром не более 3 мм с минимальным тепловложением многослойным швом катетом, равным толщине трубы, из которой изготовлена заглушка. 20.6. Устранение неплотностей вальцовочных соединений 20.6.1. Перед устранением неплотности вальцовочного соединения с помощью сварки должны быть тщательно проверены поверхности барабана вокруг ввальцованной трубы и сама труба на предмет обнаружения трещин и других повреждений. Обнаруженные дефекты должны быть устранены до обварки вальцовочного соединения. 20.6.2. Устранение неплотностей вальцовочных соединений производится путем наложения шва изнутри (риса или снаружи барабана (рис. 20.6, б Нельзя делать обварку одного соединения с обеих сторон — изнутри и снаружи барабана. 20.6.3. Сварку следует производить электродами диаметром не более 3 мм с минимальным тепловложением многослойным швом. Размер шва указанна рис. 20.6. Рис. 20.6. Устранение неплотностей вальцовочных соединений с помощью сварки а — обварка изнутри барабана б — обварка снаружи барабана 21. ОФОРМЛЕНИЕ ТЕХНИЧЕСКОЙ ДОКУМЕНТАЦИИ НА СВАРОЧНЫЕ РАБОТЫ 21.1. Монтажная (ремонтная) организация оформляет на сварочные работы техническую документацию последующим изделиями узлам энергетического оборудования а) трубным системам паровых котлов рабочим давлением Р р > 0,07 МПа (0,7 кгс/см 2 ) (в том числе по трубопроводам в пределах котла и турбины б) трубным системам водогрейных котлов (в том числе по трубопроводам в пределах котла) с температурой Т в > 115 Св) трубопроводам пара и горячей воды категории I диаметром Дн > 51 мм и трубопроводам пара и горячей воды II— IV категорий диаметром Дн > 76 мм, на которые распространяются правила Госгортехнадзора России г) газопроводам на территории монтируемого объекта д) мазутопроводам давлением Р р ≥ 1,6 МПа (16 кгс/см 2 ); е) трубопроводам системы регулирования и системы смазки турбины и питательных насосов ж) трубопроводам теплоснабжения, подпадающим под действие правил Госгортехнадзора России (см. сноску * 1 к табл. 18.4), диаметром Дн > 76 мм з) сбросным, растопочным, дренажным, выхлопным трубопроводам диаметром Дн > 76 мм. Для остальных трубопроводов техническая документация на сварочные работы не оформляется. 21.2. Формы технической документации, рассмотренные в настоящем разделе и приведенные в приложении 27, являются рекомендуемыми. Могут быть использованы другие формы при условии, что в них отражена требуемая информация. По трубопроводам, на которые не распространяются правила Госгортехнадзора России газопроводы, тепловые сети, трубопроводы водоснабжения и канализации и др, техническая документация на сварочные работы должна включать сведения, оговоренные соответствующими СНиП или другими нормативными документами. На паровые котлы с давлением пара до 0,07 МПа (0,7 кгс/см 2 ) и водогрейные котлы и водоподогреватели с температурой воды до 115 С техническая документация на сварочные работы отдельно не оформляется, но каждый котел или водоподогреватель снабжается заводом- изготовителем паспортом по форме, приведенной в Правилах устройства и безопасной эксплуатации паровых котлов с давлением пара не более 0,07 МПа (0,7 кгс/см 2 ), водогрейных котлов и водоподогревателей с температурой воды не выше 388 К (115 С. 21.3. Предприятие завод, монтажная, ремонтная организация, проводящее производственную аттестацию технологии сварки в соответствии с ПБ 03-164—97, должно оформить протокол заседания аттестационной комиссии и представить его (или заверенную копию) в местный орган Госгортехнадзора и заказчику (дирекции ТЭС). 