Законодательная база Российской Федерации

ПОСТАНОВЛЕНИЕ Госгортехнадзора РФ от 18.06.2003 N 94 "ОБ УТВЕРЖДЕНИИ ТИПОВОЙ ИНСТРУКЦИИ ПО КОНТРОЛЮ МЕТАЛЛА И ПРОДЛЕНИЮ СРОКА СЛУЖБЫ ОСНОВНЫХ ЭЛЕМЕНТОВ КОТЛОВ ТУРБИН И ТРУБОПРОВОДОВ ТЕПЛОВЫХ ЭЛЕКТРОСТАНЦИЙ"

Приложение 1

Приложение 2

Целью данной работы является выявление деталей и элементов трубопроводов, работающих с наибольшими напряжениями.

Работа включает в себя следующие этапы:

3. Проведение обследования технического состояния трубопроводов и опорно-подвесной системы их крепления (в дальнейшем - ОПС ):

3.1.1. Измерение фактических линейных размеров трасс трубопроводов с привязкой ответвлений, опор, подвесок, арматуры и пунктов контроля за тепловыми перемещениями.

3.1.2. Измерение геометрических характеристик установленных пружин: количества витков, диаметров прутков и диаметров навивки пружин, а также высот пружин при рабочем состоянии трубопроводов. Кроме того, в месте установки каждой пружинной подвески измеряется расстояние по прямой от узла закрепления на строительных конструкциях до оси трубопровода в месте крепления подвески.

3.1.3. Проверка работоспособности ОПС трубопроводов, а также возможности свободного перемещения трубопроводов в пространстве при их температурных расширениях.

3.1.4. Составление ведомостей дефектов трубопроводов (см. приложение 2.2.1) на основании данных п. 6.3.1.1 - 6.3.1.3, в которых указываются необходимые мероприятия по устранению дефектов и сроки выполнения этой работы.

3.1.5. Разработка расчетных схем трубопроводов (приложение 2.2.2.), на которых также указываются препятствия для свободного расширения трубопроводов (если они имеются). Расчетная схема является основным исходным материалом для выполнения расчетов трубопроводов на прочность с учетом состояния опорно-подвесной системы.

3.2. Выполнение расчетов трубопроводов на прочность для выявления деталей и элементов, работающих с наибольшими напряжениями от совместного воздействия, внутреннего давления, весовой нагрузки, температурных расширений, реакций опор и подвесок, а также влияния препятствий для свободного расширения трубопроводов.

3.2.1. Расчеты трубопроводов проводятся по Программе (см. п. 4.1).

3.2.2. Расчеты выполняются для двух вариантов:

3.2.2.1. Вариант 1. Определение деталей и элементов трубопроводов, работающих с наибольшими напряжениями.

Расчет выполняется с учетом:

- моделирования препятствий для свободного расширения трубопроводов (если таковые имеются);

- фактического состояния трасс и ОПС трубопроводов;

- фактической нагрузке пружинных опор и подвесок;

- фактических длин тяг пружинных подвесок;

- фактического веса деталей и элементов трубопровода и тепловой изоляции, смонтированной на трубопроводе до проведения ремонта;

- фактических типоразмеров труб, овальности и толщины стенок в растянутой зоне гибов (данные предоставляются лабораторией металлов), жесткости установленных скользящих опор и жестких подвесок.

3.3.2.1.1. При анализе результатов проведенных расчетов определяются детали и элементы трубопроводов, работающие с наибольшими напряжениями от совместного воздействия всех нагружающих факторов, что является основанием для включения их в контрольную группу.

3.3.2.2.2. Вариант 2. Определение предполагаемого расчетного ресурса трубопроводов.

Расчет выполняется:

- с учетом жесткости установленных (или замененных по результатам обследования) пружин опор и подвесок;

- для состояния трубопроводов, отвечающего принятым в НТД требованиям; в частности, дефекты трубопроводов и их ОПС, а также препятствия для свободного температурного расширения должны быть устранены;

- для веса тепловой изоляции, которая будет смонтирована на трубопроводе в процессе ремонта.

