中国华能集团公司金属监督技术标准

中国华能集团公司企业标准

Q/HB—J—08.L07—2009Q/HB—08.L0707—

火力发电厂金属监督技术标准

2009—09—01发布2009—09—2009—10—01实施2009—10—发布

中国华能集团公司

I

目次

前言………………………………………………………………………………………………………Ⅱ12345671011121314151617

范围…………………………………………………………………………………………………1规范性引用文件……………………………………………………………………………………1总则…………………………………………………………………………………………………3名词术语……………………………………………………………………………………………4金属技术监督的范围………………………………………………………………………………4金属材料的监督……………………………………………………………………………………5焊接质量的监督……………………………………………………………………………………6主蒸汽管道和高温再热蒸汽管道及导汽管的监督………………………………………………7高温联箱的监督…………………………………………………………………………………

15

受热面管子的监督…………………………………………………………………………………18锅筒的监督…………………………………………………………………………………………24给水管道和再热冷段管道及低温联箱的监督……………………………………………………25汽轮机部件的监督…………………………………………………………………………………27发电机部件的监督…………………………………………………………………………………28紧固件的监督………………………………………………………………………………………29大型铸件的监督……………………………………………………………………………………32机组范围内路及储油罐的监督………………………………………………………………33

附录A（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…………………………34附录B（资料性附录）电站常用金属材料硬度参考值……………………………………………39附录C（资料性附录）低合金耐热钢蠕变损伤评级………………………………………………41

I

前言

本标准是根据国家《电力技术监督导则》（DL/T1051-2007）和最新颁布的行业技术监督导则和规程的要求，结合华能20年来技术监督经验教训和近年来新投产的超临界、超超临界机组及新材料、新工艺的实际情况进行编制的。

本标准是中国华能集团公司所属火电厂技术监督工作的主要技术依据，是强制性的企业标准。本标准由中国华能集团公司提出。本标准由中国华能集团公司归口并解释。

本标准起草单位：西安热工研究院有限公司、华能国际电力股份有限公司。本标准起草人：马剑民、李益民、柳晓。

本标准审定：中国华能集团公司技术工作管理委员会。本标准批准人：乌若思。

II

火力发电厂金属监督技术标准

1范围

本标准规定了中国华能集团公司(以下简称“公司”)火力发电厂金属技术监督相关的技术标准内容。

本标准适用于公司火力发电厂金属技术监督工作。2规范性引用文件

下列标准所包含的条文，通过在本标准中引用而构成为本标准的条文。凡是不注明日期的引用文件，其最新版本适用于本标准。

GB713GB/T983GB/T2102GB5310GB9222GB13296GB/T14957GB/T14958GB/T17493GB/T17853GB/T19624GB/T20410DL/T438DL/T439DL/T440DL/T441DL473DL505DL/T515DL/T531DL/T586

锅炉用钢板不锈钢焊条

钢管验收、包装、标志及质量证明书高压锅炉用无缝钢管水管锅炉受压面元件强度计算锅炉热交换器用不锈钢无缝钢管熔化焊用钢丝气体保护焊用钢丝低合金钢药芯焊丝不锈钢药芯焊丝

在用含缺陷压力容器安全评定涡轮机高温螺栓用钢火力发电厂金属技术监督规程火力发电厂高温紧固件技术导则在役电站锅炉汽包的检验及评定规程火力发电厂高温高压蒸汽管道蠕变监督导则大直径三通锻件技术条件汽轮机焊接转子超声波探伤规程电站弯管

电站高温高压截止阀闸阀技术条件电力设备用户监造技术导则

１

DL612DL7DL/T652DL/T654DL/T674DL/T695DL/T679DL/T694DL/T695DL/T714DL/T715DL/T717DL/T718DL/T734DL/T752DL/T753DL/T773DL/T786DL/T787DL/T819DL/T820DL/T821DL/T850DL/T868DL／T869DL／T884DL/T922DL/T925DL/T930DL/T939DL/T940DL/T991DL/T999DL5011DL5031

电力工业锅炉压力容器监察规程电站锅炉压力容器检验规程金相复型技术工艺导则

火力发电厂超期服役机组寿命评估技术导则火电厂用20号光体球化评级标准电站钢制对焊管件焊工技术考核规程

高温紧固螺栓超声波检验技术导则电站钢制对焊管件

汽轮机叶片超声波检验技术导则火力发电厂金属材料选用导则汽轮发电机组转子中心孔检验技术导则火力发电厂铸造三通、弯头超声波探伤方法火力发电厂锅炉汽包焊接修复技术导则火力发电厂异种钢焊接技术规程汽轮机铸钢件补焊技术导则火电厂用12Cr1MoV钢球化评级标准碳钢石墨化检验及评级标准

火力发电厂用15CrMo珠光体球化评级标准火力发电厂焊接热处理技术规程管道焊接接头超声波检验技术规程钢制承压管道焊接接头射线检验技术规范电站配管焊接工艺评定规程火力发电厂焊接技术规程火电厂金相检验与评定技术导则火力发电用钢通用阀门订货、验收导则汽轮机叶片涡流检验技术导则

整锻式汽轮机实心转子体超声波检验技术导则火力发电厂锅炉受热面管监督检验技术导则火力发电厂蒸汽管道寿命评估技术导则电力设备金属光谱分析技术导则电站用2.25Cr-1Mo钢球化评级标准电力建设施工及验收技术规范(汽机篇)电力建设施工及验收技术规范(管道篇)

２

DL5047DL/T5054JB/T1265JB/T1266JB/T1267JB/T1268JB/T1611JB／T3375JB／T3595

电力建设施工及验收技术规范(锅炉篇)火力发电厂汽水管道设计技术规定

25～200MW汽轮机转子体和转子体锻件技术条件25～200MW汽轮机轮盘及叶轮锻件技术条件50～200MW汽轮发电机转子锻件技术条件50～200MW汽轮发电机无磁性护环锻件技术条件锅炉管子制造技术条件锅炉用材料入厂验收规则电站阀门技术条件