21.4. Проектная организация, разрабатывающая проект производства работ (ППР), составляет перечень трубопроводов, подлежащих сдаче заказчику. Перечень согласовывается с заказчиком и сдается ему после окончания монтажа (ремонта) вместе со сварочной сдаточной документацией. Пример составления перечня трубопроводов приведен в приложении 27, форма П. 21.5. Основным документом на сварочные работы являются Сведения о сварных соединениях и результатах их контроля (см. приложение 27, форма П. Его составляет монтажная (ремонтная) организация на основании первичной документации — сертификатов на сварочные материалы, актов, протоколов и заключений по контролю качества сварных соединений, диаграмм или журнала термообработки. Рабочий экземпляр этого документа заполняет монтажная (ремонтная) организация в процессе выполнения сварочных работ в виде журнала, который может не отличаться от указанной формы П, за исключением того, что в журнале должна указываться фамилия бригадира слесарей — сборщиков стыка и термиста, проводившего термообработку стыка, и должны быть их подписи. 21.6. На каждое свариваемое изделие или его узел, перечисленные в п. 21.1, монтажная ремонтная) организация подбирает или оформляет следующую документацию схему расположения сварных стыков трубопроводов сварочный формуляр элементов котла сертификаты (или их копии) на основной металл, заказчиком которого была непосредственно монтажная (ремонтная) организация сертификаты (или их копии) на электроды и сварочную проволоку, использованные при сварке акт на проверку сварочно-технологических свойств электродов сводную таблицу сварных стыков сведения о сварщиках, выполнявших сварочные работы на данном объекте акт на заварку контрольных или вырезку производственных сварных соединений (в случае проведения механических испытаний и/или металлографических исследований согласно пакт на визуальный контроль сварных соединений протоколы механических испытаний и металлографических исследований образцов сварных соединений (если таковые проводятся заключения по ультразвуковому контролю и/или радиографированию сварных соединений протокол стилоскопирования легированных деталей трубопроводов и элементов котла, а также сварных швов протокол измерения твердости металла шва диаграммы или журнал термообработки сварных стыков. 21.7. На трубопроводы, перечисленные в п. 21.1, организация, разрабатывающая ППР, составляет схемы расположения сварных стыков (см. приложение 27, форма П. Каждая схема должна охватывать весь трубопровод или участок трубопровода, заканчивающийся запорным или регулирующим органом либо местом вварки трубопровода в другой трубопровод или узел (коллектор, тройники т.п.). На схеме (или в виде отдельных таблиц, прилагаемых к ней) должны быть приведены следующие сведения диаметр и толщина стенки трубы марки стали труб расположение и номера сварных стыков заводским стыкам присваивается номер рядом расположенного на этом трубопроводе монтажного стыка с индексом зав расположение опор, арматуры, штуцеров, бобышек для измерения ползучести, спускных, продувочных и дренажных устройств расстояния между сварными стыками (местонахождение дополнительных стыков и стыков, расположение которых изменено в процессе монтажа, указывает монтажная организация список деталей, подлежащих стилоскопированию; номера, названия рабочих чертежей, на основании которых выполнена схема. Нумерация стыков на схеме и во всех документах (заключениях, протоколах, журналах) должна быть единой. При появлении дополнительных стыков их обозначают номером стыка, расположенного рядом на этом трубопроводе, с индексом а, б и т.