3.3.2.2.2.1. Результаты расчета в дальнейшем используются:

- для определения индивидуального ресурса трубопровода (таблица напряжений в сечениях трубопроводов);

- для проведения наладки опорно-подвесной системы крепления (таблица нагрузок на опоры и подвески);

- для контроля за тепловыми перемещениями трубопроводов (перемещения сечений трубопроводов).

3.3.3. По результатам проведенной по п. п. 6.3.1 - 6.3.2 работы оформляется следующая техническая документация, которая представляется на рассмотрение экспертно-технической комиссии:

3.3.3.1. Акты (Приложение 2.2) о техническом состоянии трубопроводов и опорно-подвесных систем их крепления, в которые должны быть включены (в случае необходимости) мероприятия со сроками их выполнения по реконструкции трубопроводов или их ОПС.

3.3.3.2. Ведомости дефектов (Приложение 2.2.1) трубопроводов и ОПС с отметками об устранении дефектов).

3.3.3.3. Расчетные схемы трубопроводов (Приложение 2.2.2).

3.3.3.4. Таблица 1. Напряжения в сечениях трубопроводов (Приложение 2.2.3).

3.3.3.5. Таблица 2. Нагрузки на опоры и подвески трубопроводов (Приложение 2.2.4).

(Таблицы N N 1 - 2 являются выходными формами программы расчета на прочность.)

3.3.3.6 Результаты контроля за тепловыми перемещениями трубопроводов (Приложение 2.2.5).

3.3.4. Последовательность выполнения работ и ответственные ее исполнители.

Проверку ОПС и ПрПС рекомендуется начинать не менее чем за два месяца до капитального ремонта оборудования.

Измерение высот пружин в упругих подвесках и опорах, а также работы по п. 3.3.1.3 должны быть выполнены в рабочем состоянии трубопровода.

Работы по п. 3.3.1 (за исключением п. 3.3.1.5) могут выполняться как ответственными за состояние ОПС данного объекта, так и специализированными организациями (см. Приложение 2.2.6). Работы по п. 3.3.1.5, а также работы по п. 3.3.2 и п. 3.3.3 должны выполняться только специализированными организациями, имеющими соответствующие лицензии (Приложение 2.2.6).

Рис. 2.1. Схема трубопровода
(не приводится)

Приложение 2.1

                                                        Утверждаю:\r\n                                                   Главный инженер\r\n                                                    Электростанции\r\n \r\n                            ФОРМУЛЯР\r\n \r\n    Отклонение температуры пара паропровода рег. ...... .\r\n    Номинальная температура пара = ......... град. С.\r\n 

Дата

Отклонение температуры пара от номинального значения, град. С

5 град. С

10 град. С

15 град. С

20 град. С

25 град. С

30 град. С

 \r\n    Превышение сверх нормы  t5 град. = мин.\r\n                            t10 град. = мин.\r\n                            .\r\n                            .\r\n                            .\r\n    Снижение ниже нормы     t5 град. = час.\r\n                            t10 град. = час.\r\n                            .\r\n                            .\r\n                            .\r\n \r\n    Начальник ПТО электростанции\r\n \r\n    Начальник лаборатории металлов\r\n \r\n \r\n 

Приложение 2.2

    1. Ведомость дефектов трубопровода.\r\n    2. Расчетная   схема   трубопровода   котла   ст.   N   ______\r\n(расположение  подвесок,  опор,  пунктов  контроля  за   тепловыми\r\nперемещениями).\r\n    3. Напряжения в сечениях трубопровода (таблица 1).\r\n    4. Нагрузки на опоры и подвески трубопровода (таблица 2).\r\n    5. Результаты   контроля   за   температурными   перемещениями\r\nтрубопровода котла ст. N _____ (таблица 3).\r\n \r\n    Представитель специализированной\r\n    организации\r\n                  (подпись)       (должность)\r\n \r\n    Представитель эксплуатации\r\n    ТЭС         _____________________________\r\n                  (должность)     (подпись)\r\n \r\n \r\n 