JB／T4730.1～6承压设备无损检测JB/T5255JB/T7027JB/T7030JB/T7178JB/T9630.1JB/T9630.2JB/T10326

焊制鳍片（屏）技术条件

300～600MW汽轮机转子体锻件技术条件300～600MW汽轮发电机无磁性护环锻件技术条件300～600MW汽轮发电机转子锻件技术条件汽轮机铸钢件磁粉探伤及质量分级方法汽轮机铸钢件超声波探伤及质量分级方法在役发电机护环超声波检验技术标准

华能国股工2008第696号文《P92钢管道焊接工艺导则》

华能国股工2008第696号文《P91、P92钢管道焊后热处理工艺导则》华能国股工2008第696号文《P91、P92钢管道焊接质量检验导则》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、运行、检修、设备改造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、金属组织变化、力学性能变化，并对材料的损伤状态作出评估，提出相应的技术措施。

３

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）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。

c）区域公司应设置相应的金属技术监督岗位，发电厂应设置金属监督专责工程师，建立金属技术监督网，监督网成员应有金属检验、焊接、锅炉、汽轮机、电气专业等相关技术人员和金属材料供应部门的主管人员。

d）应根据本标准制定本单位的金属技术监督实施细则。4名词术语4.1管件

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

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之为弯管。4.3弯头

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之为弯头。通常通过锻造、热挤压、热推制或铸造制作。4.4高温联箱

指工作温度大于等于400℃的联箱。4.5低温联箱

指工作温度小于400℃的联箱。4.6不圆度

管子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

蒸汽管道上主要用于金相组织和硬度跟踪检验的区段。5

金属技术监督的范围金属监督的范围包括：

a）工作温度大于等于400℃的高温承压金属部件（含主蒸汽管道、高温再热蒸汽管道、过热器

４

管、再热器管、高温联箱、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）锅筒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、主给水管道和联箱），以及工作温度小于400℃的低温联箱。

e）汽轮机大轴、叶轮、叶片、拉金、轴瓦和发电机大轴、护环、风扇叶片，对轮螺栓。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及以上机组的低温再热蒸汽管道。

i）设计温度大于等于400℃或设计压力大于等于5.88MPa的旁路管、疏（放）水管、排（抽）汽管、联络管、蒸汽吹灰管和锅炉底部加热管。

j）机组范围内路及储油罐。6金属材料的监督6.1

受监范围金属部件材料的选用应符合DL/T715，或相应国家、行业标准的规定。进口机组用

金属材料的选用应符合相应国家的技术标准。6.2

材料代用应按DL/T715中的有关条款执行。其主要技术要求如下：

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。6.3

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见附录A。6.4

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，如锅筒、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，质量保证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/T3375执行。6.5

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），应验证其

５

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。6.6

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。6.7

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。6.8

物资供应部门、各级仓库和基建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。6.9

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，采取相应的保管技术

措施，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。7焊接质量的监督7.1

焊接受监范围内的各种管道和部件，焊前应按DL/T868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，均应执行DL/T869的规定。异种钢材焊接时焊接工艺及焊接材料的选用应符合DL/T752的规定。焊接热处理按DL/T819的规定执行。

7.2受监范围内部件的焊接及焊接修复工作，必须由具有相应资质的焊工担任。对受监范围内重要合金钢部件的焊接工作，焊工如超过3个月以上未从事过该部件的焊接工作，应做焊前模拟性练习，待焊样检验合格后方可从事焊接工作。

7.3焊接材料(焊条、焊丝、钨棒、氩气、氧气、乙炔和焊剂)的质量应符合表1所列国家标准规定的要求。焊条、焊丝等均应有制造厂的质量证明书，无质量证明书的不能入库或使用。焊接材料过期后，应经检验合格后才能使用。钨极氩弧焊用的电极，宜采用铈钨棒，所用氩气纯度不低于99.95%。氧一乙炔焊接方法所用的氧气纯度应在98.5%以上。

7.4焊接材料应设专库、专门的钢架、分类挂牌存放，不能与其它材料混放。应按产品说明书上要求的储存温度和湿度保管，应配备专用设备进行温度和湿度控制，并定期监测和记录，保证库房内湿度和温度符合要求，防止变质锈蚀。

表1受监焊接材料国家或行业产品标准

序号

材料类别焊条焊丝和焊剂

材料产品标准GB/T983、GB/T5118

GB/T14957、GB/T14958、GB/T17493、GB/T17853

7.5受压元件不合格焊口的处理原则：

a）应查明造成不合格焊口的原因。对于重大的不合格焊口事件应进行事故原因分析，同时提出返修措施。返修后还应按原检验方法重新进行检验。

b）表面缺陷应采取机械方法消除。

c）需要补焊消除的缺陷应该按照补焊修复规定进行缺陷的消除。

d）焊接热处理温度或热处理时间不够而导致硬度值超标的焊口，应重新进行热处理；焊接热处

６

理温度超标而导致焊接接头部位材料过热的焊口，除非可以实施正火热处理工艺，应该割掉该焊口及过热区域的材料，重新焊接。

7.6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；并应提供全面的焊接项目技术措施，金属专工应对焊接工艺和技术措施进行审核。

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7.2条款且考试合格的焊工；应对焊工资格证书原件进行审核并留复印件备查；焊接工作开始前应对焊工进行实际代样模拟性练习考核，考核合格后方可从事焊接工作。

d）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/T869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。