д. К каждой схеме трубопровода прилагается Сводная таблица сварных стыков (см. приложение 27, форма П. 21.8. Для элементов котла организация, разрабатывающая ППР, составляет сварочный формуляр (см. приложение 27, форма П. В нем должны быть указаны места расположения и номера монтажных стыков. К каждому формуляру прилагается Сводная таблица сварных стыков (см. приложение 27, форма П. 21.9. Сведения о сварщиках, выполнявших сварочные работы на данном энергообъекте по изделиями узлам, перечисленным в п. 21.1, составляют по форме П приложения 27. 21.10. Проверку технологических свойств электродов и соответствия присадочного материала марочному составу оформляют актом (см. приложение 27, формы Пи П. 21.11. Сварку контрольного или вырезку производственного стыка для проверки качества сварного соединения оформляют соответствующими актами (см. приложение 27, формы Пи П. 21.12. Визуальный контроль и измерения размеров швов сварных стыков оформляют актом по форме П приложения 27. 21.13. При сдаче в лабораторию образцов сварных соединений для механических испытаний, металлографических исследований и химического (количественного спектрального) анализа монтажный (ремонтный) участок оформляет наряд-заказ (см. приложение 27, форма Пили сопроводительную маркировочную ведомость. В этих сопроводительных документах даются полные характеристики образцов. Наряд-заказ оформляют в двух экземплярах, один из которых отправляют с образцами в лабораторию металлов, другой оставляют в делах монтажного (ремонтного) участка. 21.14. Результаты механических испытаний и металлографических исследований образцов сварных стыков оформляют протоколами (см. приложение 27, формы Пи П. В эти протоколы лаборатория, проводившая испытания, вносит характеристики испытанных и исследованных образцов, приведенные в сопроводительном документе (наряд - заказе) монтажного (ремонтного) участка. В заключении о металлографических исследованиях описывают микро- и макроструктуру, а также оценивают качество сварки (удовлетворительное или неудовлетворительное. При получении неудовлетворительных результатов исследований в протоколе (или в виде отдельного приложения к нему) следует давать фотографии дефектных макрошлифов в натуральную величину, а также фотографии участков микрошлифа с неудовлетворительной структурой при кратном увеличении. 21.15. На сварные стыки, подвергавшиеся ультразвуковому контролю или радиографированию, оформляют заключение с оценкой их качества (см. приложение 27, формы Пи П. Результаты контроля, кроме того, заносят в специальный журнал, который является первичным документом и хранится в делах лаборатории, проводившей контроль, или монтажного (ремонтного) участка. 