Приложение 2.3

Утверждаю:\r\n Главный инженер _______\r\n _______________________\r\n "__" _______________ г.\r\n \r\n ВЕДОМОСТЬ ДЕФЕКТОВ ТРУБОПРОВОДОВ\r\n

N 
п/п

Характер
дефекта 

Место 
расположения
дефекта 

Рекомендации
по устранению

Ответственные
за устранение 

Отметка о
выполнении

1 

2 

3 

4 

5 

6 

 \r\n    Обследование провели:                        Согласовано:\r\n \r\n    Представитель специализированной       Представитель ремонтной\r\n    организации                            службы ТЭС\r\n \r\n                         (должность)                   (должность)\r\n                 _________ (подпись)           _________ (подпись)\r\n \r\n    Представитель эксплуатации ТЭС\r\n \r\n                       (должность)\r\n               _________ (подпись)\r\n \r\n \r\n 

Приложение 2.4

Рис. 2.2. Рачетная схема трубопровода котла ст. N ___
(не приводится)

Приложение 2.5

Расчеты выполнил

Приложение 2.6

Таблица 2

НАГРУЗКИ НА ОПОРЫ И ПОДВЕСКИ ТРУБОПРОВОДА _____________

Примечания. 1. Таблица составлена на основании измерений высот пружин, произведенных:

в холодном состоянии - число, месяц, год.

в горячем состоянии - число, месяц, год.

2. Расчетные величины нагрузок на опоры взяты из расчетов по договору N _____

Приложение 2.7

Примечания. 1. Отметки холодного состояния оси трубопроводов произведены число, месяц, год.

2. Положение оси трубопроводов при рабочих параметрах зафиксировано число. 000000000000 месяц. год.

3. Расчетные величины перемещений взяты из расчетов по договору N __________.

Приложение 2.8

Не приводится.

Приложение 3

__________________________________________________________________
(Наименование рассматриваемого оборудования)

Начальник ПТО ____________________________________________________

Начальник КТЦ ____________________________________________________

Начальник лаборатории металлов ______________________________________

Приложение 4

__________________________\r\n (электростанция)\r\n \r\n ФОРМУЛЯР N ___________\r\n \r\n Обследования энергооборудования, отработавшего парковый\r\n ресурс или дополнительно разрешенное время\r\n \r\nОбследование проводилось во время ________________ ремонта 200_ г.\r\nс ____________ по _______________\r\n \r\nКОЛЛЕКТОРЫ КОТЛА __________________________________________________\r\n (тип котла, станционный и регистрационный N)\r\n \r\nПЕРЕПУСКНЫЕ ТРУБЫ КОТЛА __________________________________________\r\n (тип котла, станционный и регистрационный N)\r\n \r\nПАРОПРОВОД _______________________________________________________\r\n (принадлежность, марка стали, типоразмер, расчетные параметры)\r\n \r\nТУРБИНА __________________________________________________________\r\n (тип турбины, станционный и регистрационный N)\r\n \r\nПЕРЕПУСКНЫЕ ТРУБЫ ТУРБИНЫ ________________________________________\r\n (тип турбины, станционный и регистрационный N)\r\n \r\n \r\n

Приложение 5

Утверждаю
_____________________
"__" ________ 200_ г.