7.7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。7.8

P92钢管道焊接工艺应参考华能国股工2008第696号文《P92钢管道焊接工艺导则》执行；P91、

P92钢管道焊后热处理工艺应参考华能国股工2008第696号文《P91、P92钢管道焊后热处理工艺导则》执行；P91、P92钢管道焊接质量检验应参考华能国股工2008第696号文《P91、P92钢管道焊接质量检验导则》执行。

高温再热蒸汽管道及导汽管的监督8主蒸汽管道和主蒸汽管道和高8.1设计阶段的监督

8.1.1主蒸汽管道、高温再热蒸汽管道的设计必须符合DL/T5054的有关要求。设计单位应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。

8.1.2对新建机组蒸汽管道，不强制要求设计、安装蠕变变形测点，由金属监督人员根据具体情况考虑是否设计和安装。阶段的监督8.2制造、安装制造、安装阶段的监督

8.2.1管道材料的监督按6.1、6.3、6.4相关条款执行。8.2.2

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／T515的规定；弯头、三通

和异径管的制造质量应符合DL／T695的规定；锻制的大直径三通应满足DL473的技术条件；阀门的制造质量应符合DL/T531、DL/T922和JB/T3595的规定。

７

8.2.3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设计和相关标准的规定。e）对合金钢管逐根进行光谱分析，光谱检验按DL/T991执行。

f）合金钢管按同规格根数的50％进行硬度检验，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，则应进行金相组织检验，常用金属材料的硬度参考值见附录B。

g）对合金钢管按同规格根数的10％进行金相组织检查，每炉批至少抽查1根。

h）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300～500mm区段。i）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ASTMA335执行）；―无损探伤。

8.2.4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8.2.3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、不圆度和波浪率。

2）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%。

3）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%。

d）合金钢弯头/弯管应逐件进行光谱分析，光谱检验按DL/T991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。常用金属材料的硬度参考值见附录B。

８

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，则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、夹层或无损探伤存在其它超标缺陷。

2）弯管几何形状和尺寸不满足DL/T515中有关规定，弯头几何形状和尺寸不满足本标准

和DL/T695中有关规定。

3）弯头/弯管外弧侧的最小壁厚小于按GB/T9222计算的管子或管道的最小需要壁厚。4）硬度值超过附录C参考值范围。5）金相组织为非正常热处理状态组织。

8.2.5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8.2.3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/T991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。常用金属材料的硬度参考值见附录B。

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%进行表面探伤抽查。三通探伤部位为肩部和腹部外表面，异径管探伤部位为外表面，表面探伤按JB/T4730执行。

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、夹层或无损探伤存在超标缺陷。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/T695中有关规定。

4）最小壁厚小于按GB/T9222中规定计算的最小需要壁厚。5）硬度值超过附录C参考值范围。6）金相组织为非正常热处理状态组织。

8.2.6

对验收合格的直管段与管件，按DL/T850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/T850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%进行硬度抽查，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。

９

c）组配焊缝进行100%无损探伤。

d）管段上小径接管的形位偏差应符合DL/T850中的规定。8.2.7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/T991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。

8.2.8对已设计安装了蠕变变形测点的蒸汽管道，则按照DL/T441进行检验和处理。

8.2.9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。8.2.10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。

8.2.11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。

8.2.12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％进行不圆度、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）管道上小接管的形位偏差。

f)几何尺寸不合格的管件，应加倍抽查。

8.2.13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查；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查。

8.2.14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。8.2.15

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

１０

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/T820进行，射线探伤按DL/T821执行，质量评定按DL／T869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。

8.2.16安装焊缝的外观、光谱、硬度、金相检验和无损探伤的比例、质量要求按DL/T869中的规定执行，对9％～12％Cr类钢制管道的有关检验监督项目按本规程8.4执行。8.2.17管道安装完应对监督段进行硬度和金相组织检验。8.2.18管道保温层表面须有焊缝位置的标志。

8.2.19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）标注有焊缝位置定位尺寸的管道立体布置图，图中应注明管道的材质、规格、支吊架的位置、类型”。

d）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查结果。e）弯管/弯头的外观、不圆度、波浪率、壁厚等检验结果。f）合金钢制弯头/弯管的硬度和金相组织检验结果。g）管道系统合金钢部件的光谱检验记录。h）代用材料记录。

i）安装过程中异常情况及处理记录。

8.2.20监理单位应按合同规定提供相应的监理资料。

8.2.21主蒸汽管道、高温再热蒸汽管道露天布置的部分，及与平行、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人保护层的措施。8.2.22

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。

8.2.23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。8.3机组运行期间的监督8.3.1管件及阀门的检验监督

8.3.1.1机组第一次A级检修或B级检修，应按10%对管件进行外观质量、硬度、金相组织、壁厚、不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对内壁表面的超声波探伤），按10%对阀壳进行外观质量、无损探伤。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。

１１

8.3.1.2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）硬度、金相组织异常的管件。

b）不圆度较大、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。d）无论复型或非复型金相检验，金相照片均应注明放大倍率（标尺）。8.3.1.3

机组每次A级检修应对不圆度较大、外弧侧壁厚较薄的弯头／弯管进行不圆度和壁厚测

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。

8.3.1.4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。

8.3.1.5弯头／弯管发现下列情况时，应及时处理或更换：

a）当发现8.2.4h）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C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/T786规定执行。d）相对于初始不圆度，复圆50％。

e）已运行10万h的铸造弯头，应进行更换。

8.3.1.6三通和异径管有下列情况时，应及时处理或更换：

a）当发现8.2.5g）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/T786规定执行。d）已运行10万h的铸造三通，应进行更换。

e）对需更换的三通和异径管，应选用锻造、热挤压三通。

8.3.1.7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，应及时修复或更换。

8.3.1.8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）弯管的不圆度。的监督8.3.2支吊架支吊架的监督8.3.2.1