21.16. Результаты стилоскопирования деталей и трубопроводов из легированных сталей, а также сварных швов, выполненных легированным присадочным материалом, оформляют протоколом (см. приложение 27, форма П. Протокол стилоскопирования прилагают к сварочному формуляру котла или схеме расположения сварных стыков трубопровода. При стилоскопировании элементов поверхностей нагрева котла и их креплений нумерация деталей и сварных стыков должна соответствовать их нумерации в сварочном формуляре (см. приложение 27, форма Пили на рабочих чертежах, о чем делают соответствующую ссылку в протоколе. Формы документации по стилоскопированию, включая схемы и чертежи узлов и деталей, подлежащих стилоскопированию, разрабатывает проектная организация, составляющая ППР. 21.17. Результаты измерения твердости металла шва оформляют протоколом по форме П приложения 27. 21.18. Режим термообработки сварных стыков трубопроводов должен записываться регистрирующим потенциометром (в координатах температура—время). На записанной диаграмме проставляются названия узла (трубопровода, номер схемы расположения стыков трубопровода, номер стыка, диаметр и толщина стенки трубы, марка стали и дата проведения термообработки. Если температуру стыка контролируют без автоматической записи режима, термист ведет журнал термообработки (см. приложение 27, форма П, в котором фиксирует режим термообработки (через каждые 30 мин. После охлаждения стыка до 300 С температуру можно, не записывать. 21.19. Результаты проверки сварных соединений путем прогонки металлического шара оформляют актом по форме П приложения 27. 21.20. Монтажная (ремонтная) организация после окончания монтажных (ремонтных) работ передает заказчику техническую документацию на сварочные работы по изделиями узлам, перечисленным в паб, де, ж, а также по трубопроводам пара и горячей воды категории I с условным проходом Д у > 70 мм трубопроводам пара и горячей воды II и III категорий с условным проходом - Д у > 100 мм, а также трубопроводам IV категории с условным проходом Д у > 100 мм, расположенным в пределах зданий электростанций и котельных газопроводам подземными внутри зданий. Все остальные изделия (узлы, а также трубопроводы, не перечисленные в п. 21.1, сдаются с удостоверением о качестве изготовления и монтажа. 21.21. На изделия и узлы, перечисленные в п. 21.20, монтажная (ремонтная) организация передает заказчику следующие документы сведения о сварных соединениях и результатах их контроля (см. приложение 27, форма П схемы расположения сварных стыков трубопроводов (см. приложение 27, форма П) со сведениями, перечисленными в пи Сводной таблицей сварных стыков (см. приложение 27, форма П сварочные формуляры элементов котла (см. приложение 27, форма П) со сведениями, указанными в пи Сводной таблицей сварных стыков (см. приложение 27, форма П сведения о сварщиках, выполнявших работы по изделиям, перечисленным в п. 21.1 (см. приложение 27, форма П. Вся остальная документация на сварочные работы, оформленная в соответствии с требованиями настоящего раздела, а также копии документов, переданных заказчику, хранятся в делах монтажной (ремонтной) организации. Срок хранения определяется соответствующей НТД. Передачу заказчику сварочной документации оформляют двусторонним актом. 