Приложение 6

ОБЩИЕ СВЕДЕНИЯ\r\n ПО КОТЛУ\r\n \r\nКотел типа ___________________ изготовлен на _____________________\r\n \r\nРасчетное давление: Расчетная температура:\r\nв барабане ____ кгс/см кв. в барабане ______ град. С\r\nна выходе из котла ____ кгс/см кв. на выходе из котла ___ град. С\r\n

Станционный
номер 

Регистрационный
номер 

Заводской
номер 

Дата 
изготовления

Дата 
пуска,
год 

Наработка 
на момент 
обследования,
часы/пуски 

 \r\n \r\n 

Приложение 6.1

(для барабанных котлов, начиная от барабана, для прямоточных с Т >= 400 град. С)

Приложение 6.2

(для барабанных котлов, начиная от барабана, для прямоточных с Т >= 400 град. С)

Приложение 7

Приложение 7.1

Турбина __________________________________________________________\r\n                               (тип турбины)\r\n \r\nИзготовлена на ___________________________________________________\r\n                             (завод-изготовитель)\r\n \r\n               Расчетные параметры пара на входе:\r\n \r\nв ЦВД\r\n                  давление _____________ кгс/см2\r\n                  температура __________ град. С\r\nв ЦСД\r\n                  давление _____________ кгс/см2\r\n                  температура __________ град. С\r\nв ЦНД\r\n                  давление _____________ кгс/см2\r\n                  температура __________ град. С\r\n \r\n         7.2. Результаты контроля металла роторов турбин\r\n 

Тип 
ротора

Завод 
изготовитель
Заводской N 

Длина 
ротора,
мм 

Наличие
прогиба
в мм, 
по 
годам 

Наличие 
задеваний, 
механических
повреждений 

Состояние
осевого 
канала 

Последний контроль

Дата 
Год 

Метод 

Результат
Описание 
дефектов 

 \r\n    Начальник лаборатории металлов _______________________________\r\n \r\n    Начальник КТЦ ________________________________________________\r\n \r\n             7.3. Результаты контроля литых деталей\r\n 

Наименование 
трубопровода, 
на котором 
установлена 
литая деталь 

Номер 
схемы 

Наименование 
литой детали 

Завод -
изготовитель 

Dусл 

Марка 
стали 

Наработка 
на момент 
обследования 
в часах 

 \r\n 

Контроль 
поверхности 

Наличие выборок 
дефектов 

Контроль качества 
заварки выборок 

Примечания 

Длина, 
мм 

Ширина, 
мм 

Глубина, 
мм 

Дата 
Год 

Метод 
контроля 
Результаты 

Метод 
контроля 

Оценка 
качества 

 \r\n    Начальник лаборатории металлов _______________________________\r\n \r\n    Начальник КТЦ ________________________________________________\r\n \r\n         7.4. Результаты контроля металла насадных дисков\r\n 

Тип 
ротора

Номер 
ступени

Наработка,
ч 

Визуальный осмотр

Результаты 
дефектоскопического 
контроля 

Наличие 
задеваний 

Коррозия

Метод 
контроля

Контролируемая
зона 

Координаты
и размеры 
дефектов 

 \r\n    Начальник лаборатории металлов (ф.и.о., подпись)\r\n \r\n    Начальник КГЦ (ф.и.о., подпись)\r\n \r\n        7.5. Результаты контроля металла рабочих лопаток\r\n 

Тип 
ротора

Номер 
ступени

Наработка,
ч 

Визуальный осмотр 

Результаты 
дефектоскопического 
контроля 

Наличие 
коррозии,
балл 

Наличие 
механических
повреждений 

Наличие 
эрозии и 
состояние
защитных 
пластин 

Состояние
бандажа и
проволоки

Метод 
контроля

Зона 
расположения
трещин 

Размеры
трещин,
мм 

 \r\n    Начальник лаборатории металлов (ф.и.о., подпись)\r\n \r\n    Начальник КГЦ (ф.и.о., подпись)\r\n \r\n            7.6. Результаты контроля металла диафрагм\r\n 