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。8.3.2.2

管道安装完毕和机组每次A级检修，对管道支吊架进行检验。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

１２

调整。管道支调架检查与调整按DL/T616执行。8.3.3低合金耐热钢及碳钢管道的监督

8.3.3.1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。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。8.3.3.2

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。

c）无论复型或非复型金相检验，金相照片均应注明放大倍率（标尺）。8.3.3.3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，对于有记录缺陷的焊缝，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/T4730执行，超声波探伤按DL/T820规定执行。

8.3.3.4与主蒸汽管道相联的小管，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，以及接管和附近母管内壁裂纹；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8.3.1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。

8.3.3.5工作温度高于等于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/T786和DL/T674执行，钼钢的石墨化和珠光体球化评级可参考DL/T786和DL/T674。8.3.3.6

工作温度高于等于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。8.3.3.7

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/T940执行。8.3.3.8

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。

１３

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/T787执行，12CrMoV、12Cr1MoV钢的珠光体球化评级按DL/T773执行，12Cr2MoG、2.25Cr-1Mo、P22和10CrMo910钢的珠光体球化评级按DL/T999执行。

c）未发现严重的蠕变损伤。8.3.3.9

12CrMo、15CrMo、12CrMoV、12Cr1MoV和12Cr2MoG钢蒸汽管道，当蠕变应变达到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。

8.3.3.10除8.3.3.8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。

8.3.3.11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。8.3.3.12

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、原始不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。8.49%～12％Cr系列钢制管道的监督8.4.1等。

8.4.2管材和制造、安装检验按8.2中相关条款执行。8.4.3

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9％～12％Cr系列钢包括P91、P92、P122、X20CrMoV121、X20CrMoWV121、CSN417134

应大于△30HB；安装前检验母材硬度小于160HB时，应取样进行拉伸试验；纵向面金相组织中的δ-铁素体含量不应大于5％。

8.4.4用金相显微镜在100×下检查δ-铁素体含量，取10个视场的平均值。

8.4.5热推、热压和锻造管件的硬度应均匀，且控制在175HB～250HB，同一管件上任意两点之间的硬度差不应大于△50HB；纵向面金相组织中的δ-铁素体含量不应大于5％。

8.4.6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～250HB。

8.4.7硬度检验的打磨深度通常为0.5mm～1.0mm，并以120＃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。

8.4.8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，打磨后的管道壁厚不应小于按GB/T9222计算的最小需要壁厚。

8.4.9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。

8.4.10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％。8.4.11对于焊缝区域的裂纹检验，打磨后应用磁粉探伤法进行检验。

１４

8.4.13服役期间管道的监督检验按8.3.3.1～8.3.3.4执行。

8.4.14机组服役3个A级检修（约10万h）时，在主蒸汽管道监督段割管一次进行以下试验检验：

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、透射电镜检验与硬度检验。

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8.4.14中a）～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。8.4.15对安装期间来源不清或有疑问的管材，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8.4.14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。9高温联箱的监督

阶段的监督9.1制造、安装制造、安装阶段的监督

9.1.1工作温度高于400℃的联箱安装前，应做如下检验：

a）制造商应提供合格证明书，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、规格和材料牌号及技术参数。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、封头进行光谱分析。

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8.4.1中所列）钢制联箱的母材、焊缝的硬度和金相组织参照8.4.3～8.4.12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）检验联箱内部清洁度，如钻孔残留的“眼镜片”、焊瘤、杂物等，并彻底清除。9.1.2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

１５

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/T9222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，凹陷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。9.1.3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、夹层或无损探伤存在其它超标缺陷。

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。9.1.4

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/T869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8.4.3～8.4.12执行。如发现硬度异常，则应进行金相组织检验。

9.1.5联箱安装封闭前，应用内窥镜进行联箱清洁度检验。

9.1.6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。

9.1.7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。

9.1.8监理单位应按合同要求提供相应的监理资料。9.2机组运行期间的监督

9.2.1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）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）对含有记录缺陷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、管屏管座角焊缝以及与联箱连接的大直径管座角焊缝按不少于10％的比例进行无损探伤。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。此后的A级检修重点检查含有记录缺陷的焊缝，检查数量不少于20％。表面探伤按JB/T4730执行，超声波探伤按DL/T820执行。

１６

d）每次A级检修按照9.1.2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查，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；检查中如发现硬度异常，应进行金相组织检查。

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；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。9.2.2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）减温器联箱运行约2万h～3万h后应用内窥镜检查内壁、内衬套、喷嘴。应无裂纹、磨损、腐蚀脱落等情况，以后每隔约5万h检查一次。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）减温器联箱对接焊缝按9.2.1中c）的规定进行无损探伤。9.2.3

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，则每次机组A级检修或B级检修应按9.2.1中有关条款执行。9.2.4

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/T940执行。

9.2.5联箱发现下列情况时，应及时处理或更换：

a）当发现9.1.3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。

１７

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/T786规定执行。d）联箱筒体周向胀粗超过公称直径的1%。

9.2.69%～12％Cr钢制联箱运行期间的监督检验按照9.2.1中有关条款执行。10受热面管子的监督.1制造、安装阶段的监督1010.1制造、安装阶段的监督

10.1.1对受监范围的受热面管子，应根据GB5310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GB5310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/T9222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。10.1.2

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）。

10.1.3受热面管制造商应提供以下技术资料，内容应符合国家、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。

10.1.4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。10.1.5

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。10.1.6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，

１８

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，弯管的不圆度应符合JB/T1611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＝(So－Smin)／So）应满足表2，且不应小于按GB/T9222计算的管子最小需要壁厚；So、Smin分别为管子的实际壁厚和弯头上壁厚减薄最大处的壁厚。