21.22. Техническую сварочную документацию на специфические ремонтные работы (ремонт барабанов котлов, исправление дефектов влитых деталях, приварку шипов к экранным трубам котлов и др) оформляют в соответствии с РДИ 34-38-043-86. Документацию на ремонт барабанов, коллекторов, камер паровых котлов давлением пара 4 МПа (40 кгс/см 2 ) и менее и водогрейных котлов разрешается ограничить чертежом развертки изделия с указанием расположения и размеров дефектов, заключением о проведенном контроле дефектного участка, сертификатом на основной металл и электроды, заключением о неразрушающем контроле заваренного участка. Приложение 1 обязательное) КАТЕГОРИИ И ГРУППЫ ТРУБОПРОВОДОВ ПАРА И ГОРЯЧЕЙ ВОДЫ ПО ПРАВИЛАМ ГОСГОРТЕХНАДЗОРА РОССИИ) Категория Группа Рабочие параметры среды трубопроводов температура, С давление (избыточное, МПа (кгс/см 2 ) I 1 Выше 560 Не ограничивается 2 Выше 520 до 560 включительно Не ограничивается 3 Выше 450 до 520 включительно Не ограничивается 4 До 450 Более 8 (80) II 1 Выше 350 до 450 включительно До 8 (80) 2 До 350 Более 4 (40) до 8 (80) включительно III 1 Выше 250 до 350 включительно До 4 (40) включительно 2 До 250 Более 1,6 (16) до 4 (40) включительно IV — Выше 115 до 250 включительно Более 0,07 (0,7) до 1,6 (16) включительно Примечание. Если значения параметров среды находятся в разных категориях, то трубопровод следует отнести к категории, соответствующей максимальному значению параметра среды. Приложение 2 справочное) ХИМИЧЕСКИЙ СОСТАВ СТАЛЕЙ, ПРИМЕНЯЕМЫХ ДЛЯ ИЗГОТОВЛЕНИЯ ТРУБОПРОВОДОВ И ТРУБНЫХ СИСТЕМ КОТЛОВ Таблица П Трубы из углеродистой стали, состав, % Марка НТД на сталь Углерод Кремний Марга Фосфор Сера Другие элементы сталинец не более Ст2сп ГОСТ 380 0,09-0,15 0,15-0,30 0,25-0,50 0,04 0,05 Хром, никель, медь не более Ст3пс 0,14-0,22 0,05-0,15 0,40-0,65 0,04 0,05 0,3% каждого элемента Ст3сп 0,14-0,22 0,15-0,30 0,40-0,65 0,04 0,05 08 ГОСТ 1050 0,05-0,12 0,17-0,37 0,35-0,65 0,035 0,04 Хром не более 0,1 % 10 0,07-0,14 0,17-0,37 0,35-0,65 0,035 0,04 Хром не более 0,15 % 20 0,17-0,24 0,17-0,37 0,35-0,65 0,035 0,04 Хром не более 0,25 % 20 ТУ 14-1-1529-93, ТУ 14-1-2560-78, ТУ 14-1-1787-76, ТУ 14-3-341-75 0,17-0,24 0,17-0,37 0,35-0,65 0,03 0,025 Никель, хром не более 0,25 % каждого элемента медь не более 0,30 % ТУ 14-3-808-78* 1 0,17-0,24 0,17-0,37 0,35-0,65 0,035 0,04 Хром, никель, медь не более 0,25 % каждого элемента алюминий 0,02-0,03 % 20ПВ* 2 ТУ 14-1-5185-93 0,18-0,24 0,17-0,37 0,35-0,65 0,005- 0,015 0,002- 0,015 Хром, никель, медь не более 0,15 % каждого элемента ванадий 0,002—0,1 %; алюминий 0,002-0,009% ___________ В металле труб при соблюдении норм механических свойств, определенных требованиями ТУ 14-3- 808—78, допускаются отклонения по химическому составу в соответствии с ГОСТ 1050. Массовая доля азота, остаточных элементов и цветных металлов должна соответствовать следующим нормам массовая доля элементов, Азот Цинк Олово Свинец Мышьяк Висмут Сурьма Молибден Титан Вольфрам 0,0005— 0,004 0,0005— 0,004 0,0003— 0,004 не более 0,010 0,0001— 0,003 0,0005— 0,003 не более 0,10 не более 0,05 не более 0,05 Таблица П Трубы из низколегированной и легированной стали, состав, % Марка стали НТД на сталь Углерод Кремний Марганец Хром Молибден Ванадий Фосфор Сера Другие элементы не более Г ГОСТ 4543 0,07-0,15 0,17-0,37 1,2-1,6 ≤0,3 — — 0,035 0,035 ГС ГОСТ 19281 ≤ 0,12 0,5-0,8 1,3-1,7 ≤0,3 — — 0,035 0,040 ГС ТУ 14-1-1529-93, ТУ 14-1-2560-78, ТУ 14-1-1787-76 0,12-0,18 0,7-1,0 0,9-1,3 ≤0,3 — — 0,035 0,025 Никель, медь не более 0,3% каждого элемента ГС ГОСТ 19281 0,12-0,18 0,4-0,7 0,9-1,2 ≤0,3 — — 0,035 0,040 ГС ГОСТ 19281 0,14-0,20 0,4-0,6 1,0-1,4 ≤0,3 — — 0,035 0,040 ГС ГОСТ 19281 0,15-0,20 0,4-0,6 1,15-1,60 ≤0,3 — — 0,035 0,040 ГС, ТУ 14-3-954-80, 0,15-0,20 0,4-0,6 1,15-1,55 ≤0,3 — — 0,035 0,030 Никель, медь не более 0,3% каждого 17Г1С-У* 1, изменение 3 0,15-0,20 0,4-0,6 1,15-1,55 ≤0,3 — — 0,025 0,010 элемента алюминий 0,015—0,050% 17Г1С-У* 3 ТУ 14-3-1698-90 0,15-0,20 0,4-0,6 1,15-1,55 ≤0,3 — — 0,025 0,020 Никель, медь не более 0,3% каждого элемента алюминий + титан) 0,015— 0,050% 12МХ ГОСТ 20072 0,09-0,16 0,12-0,37 0,4-0,7 0,4-0,7 0,4-0,6 — 0,025 0,025 Никель не более 0,3%; медь не более 0,2% 15ХМ* 4 ТУ 14-1-1529-93, ТУ 14-1-2560-78 0,10-0,15 0,17-0,37 0,4-0,7 0,8-1,1 0,40-0,55 — 0,035 0,025 Никель ≤ 0,25%; медь ≤ 0,20% 12Х1МФ ТУ 14-1-1529-93, ТУ 14-3-341-75, ТУ 14-1-2560-78 0,10-0,15 0,17-0,37 0,4-0,7 0,9-1,2 0,25-0,35 0,15-0,30 0,025 0,025 Никель ≤ 0,25%; медь не более 0,20% 12Х1МФ-ПВ* 5 ТУ 14-1-5271-94 0,11-0,15 0,17-0,37 0,4-0,7 0,9-1,2 0,25-0,35 0,15-0,30 0,002- 0,015 0,002- 0,015 Никель, медь не более 0,15% каждого элемента алюминий 0,002-0,009% 15Х1М1Ф* 6 ТУ 14-1-2560-78, ТУ 14-1-1529-93, ТУ 14-1-1787-76 0,10-0,15 0,17-0,37 0,4-0,7 1,1-1,4 0,9-1,1 0,20-0,35 0,025 0,025 Никель ≤ 0,25%; медь ≤ 0,25% ТУ 3-923-75 0,10-0,16 0,17-0,37 0,4-0,7 1,1-1,4 0,9-1,1 0,20-0,35 0,025 0,025 Никель ≤ 0,4%; медь ≤ 0,25% 15Х1М1Ф-ЦЛ ТУ 108.874-95 0,10-0,15 0,17-0,37 0,4-0,7 1,1-1,4 0,9-1,1 0,20-0,35 0,020 0,020 Никель ≤ 0,25%; медь ≤ 0,25% ХМ ⎯ ≤ 0,15 0,1-0,5 0,3-0,6 1,9-2,6 0,9-1,1 ⎯ 0,030 0,030 12Х2МФСР ТУ 14-1-1529-93 0,08-0,15 0,4-0,7 0,4-0,7 1,6-1,9 0,5-0,7 0,20-0,35 0,025 0,025 Бор 0,002-0,005%; никель, медь не более 0,25% каждого элемента 12Х2МФБ ⎯ 0,08-0,12 0,4-0,7 0,4-0,7 2,1-2,6 0,5-0,7 0,20-0,35 0,025 0,025 Ниобий 0,5-0,8%; никель, медь не более 0,25% каждого элемента 10Х9МФБ (ДИ Ш) ТУ 14-134-319-93 0,08-0,12 не более 0,5 0,3-0,6 8,6-10,0 0,6-0,8 0,10-0,20 0,030 0,015 Церий 0,05% по расчету ниобий 0,1-0,2% _____________ В металле для термообработанных труб отклонения по нижнему и верхнему пределу химического состава не допускаются. * 2 Допускается поставка стали 17Г1С-У с содержанием углерода не менее 0,13%. Допускается в отдельных плавках стали марки 17Г1С-У массовая доля марганца до 1,6%. Для стали марки ХМ отклонение по содержанию углерода допускается на минус Массовая доля азота, остаточных элементов и цветных металлов должна соответствовать следующим нормам массовая доля элементов, Азот Цинк Олово Свинец Мышьяк Висмут Сурьма Титан Вольфрам не более 0,002-0,012 0,0005-0,0040 0,0005-0,0040 0,0003-0,0040 не более 0,010 0,0001-0,0030 0,0005-0,0030 0,05 0,05 Для стали марки 15Х1М1Ф, выплавленной в электропечах, содержание углерода должно быть 0,11-0,16%, марганца 0,6-0,9% включительно Примечания. 1. Массовые доли азота встали по ГОСТ 19281—89 не более 0,012%, мышьяка - не более 0,08%. 2. Эквивалент по углероду каждой плавки низколегированной стали ГС и ГС не должен превышать 0,48 (ТУ 14-3-620-92), стали 17Г1С-У - не более 0,46 (ТУ 14-3-1698-90). 3. Допускается поставка отдельных плавок стали 17Г1С-У по ТУ 14-3-1698-90 с суммарной массой алюминия и титана не менее 0,010% или не более 0,060% при условии обеспечения механических свойств стали в соответствии с ТУ 14-1-1950-89. Таблица П Трубы из высоколегированной стали, состав, % Марка стали НТД на сталь Углерод Кремний Марганец Хром Никель Молибден Фосфор Сера Другие элементы не более 12Х11В2МФ (ЭИ-756) ТУ 14-1-1529-93 0,09-0,14 ≤ 0,5 0,5-0,8 10,0-12,0 ≤ 0,6 0,6-0,9 0,025 0,025 Вольфрам 1,7-2,2%; ванадий 0,15-0,30%; медь не более 0,3%; титан не более 0,05% 12Х18Н12Т ТУ 14-1-1529-93, ТУ 14-3-796-79 ≤ 0,12 ≤ 0,8 1,0-2,0 17,0-19,0 11,0-13,0 — 0,035 0,020 