Тип 
цилиндра

Номер 
ступени

Наработка,
ч 

Визуальный осмотр 

Результаты 
дефектоскопического
контроля 

Наличие 
задеваний

Наличие 
коррозии 
направляющих
лопаток 

Состояние 
фиксирующих
деталей 

Метод 
контроля

Контролируемая
зона 

Размеры 
дефектов

 \r\n    Начальник лаборатории металлов (ф.и.о., подпись)\r\n \r\n    Начальник КТЦ (ф.и.о., подпись)\r\n \r\n      7.7. Результаты контроля пароперепускных труб турбины\r\n 

Перепускная 
труба из __ в ___ 

Номер 
схемы 

Типоразмеры, 
мм 

Радиус 
гиба, мм 

Марка 
стали 

D 

S 

 \r\n 

Измерения и контроль сплошности 

Дата

Организация,
проводившая 
контроль. 
Номер 
заключения 

Наработка
на момент
контроля,
ч 

Толщина 
стенки 
растянутой
зоны, мм 

Максимальная
овальность, %

Визуальный
осмотр, 
описание 
дефектов 

Дефектоскопия 

Метод

Описание
дефектов 

Оценка 
качества

 \r\n    Начальник лаборатории металлов (ф.и.о., подпись)\r\n \r\n    Начальник КТЦ (ф.и.о., подпись)\r\n \r\n \r\n 

Приложение 8

                                                        Утверждаю:\r\n                              Главный инженер ____________________\r\n                              ____________________________________\r\n                              "__" ____________________________ г.\r\n \r\n                               АКТ\r\n        ПРИЕМКИ ПАРОПРОВОЛОВ ТЭС ______ ПОСЛЕ ВЫПОЛНЕНИЯ\r\n                   ПЛАНОВОГО РЕМОНТА В ____ г.\r\n \r\n    Представитель специализированной организации _________________\r\n__________________________________________________________________\r\n   (наименование организации, должность, ф.и.о. представителя)\r\nи представитель эксплуатации _____________________________________\r\n                             (наименование организации, должность,\r\n                                     ф.и.о. представителя)\r\nудостоверяют:\r\n    1. Дефекты,    выявленные    при    проведении    обследования\r\nтехнического   состояния   трубопроводов   и  ОПС  устранены  (см.\r\nприложение 3).  (Если дефекты не устранены,  должны  быть  указаны\r\nмероприятия,  которые необходимо провести для устранения дефектов,\r\nи сроки их проведения).\r\n    2. Условия прочности соблюдаются для всех  расчетных  участков\r\nтрубопроводов   на   расчетный  срок  эксплуатации  ____  тыс. ч с\r\nпараметрами рабочей среды р = ____ кгс/см2,  t = ____ град. С (см.\r\nприложение 5).\r\n    3. Отклонения фактических нагрузок упругих опор  от  расчетных\r\nне   превышают   допустимых  значений,  предусмотренных  НТД  (см.\r\nприложение 6). (Если эти отклонения превышают допустимые значения,\r\nдолжны  быть  указаны причины превышения,  а также способы и сроки\r\nустранения дефекта).\r\n    4. Разницы  фактических  и расчетных температурных перемещений\r\nпо  показаниям  индикаторов  (реперов)  не  превышают   допустимых\r\nзначений,  предусмотренных НТД (см. приложение 7). (Если указанные\r\nразницы превышают допустимые значения, должны быть указаны причины\r\nпревышения, а также способы и сроки устранения дефекта).\r\n    Кроме того,  должны быть  включены  (в  случае  необходимости)\r\nмероприятия   (со   сроками   их   выполнения)   по  реконструкции\r\nтрубопроводов или их ОПС.\r\n    Прилагаются:\r\n    1. Ведомость дефектов трубопровода.\r\n    2. Расчетная схема трубопровода котла.\r\n    3. Напряжения в сечениях трубопровода.\r\n    4. Нагрузки на опоры и подвески трубопровода.\r\n    5. Результаты контроля температурных перемещений  трубопровода\r\nкотла.\r\n \r\n    Представитель специализированной\r\n    организации __________________________________________________\r\n                           (должность, ф.и.о., подпись)\r\n \r\n    Представитель эксплуатации ТЭС _______________________________\r\n                                    (должность, ф.и.о., подпись)\r\n \r\n \r\n 