表2

R/D

1.8＜R/D＜3.5

≤15%

注：R、D－分别为管子的弯曲半径和公称直径。

R/D≥3.5≤10%

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5／1000。

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。10.1.7

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。

10.2受热面管的安装质量监督

10.2.1锅炉受热面安装后应提供的资料包括DL／T939-2005中5.2条要求的如下资料：

a）锅炉受热面组合、安装和找正记录及验收签证；受热面的清理和吹扫、安装通球记录及验收签证；缺陷处理记录；受压部件的设计变更通知单；材质证明书及复验报告。

b）有关安装的设计变更通知单、设备修改通知单、材料代用通知单及设计单位证明。c）安装焊接工艺评定报告，热处理报告，焊接和热处理作业指导书。d）现场组合、安装焊缝的检验记录和检验报告，以及缺陷处理报告。10.2.2监理公司应按合同提供锅炉受热面相应的监理资料。10.2.3标准：

a）管子应无锈蚀及明显变形，无裂纹、重皮及引弧坑等缺陷；施工临时铁件应全部割除，并打磨圆滑，未伤及母材；机械损伤深度应不超过管子壁厚下偏差值且无尖锐棱角。

b）管排等应安装平整，节距均匀，偏差小于或等于5mm，管排平整度小于或等于20mm，管卡安装牢固，安装位置符合图纸要求。

１９

锅炉受热面安装后的表面质量、几何尺寸按DL／T939-2005中的5.3条要求，应符合以下

c）悬吊式受热面与烟道底部管间膨胀间距应符合图纸要求。

d）各受热面与包覆管（或炉墙）间距应符合图纸要求，无“烟气走廊”。

e）水冷壁和包覆管安装平整，水平偏差在±5mm以内，垂直偏差在±10mm以内；与刚性梁的固定连接点和活动连接点的施工符合图纸要求，与水冷壁、包覆管连接的内绑带安装正确，无漏焊、错焊，膨胀预留间隙符合要求。

f）防磨板与管子应接触良好，无漏焊，固定牢靠，阻流板安装正确，符合设计要求。g）水冷壁、包覆管鳍片应选用与水冷壁管同类的材料。鳍片安装焊缝的质量符合JB/T5255标准要求且无漏焊、假焊；扁钢与管子连接处焊缝咬边深度不得大于0.5mm，且连续咬边长度不大于100mm。

h）抽查安装焊缝外观质量，比例为1%～2%，应无裂纹，咬边、错口及偏折度符合DL/T869标准要求；安装焊缝内部质量用射线探伤抽查并符合DL/T869要求，抽查比例为1%。

i）炉顶管间距应均匀，平整度偏差小于或等于±5mm；边排管与水冷壁、包覆管的间距应符合图纸要求；顶棚管吊攀、炉顶密封铁件应按图纸要求安装齐全，无漏焊。10.2.4

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/T869中相关条款执行。10.2.5

低合金、不锈钢和异种钢钢焊缝的硬度分别按DL/T869和DL/T752中的相关条款执行；9

％～12％Cr钢焊缝的硬度控制在180HB~250HB，硬度异常时，则应进行金相组织检验。10.3机组运行期间的监督10.310.3.1

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。

10.3.2锅炉受热面管壁厚应无明显减薄，壁厚应满足按GB/T9222计算管子的最小需要壁厚。10.3.3在役水冷壁管的金属检验监督按DL/T939-2005中的6.6.4条如下要求内容执行：

a）燃烧器周围和热负荷较高区域检查：

1）管壁的冲刷磨损和腐蚀程度；2）管子应无明显变形和鼓包；

3）对液态排渣炉或有卫燃带的锅炉，应检查卫燃带及销钉的损坏程度；4）定点监测管壁厚度及胀粗情况，一般分三层标高，每层四周墙各若干点；

5）对可能出现传热恶化的部位，直流锅炉中汽水分界线发生波动的部位，应检查有无热疲

劳裂纹产生。

b）冷灰斗区域管子检查：

1）应无落焦碰伤，管壁应无明显减薄；

2）检查液态排渣炉渣口及炉底耐火层应无损坏及析铁；3）定点监测斜坡及冷灰斗弯管外弧处管壁厚度。

c）所有人孔、看火孔周围水冷壁管应无拉裂、鼓包、明显磨损和变形等异常情况。d）折焰角区域水冷壁管外观检查：

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1）管子应无明显胀粗、鼓包；2）管壁应无明显减薄；

3）屏式再热器冷却定位管相邻水冷壁应无明显变形、磨损现象；4）定点监测斜坡及弯管外弧处壁厚及管子胀粗情况。e）检查吹灰器辐射区域水冷壁的损伤情况，应无裂纹、明显磨损。f）防渣管检查：

1）检查管子两端应无疲劳裂纹，必要时进行表面探伤；2）管子应无明显胀粗、鼓包；3）管子应无明显飞灰磨损；4）定点监测管子壁厚及胀粗量。g）水冷壁鳍片检查：

1）鳍片与管子的焊缝应无开裂；

2）重点应对组装的片间连接、与包覆管连接、直流炉分段引出、引入管处的嵌装短鳍片、

燃烧器处短鳍片等部位的焊缝进行100%外观检查。

h）对锅炉水冷壁热负荷最高处设置的监视段（一般在燃烧器上方1m～1.5m）割管检查，检查内壁结垢、腐蚀情况和向、背火侧垢量并计算结垢速率，对垢样做成分分析。根据腐蚀程度决定是否扩大检查范围；当内壁结垢量超过DL/T794规定时，应进行受热面化学清洗工作；监视管割管长度不少于0.5m。

i）水冷壁拉钩及管卡：

1）外观检查应完好，无损坏和脱落；2）膨胀间隙足够，无卡涩；3）管排平整，间距均匀。j）循环流化床锅炉：

1）进料口、布风板水冷壁、膜式水冷壁、冷渣器水管应无明显磨损、腐蚀等情况；2）锅炉旋风分离器进出口处水冷壁管应无明显飞灰磨损；

3）炉膛下部敷设高温耐磨耐火材料与光管水冷壁过渡区域的管壁应无明显磨损。k）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。