Титан С медь не более 0,3% 12Х18Н10Т ГОСТ 5632 ≤ 0,12 ≤ 0,8 ≤ 2,0 17,0-19,0 9,0-11,0 — 0,035 0,020 Титан не более 0,8%; медь не более 0,3% 10Х13Г12БС2Н2Д2* 1,2 (ДИ 59) ТУ 14-1-2870-80, ТУ 14-131-871-93 0,06-0,10 1,8-2,2 12,0-13,5 11,5-13,0 1,8-2,5 — 0,020 0,030 Ниобий 0,6-1,0%; медь 2,0-2,5%; цирконий до 0,1%; церий до 0,08%; титан до 0,1%; бордо алюминий до 0,25% ____________ Встали ДИ 59 цирконий, церий, титан, бор и алюминий химическим анализом не определяются * 2 Количество фазы встали ДИ 59 до 2%, по согласованию с заказчиком — до 2,5%. Таблица П Отливки из углеродистой стали по ГОСТ 977, состав, % Марка Группа Углерод Марганец Кремний Фосфор Сера стали отливок встали основной основной мартеновской основной основной мартеновской не более Л 2 0,12-0,20 0,45-0,90 0,20-0,52 0,035 0,040 0,035 0,045 Л 2 0,035 0,040 0,035 0,045 3 0,17-0,25 0,45-0,90 0,20-0,52 0,030 0,040 0,030 0,045 Л 2 0,035 0,040 0,035 0,045 3 0,22-0,30 0,45-0,90 0,20-0,52 0,030 0,040 0,030 0,045 Л 2 0,035 0,040 0,035 0,045 3 0,27-0,35 0,45-0,90 0,20-0,52 0,030 0,040 0,030 0,045 Л 2 0,035 0,040 0,035 0,045 3 0,32-0,40 0,45-0,90 0,20-0,52 0,030 0,040 0,030 0,045 Таблица П Отливки из углеродистой и легированной стали по ОСТ 108.961.03, состав, % Марка Углерод Кремний Марганец Хром Молибден Ванадий Фосфор Сера Другие стали не более элементы Л 0,22-0,27 0,20-0,52 0,4-0,9 ≤ 0,3 — — 0,025 0,025 20ГСЛ 0,16-0,22 0,6-0,8 1,0-1,3 ≤ 0,3 — — 0,025 0,025 Никель, медь 20ХМЛ 0,15-0,22 0,20-0,45 0,5-0,8 0,5-0,8 0,4-0,6 — 0,025 0,025 не более 0,3% 20ХМФЛ 0,18-0,25 0,2-0,4 0,6-0,9 0,9-1,2 0,5-0,7 0,2-0,3 0,025 0,025 каждого элемента 15Х1М1ФЛ 0,14-0,20 0,2-0,4 0,6-0,9 1,2-1,7 0,9-1,2 0,25-0,40 0,025 0,025 Примечание. Область применения каждой марки стали устанавливается соответствующим НТД: Правилами устройства и безопасной эксплуатации паровых и водогрейных котлов Правилами устройства и безопасной эксплуатации трубопроводов пара и горячей воды. Приложение 3 справочное) МЕХАНИЧЕСКИЕ СВОЙСТВА СТАЛЕЙ, ПРИМЕНЯЕМЫХ ДЛЯ ИЗГОТОВЛЕНИЯ ТРУБОПРОВОДОВ И ТРУБНЫХ СИСТЕМ КОТЛОВ Таблица П Бесшовные трубы Марка стали, НТД на сталь НТД на поставку труб Временное сопротивление разрыву, МПа (кгс/мм 2 ) Предел текучести, МПа (кгс/мм 2 ) Относительное удлинение, % Относительное сужение, % Ударная вязкость KCU, Дж/см 2 (кгс ⋅м/см 2 ) Твердость по Бринеллю, НВ, не более не менее 10, ГОСТ 8731 (группа В) 353 (36) 216 (22) 24 — * 3 137 ГОСТ 1050 ГОСТ 8733 (группа В) 343 (35) 206 (21) 24 — * 3 137 ТУ 14-3-190* 1, 2 изменение 2 343-549 (35-56) 206 (21) 24 55 49 (5) — 20, ГОСТ 8731 (группа В) 412 (42) 245 (25) 21 — * 3 156 ГОСТ 1050 ГОСТ 8733 группа В) 412 (42) 245 (25) 21 — * 3 156 20, ОСТ 14-21, ТУ 14-1-1545, ТУ 14-1-2560, ТУ 14-1-1787 ТУ изменение 2 412-588 (42-60) 245 (25) 21 45 49 (5) — 20, ТУ 14-1-1529, ТУ 14-1-2560, ТУ 14-1-5319 ТУ 14-3-460 412-549 (42-56) 216 (22) 24 22 45 40 49 (5) 39 (4) 20, ГОСТ 1050 ГОСТ группа А) 431 (44) 412 (42) 255 (26) 245 (25) 22 23 50 — 78 (8) — 156 156 20-ПВ, ТУ 14-1-5185 ТУ 14-3-1881 450-549 (46-56) 265 (27) 26 55 69 (7) — 20, ТУ 14-3-341 ТУГ, ГОСТ 8731 (группа В) 421 (43) 265 (27) 21 — * 3 197 ГОСТ 4543 ГОСТ 8733 (группа В) 422 (43) 245 (25) 22 — * 3 197 ГС, ТУ 14-3-1128 470 (48) 265 (27) 22 — для S, мм — ГОСТ 19281 до 10 свыше 10 34* 5, 6 (3,5) 29* 5, 6 (3,0) ГС, ТУ 14-1-2560, ТУ 14-1-1787 ТУ 14-3-420 490 (50) 294 (30) 16 40 49 (5) — ГС, ТУ 14-1-1529, ТУ 