Приложение 9

РЕШЕНИЕ\r\n ПО УСТАНОВЛЕНИЮ ВОЗМОЖНОСТИ И СРОКОВ ДАЛЬНЕЙШЕЙ\r\n ЭКСПЛУАТАЦИИ\r\n \r\n__________________________________________________________________\r\n(коллекторов котла, пароперепускных труб котла, паропровода _____,\r\n общестанционного коллектора, турбины, пароперепускных труб\r\n турбины)\r\n \r\n _______________ г.\r\n \r\n Главный инженер ________________ __________________\r\n Начальник КТЦ __________________ __________________\r\n Начальник лаборатории металлов\r\n ________________________________ __________________\r\n \r\n Представитель __________________\r\nрассмотрела, представленную _____________ следующую техническую\r\nдокументацию:\r\n 1. Подробная техническая характеристика оборудования\r\n__________________________________________________________________\r\n__________________________________________________________________\r\n__________________________________________________________________\r\n__________________________________________________________________\r\n__________________________________________________________________\r\n 2. Подробное описание уровня технического состояния\r\nоборудования на момент обследования\r\n__________________________________________________________________\r\n__________________________________________________________________\r\n__________________________________________________________________\r\n__________________________________________________________________\r\n__________________________________________________________________\r\n3. _______________________________________________________________\r\n4. _______________________________________________________________\r\n5. _______________________________________________________________\r\n6. _______________________________________________________________\r\n7. _______________________________________________________________\r\n8. _______________________________________________________________\r\n9. _______________________________________________________________\r\n10. ______________________________________________________________\r\n Перечисленная техническая документация и объем работ,\r\nпроведенных при обследовании, соответствует требованиям настоящей\r\n"Инструкции...".\r\n Анализ результатов обследования, отраженных в представленной\r\nтехнической документации, показывает, что качество\r\nметалла __________________________________________________________\r\n Удовлетворяет требованиям технических условий, инструкций,\r\nциркуляров и других директивных документов.\r\n На основании вышеизложенного решено:\r\n 1. Коллекторы котла _____ ст. N ______ считать пригодными к\r\nдальнейшей эксплуатации на _____________ часов на расчетных\r\nпараметрах пара с суммарной наработкой ____________часов.\r\n 2. Пароперепускные трубы котла ________ ст. N _______ считать\r\nпригодными к дальнейшей эксплуатации на ___________ часов на\r\nрасчетных параметрах пара с суммарной наработкой _________________\r\nчасов.\r\n 3. Паропровод _______________________________________ считать\r\nпригодным к дальнейшей эксплуатации на ___________ часов с\r\nпараметрами пара Р = _______ кгс/см2, Т = _______ град. С с\r\nсуммарной наработкой __________________ календарных часов\r\n(__________ эквивалентных часов).\r\n 4. Разрешить дальнейшую эксплуатацию турбины\r\n_____________________ ст. N _______ с параметрами пара на входе: Р\r\n= _________ кгс/см2, Т = _______ град. С на ______ часов с\r\nсуммарной наработкой ____________ календарных часов (____________\r\nэквивалентных часов).\r\n 5. Пароперепускные трубы турбины_____________________________\r\nсчитать пригодными к дальнейшей эксплуатации на___________часов с\r\nпараметрами пара Р = ____ кгс/см2, Т = _______ град. С с суммарной\r\nнаработкой __________________ календарных часов\r\n(__________________ эквивалентных часов).\r\n \r\n ____________________________\r\n ____________________________\r\n ____________________________\r\n ____________________________\r\n ____________________________\r\n ____________________________\r\n \r\n \r\n

1. Инструкция по порядку продления срока службы барабанов котлов высокого давления: РД 34.17.442-96.- М.: НТЦ "Полиформ", 1996 г.