10.3.4在役省煤器管的金属检验监督按DL/T939-2005中的6.6.5条中如下要求内容执行：

a）检查管排平整度及其间距，应不存在烟气走廊及杂物，重点检查管排、弯头的磨损情况。b）外壁应无明显腐蚀减薄。

c）省煤器上下管卡及阻流板附近管子应无明显磨损。d）阻流板、防磨瓦等防磨装置应无脱落、歪斜或明显磨损。e）支吊架、管卡等固定装置应无烧损、脱落。

f）鳍片省煤器管鳍片表面焊缝应无裂纹、咬边等超标缺陷。

２１

g）悬吊管应无明显磨损，吊耳角焊缝应无裂纹。

h）对于已运行5万小时的省煤器进行割管，检查管内结垢、腐蚀情况，重点检查进口水平段氧腐蚀、结垢量；如存在均匀腐蚀，应测定剩余壁厚；如存在深度大于0.5mm的点腐蚀时，应增加抽检比例。

10.3.5在役过热器管的金属检验监督按DL/T939-2005中的6.6.6条中如下要求内容执行：

a）低温过热器管排间距应均匀，不存在烟气走廊；重点检查后部弯头、上部管子表面及烟气走廊附近管子的磨损情况。

b）低温过热器防磨板、阻流板接触良好，无明显磨损、移位、脱焊等现象。

c）吹灰器附近包覆管表面应无明显冲蚀减薄；包覆过热器管及人孔附近弯头应无明显磨损。d）顶棚过热器管应无明显变形和外壁腐蚀情况；顶棚管下垂变形严重时，应检查膨胀和悬吊结构。

e）对循环流化床锅炉过热器受热面，进行过热、腐蚀及磨损情况检查，必要时应测量管子壁厚。f）对高温过热器、屏式过热器做外观检查，管排应平整，间距应均匀；管子及下弯头应无明显磨损和腐蚀、无鼓包，外壁氧化层厚度不大于0.6mm，管子胀粗不超过10.3.10中的c）的规定。

g）定位管应无明显磨损和变形。

h）高温过热器弯头与烟道的间距应符合设计要求，管子表面应无明显磨损。

i）过热器管穿炉顶部分与顶棚管应无碰磨，与高冠密封结构焊接的密封焊缝应无裂纹。j）定点检测高温过热器出口段管子外径及壁厚。

k）按照DL612要求对低温过热器割管取样，检查结垢、腐蚀情况。

l）按照DL612要求定期对高温过热器割进行检查；检查内容按照10.3.8和10.3.9规定执行，检查结果处理按照10.3.9和10.3.10规定执行。

m）运行时间达到5万小时后，应结合机组检修安排，对非奥氏体不锈钢高温过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。

n）运行时间达5万小时后，应对与奥氏体不锈钢连接的异种钢接头进行外观检查，并按10%比例进行无损检测抽查，必要时割管做金相检查。

o）立式过热器下部弯头内应无明显氧化产物沉积；对于奥氏体不锈钢制过热器管，检修中应对下弯头部位内壁氧化层剥落堆积情况进行检验，并依据检验结果，采用相应措施清理。

p）应根据运行中高温过热器的超温情况，抽查管子炉外部分管段的胀粗及金相组织。10.3.6在役再热器管的金属检验监督按DL/T939-2005中的6.6.7条中如下要求内容执行：

a）墙式再热器管子应无磨损、腐蚀、鼓包或胀粗，必要时，应在减薄部位选点测量壁厚。b）屏式再热器冷却定位管、自夹管应无明显磨损和变形；屏式再热器弯头与烟道的间距应符合设计要求。

c）高温再热器、屏式再热器管排应平整。

d）高温再热器迎流面及其下弯头应无明显变形、鼓包等情况，磨损、腐蚀减薄后的剩余壁厚应满足强度计算所确定的最小需要壁厚（应考虑下一个检修周期中的磨损、腐蚀减薄量）。

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e）定点测量高温再热器出口管子胀粗情况。

f）应根据运行中高温再热器的超温情况，抽查管排炉顶不受热部分管段胀粗及金相组织情况。g）高温再热器管夹、梳形板应无烧损、移位、脱落，管子间无明显碰磨情况。

h）高温再热器管穿炉顶部分与顶棚管应无碰磨，与高冠密封结构焊接的密封焊缝应无裂纹。i）吹灰器辐射区域部位管子应无开裂、无明显冲蚀减薄。

j）按照DL612要求定期对高温再热器割管进行检查；检查内容按照10.3.8和10.3.9规定执行，检查结果处理按照10.3.9和10.3.10规定执行。

k）运行时间达到5万小时后，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。

l）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，并做10%比例无损检测抽查，必要时割管做金相检查。

m）立式再热器下部弯头内部的腐蚀产物沉积应符合10.3.5中o）条的规定。10.3.7锅炉受热面在运行过程中失效时，应查明失效原因。10.3.8

为了了解壁温大于450℃的过热器管和再热器管金相组织的老化和力学性能的变化规律，

在其管子壁温最高区域，每次A级检修割取2～3根管样进行检验，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。检验管子壁厚、管径、金相组织、脱碳层和力学性能。

10.3.9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第一次取样一般为5万h，10万h后每次大修取样检验。并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。10.3.10