14-1-2560 ТУ 14-3-460 490 (50) 294 (30) 18 16 45 40 59 (6) 49 (5) — ГС, ГОСТ 19281 ТУ 3-923 490 (50) 245 (25) 15 36 54 (5,5) — 12МХ, ГОСТ 20072 ТУ 14-3-610 412 (42) 206 (21) 21 — — — ХМ, ТУ 14-1-1529, ТУ 14-1-2560 ТУ 14-3-460 441-637 (45-65) 235 (24) 225 (23) 21 20 50 45 59 (6) 49 (5) — 12Х1МФ, ТУ 14-1-1529, ТУ 14-1-2560 ТУ 14-3-460 441-637 (45-65) 274 (28) 21 19 55 50 59 (6) 49 (5) — 12Х1МФ, ТУ 14-3-341 ТУ 14-3-341 441-637 (45-65) 274 (28) 21 — — — 12Х1МФ-ПВ, ТУ 14-1-5271 ТУ 14-3-1952 460-590 (47-60) 295-430 (30-44) 22 19 58 52 98 (10) 78,4 (8) — 15Х1М1Ф, ТУ 14-1-2560, ТУ 14-1-1787 ТУ 14-3-420 изменение 3 490 (50) 314 (32) 16 45 39,2 (4) — 15Х1М1Ф, ТУ 14-1-1529, ТУ 14-1-2560 ТУ 14-3-460 490-686 (50-70) 314 (32) 18 16 50 45 49 (5) 39 (4) — 15Х1М1Ф, ТУ 3-923 ТУ 3-923 490-686 (50-70) 314 (32) 17 45 39 (4) — 15Х1М1Ф-ЦЛ, ТУ 108-874 ТУ 108-874 490-686 (50-70) 314 (32) 16 45 39 (4) — ХМ — 441 (45) 265 (27) 27 — — — 12Х2МФБ — 412 (42) 190 (21) 24 — — — 12Х2МФСР, ТУ 14-1-1529 ТУ 14-3-460 470 (48) 274 (28) 21 — — — 10Х9МФБ (ДИ Ш) ТУ 14-134-319 ТУ 14-3-1412 600 (61) 400 (41) 20 55 59 (6) — 12Х11В2МФ, ТУ 14-1-1529 ТУ 14-3-460 588 (60) 392 (40) 18 17 — 45 — 49 (5) 255 12Х18Н12Т, ТУ 14-1-1529 ТУ 14-3-460 529 (54) 216 (22) 35 55 — 200 12Х18Н12Т, ТУ 14-3-796 ТУ 14-3-796 539-686 (55-70) 215-392 (22-40) 35 55 — 190 12Х18Н10Т, ГОСТ 5632 ГОСТ 9941 ГОСТ 14162 549 (56) 216 (22) 35 — — — 10Х13П2БС2Н2Д2 (ДИ 59) ТУ 14-1-2870, ТУ 14-131-871 ТУ 14-3-917 588 (60) 216 (22) 40 50 — — В случае определения механических свойств на образцах в виде полос или отрезка трубы относительное сужение не определяется * 2 Для горячедеформированных труб предел текучести не менее 216 МПа (22 кгс/мм 2 ), временное сопротивление разрыву 353-549 МПа (36—56 кгс/мм 2 ) — изменение 3 к ТУ По требованию потребителя изготавливаются трубы из стали марок 10 и 20 с ударной вязкостью не менее 3 кгс ⋅м/см 2 при температуре -40 С, марки Г — при температуре -60 СВ числителе приведены механические свойства горячедеформированных, в знаменателе — холодно- и теплодеформированных труб. * 5 Значение величины ударной вязкости KCU при температуре испытания -70 Си при температуре испытания -30 С. Для труб диаметром 114—140 и 351—426 мм поставки ЧТПЗ значение величины ударной вязкости KCV при температуре -30 Сне ниже 24,5 Дж/см 2 (2,5 кгс ⋅м/см 2 ) — изменение 6 к ТУ Допускается снижение ударной вязкости на одном из образцов KCU на 9,8 Дж/см 2 (1 кгс ⋅м/см 2 ), KCV — на 4,9 Дж/см 2 (0,5 кгс ⋅м/см 2 ) - ТУ Примечания. 1. В числителе приведены значения механических свойств металла труб, определенные на продольных образцах, в знаменателе - на поперечных. 2. Для горячедеформированных труб из стали марок 20, ГС, ХМ, 12Х1МФ и 15Х1М1Ф, поставляемых по исполнению Б ТУ 14-3-460, нормы временного сопротивления разрыву продольных и поперечных образцов в состоянии поставки должны быть МПа (кгс/мм 2 ) 20 — 412-529 (42-54) ГС — 490-637 (50-65) ХМ — 441-617 (45-63) 12Х1МФ — 451-617 (46-63) 15Х1М1Ф — 500-676 (51-69) 3. Допускается снижение ударной вязкости на одном образце на 9,8 Дж/см 2 от установленной ТУ 14-3-460 нормы при условии, что среднеарифметическое двух испытаний данной трубы будет ниже величины, указанной в таблице. Снижение ударной вязкости на поперечных образцах из стали марок 20 и 15Х1М1Ф не допускается. 4. Испытания на ударный изгиб проводят на трубах с толщиной стенки более 6 мм. |