2. Методические указания по техническому диагностированию труб поверхностей нагрева паровых и водогрейных котлов с использованием магнитной памяти металла. РД 34.17.446-97 (М. НПО "Энергодиагностика", 1997).

3. Методические указания по магнитному контролю металла труб поверхностей нагрева котлов теплоэлектростанций. РД 34.17.451-98.

4. Методические указания о порядке проведения работ при оценке остаточного ресурса пароперегревателей котлов электростанций. РД 34.17.452-98.- М. 1998 г.

5. РД 34.17.417. Положения об оценке ресурса, порядке контроля и замены гибов необогреваемых труб котлов с рабочим давлением 10 и 14 МПа. П 34-70-005-85. (М. СПО Союзтехэнерго, 1985).

6. РД 153-34.01-17.455-98. Инструкция по контролю и продлению срока службы паропроводов тепловых электростанций, изготовленных из центробежнолитых труб.

7. Методические указания. Индивидуальный контроль корпусных деталей паровых турбин тепловых электростанций. РД 34.17.436-92 (М. ВТИ, 1995 г.)

8. Методика определения возможности эксплуатации с трещинами и выборками литых корпусных деталей турбин с давлением пара более 9 МПа РД 153-34.1-17.458.-98. 10 Котлы стационарные и трубопроводы пара и горячей воды. Нормы расчета на прочность. РД 10-249-98.

9. ОСТ 108.901.102-78. Котлы, турбины и трубопроводы. Методы определения жаропрочности металлов.

10. ГОСТ 9454-78. Металлы. Методы испытания на ударный изгиб при пониженных, комнатных и повышенных температурах.

11. Методические указания о порядке проведения работ при оценке индивидуального ресурса паровых турбин и продление срока их эксплуатации сверх паркового ресурса. РД 34.17.440-96. (М. АООТ "ВТИ", 1996 г.).

12. Методические указания по проведению акустико-эмиссионного контроля цельнокованых роторов паровых турбин ТЭС: РД 153-34.1-17.457-99.- М.: ВТИ, 1999 г.

13. Методика вихретокового контроля лопаток паровых турбин тепловых электрических станций дефектоскопом "Зонд ВД-96", РД 34.17.449-97. (М. ВТИ, 1997 г.)

14. Методические указания по предотвращению коррозионных повреждений дисков и лопаточного аппарата паровых турбин в зоне фазового перехода. РД 34.30.507-9263.

15. Инструкция по дефектоскопии гибов трубопроводов из перлитной стали. (И. N 23 СД-80). (М. СПО Союзтехэнерго, 1981).

16. ОСТ 108.961.02-79. Отливки из углеродистых сталей для деталей паровых стационарных турбин с гарантированными характеристиками прочности при высоких температурах. Технические условия.

17. ТУ 108.1029-81. Заготовки валов и роторов паровых турбин.

18. ОСТ 34-70-690-96. Металл паросилового оборудования электростанций. Методы металлографического анализа в условиях эксплуатации. (М. ВТИ, 1998).

19. ГОСТ 20700-75. Болты, шпильки, гайки и шайбы для фланцевых и анкерных соединений, пробки и хомуты с температурой среды от 0 град. С до 650 град. С. Технические условия.

20. ОСТ 108.020.03-82. Заготовки лопаток турбин и компрессоров штампованные из коррозионно-стойкой и жаропрочной стали. Общие технические условия.

22. Методические указания о порядке оценки работоспособности рабочих лопаток паровых турбин в процессе изготовления, эксплуатации и ремонта: РД 153-34.1-17.462-000-М.6 ВТИ, 2001 г.

23. Сварка, термообработка и контроль трубных систем котлов и трубопроводов при монтаже и ремонте оборудования электростанций. РД 153-34.-003-01 (РТМ-1с).