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。10.3.11

对Cr－Ni奥氏体钢管应采取如下防止应力腐蚀措施：

a)水压试验时应采用除盐水，严禁用生水，试验溶液应满足DL/T561的要求，氯离子应低于200μg/L。水压试验后应及时把水放净，用压缩空气吹干。

２３

b)锅炉酸洗时所选择的酸洗介质和缓蚀剂均应有利于防止应力腐蚀。10.3.12

受热面管子更换时，在焊缝外观检查合格后，应按DL/T820或DL/T821进行100%的超声

波或射线探伤，焊缝质量应符合DL/T869标准要求，并做好记录。11锅筒的监督

阶段的监督11.1制造、安装制造、安装阶段的监督

11.1.1锅筒的监督检验参照DL612、DL7和DL/T440中相关条款执行。

11.1.2锅筒安装前，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）使用材料的制造商；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GB713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；锅筒材料及制造有关技术条件见附录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）制造商提供的锅筒图纸、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。11.1.3锅筒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）对合金钢制锅筒的每块钢板、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50%、25%和100%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25%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。焊缝无损无损探伤按照JB／T4730执行。

d）对筒体、纵环焊缝及热影响区进行硬度抽查；如发现硬度异常，应进行金相组织检验。11.1.4锅筒的安装焊接和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；如发现硬度异常，应进行金相组织检验；所有的检验应有完整的记录。阶段的监督11.2机组运行机组运行阶段阶段的监督

11.2.1锅炉运行5万h或第1次A级检修时对锅筒进行第一次检验，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，必要时进行表面探伤检查。

b）对纵、环焊缝和集中下降管管座角焊缝的记录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%抽查，第一次检验应为安装前未检查部位。

２４

11.2.2机组每次A级检修检验如下内容：

a）锅筒内、外观检验按11.2.1中a）执行。

b）对纵、环焊缝和集中下降管管座角焊缝记录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11.2.2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，应对锅筒焊缝记录缺陷进行复查；对偏离硬度正常值的区域和焊缝进行跟踪检验。

11.2.3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/T9222进行璧厚校核，依据校核结果决定是否进行补焊或监督运行。

b）锅筒的补焊按DL／T734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／T19624的规定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。11.2.4

对按基本负荷设计的频繁启停的机组，应按GB/T9222附录D的要求，对锅筒的低周疲

劳寿命进行校核。国外引进的锅筒，可按生产国规定的疲劳寿命计算方法进行。

11.2.5对已投入运行的含较严重超标缺陷的锅筒，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。

11.2.6直流锅炉汽水分离器、储水罐的检验监督，可参照锅筒的技术监督有关规定进行。和再热冷段管道及低温联箱的监督12给水管道给水管道和再热冷段管道及和再热冷段管道及低温联箱的监督阶段监督12.1制造、安装制造、安装阶段监督

12.1.1给水管道和再热冷段管道材料、制造和安装检验应按照本标准的“8.2”中的相关条款执行。12.1.2低温联箱材料、制造和安装检验应按照本标准的“9.1”中的相关条款执行。12.1.315NiCuMoNb5（WB36）管材和管件的硬度应控制在180HB～252HB。阶段的监督12.2机组运行机组运行阶段的阶段的监督

12.2.1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，检验筒体、焊缝和弯头／弯管的外观质量，一旦发现存在表面裂纹、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GB/T9222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。12.2.2

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，

２５

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；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。

12.2.3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管道角焊缝）至少抽取1道焊缝进行无损探伤。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。此后的检验重点检验有记录缺陷的焊缝，表面探伤按JB/T4730执行，超声波探伤按DL/T820规定执行。

12.2.4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。12.2.5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；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。此后的检验重点检验有记录缺陷的焊缝，表面探伤按JB/T4730执行，超声波探伤按DL/T820规定执行。

12.2.6机组每次A级检修或B级检修对主给水管道的三通、阀门进行外表面宏观检查，对可疑部位应进行表面探伤，必要时进行超声波探伤。

12.2.7机组每次A级检修或B级检修，应对主给水管道系统、联箱焊缝上记录缺陷进行复查；对偏离硬度正常值的区段和焊缝进行跟踪检验。

12.2.8300MW及以上机组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、环焊缝进行超声波探伤，至10万h完成100%检验。

b）对于有记录缺陷的焊缝每次A级检修或B级检修，应进行无损探伤复查。12.2.9主给水管道、再热冷段管道支吊架的检验参照8.3.2条的要求执行。13汽轮机部件的监督汽轮机部件的监督1安装前的监督13.3.1安装前的监督

13.1.1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见附录A。

b）转子大轴、轮盘及叶轮的技术指标包括：部件图纸材料牌号锻件制造商

坯料的冶炼、锻造及热处理工艺化学成分

力学性能：拉伸、硬度、冲击、脆性形貌转变温度FATT50或FATT20金相组织、晶粒度

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残余应力测量结果无损探伤结果几何尺寸

转子热稳定性试验结果

叶轮、叶片等部件的技术指标参照上述指标可增减。

13.1.2汽轮机安装前应进行如下检验：

a）根据DL5011的要求，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/T717执行，焊接转子无损探伤按DL/T505执行，实心转子探伤按DL/T930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/T714、DL/T925执行。

f）对隔板进行外观质量检验和表面探伤。13.2机组运行阶段的监督

13.2.1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。13.2.2

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），端面圆周的硬度值偏差不应超过Δ30HB；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。

13.2.3每次A级检修对低压转子末三级叶身和叶根、高中压转子末一级叶身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/T714、DL/T925执行。13.2.4

机组运行10万h后的第1次A级检修，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/T717执行。焊接转子无损探伤按DL/T505执行，实心转子探伤按DL/T930执行。

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13.2.5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。13.2.6

对存在超标缺陷的转子，按照DL/T654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。

13.2.7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，应对转子进行硬度、无损探伤等。

13.2.8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。

13.2.9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。

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，应彻底清除裂纹，消除疲劳硬化层，并进行轴径强度校核和疲劳寿命估算。转子疲劳寿命估算按照DL/T654执行。13.2.10机组进行超速试验时，转子大轴的温度不得低于转子材料的脆性转变温度。14发电机部件的监督1安装前的监督14.4.1安装前的监督

14.1.1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见附录B。

b）转子大轴和护环的技术指标包括：部件图纸材料牌号锻件制造商

坯料的冶炼、锻造及热处理工艺化学成分

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）金相组织、晶粒度残余应力测量结果无损探伤结果

发电机转子电磁特性检验结果几何尺寸

14.1.2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

２８

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。

2机组运行期间的检验监督14.4.2

14.2.1机组投运后每次A级检修对转子大轴（特别注意变截面位置）、风冷扇叶等部件进行表面检验，主要检查表面有无裂纹、严重划痕、碰撞痕印，有疑问时进行无损探伤；对表面较浅的缺陷应磨除；转子若经磁粉探伤后应进行退磁。

14.2.2机组运行10万h后的第1次A级检修，应视设备状况对转子大轴的可检测部位进行无损探伤。以后的检验为2个A级检修周期。14.2.3

对存在超标缺陷的转子，按照DL/T654用断裂力学的方法进行安全性评定和缺陷扩展寿命

估算；同时根据缺陷性质和严重程度，制定相应的安全运行监督措施。

14.2.4机组每次A级检修，护环拆卸时应对内表面按照JB/T4730.进行渗透探伤，护环不拆卸时应按照JB/T10326进行超声波探伤。内表面经探伤应无表面裂纹缺陷。

14.2.5对Mn18Cr18系材料的护环，在机组第2次A级检修开始进行晶间裂纹检查（通过金相检查），金相组织检验完后要对检查点多次清洗；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。

14.2.6机组超速试验时，转子大轴的温度不得低于材料的脆性转变温度。15紧固件的监督15.1选材和质量监督15.1.1资料。15.1.2

对大于等于M32的高温紧固件的质量检验按GB/T20410中相关条款执行。高温螺栓的力学制造厂应提供质量证明书，其中至少包括材料、热处理规范、力学性能和金相组织等技术

性能应符合DL/T439的要求。

15.1.3根据螺栓的使用温度按DL/T439的规定选择钢号。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。

15.1.4几何尺寸、表面粗糙度及表面质量应符合DL/T439的要求。15.1.5经过调质处理的20Cr1Mo1VNbTiB钢新螺栓，其组织和性能要求：

a)硬度值符合附录B的规定。

b)U形缺口冲击功：小于M52的螺栓，Ak≥63J；等于或大于M52的螺栓，Ak≥47J。c)对刚性螺栓的U形缺口冲击功应比柔性螺栓高16J。

d)按晶粒尺寸分7级，各级平均晶粒尺寸及其组织特征，按DL/T439规定确定。根据使用条

２９

件和螺栓结构允许使用级别见表3。

表320Cr1Mo1VNbTiB钢允许使用的晶粒级别

序号

使用条件

原设计螺栓材料为20Cr1Mo1VNbTiB引进大机组采用20Cr1Mo1VNbTib

原设计为540℃温度等级，容量在200MW以下的机组螺栓，如采用该钢种。

螺栓结构柔性螺栓柔性螺栓柔性螺栓

允许使用级别

553、4、5、6、7

4、5

15.2安装前的监督

15.2.1对于大于等于M32的高温螺栓，安装前(包括入库验收)应进行如下检查：

a）螺栓表面应光洁、平滑，不应有凹痕、裂口、毛刺和其他引起应力集中的缺陷。

b）合金钢、高温合金螺栓、螺母应进行100%的光谱检验，检查部位为螺栓端面，对高合金钢或高温合金的光谱检查斑点应及时打磨消除。

c）按DL/T439的要求进行100%的硬度检验，硬度值应符合附录B的规定。

d）按DL/T694的检验和验收标准进行100%的超声波探伤，必要时可按JB/T4730进行磁粉、渗透探伤。

e）按DL/T884进行金相组织抽检，每种材料、规格的螺栓抽检数量不少于一件，检查部位可在螺栓光杆或端面处。铁素体类的螺栓材料正常组织为均匀回火索氏体；镍基合金螺栓材料的正常组织为均匀的奥氏体；带状组织、夹杂物严重超标、方向性排列的粗大贝氏体组织、粗大原奥氏体黑色网状晶界均属于异常组织。

15.2.2对于汽轮机、发电机对轮螺栓，安装前(包括入库验收)应进行如下检验：

a）螺栓表面应光洁、平滑，不应有凹痕、裂口、毛刺和其他引起应力集中的缺陷。b）合金钢螺栓应进行100%的光谱检验，检查部位为螺栓端面。

c）按DL/T439的要求进行100%的硬度检验，硬度值应符合附录B的规定。

d）按DL/T694的检验和验收标准进行100%的超声波探伤，必要时可按JB/T4730进行磁粉、渗透探伤。

15.3运行阶段的监督15.3.1下：

a）A级检修时按DL/T694的检验和验收标准进行100%的超声波探伤；必要时可按JB/T4730进行磁粉、渗透探伤；探伤结果应无裂纹。

b）A级检修时进行100%的硬度检查，检验方法和部位按DL/T439的要求执行，硬度检查结果应符合附录B的要求。

c）累计运行时间达5万h，应根据螺栓的规格和材料，抽查1/10数量的螺栓进行金相组织测试，当抽查比例不足一件时，抽取一件，硬度测量结果不合格的螺栓应为金相抽查首选。以后每次大修进行抽查。金相检查部位在螺栓光杆处，金相检测方法及要求见15.2.1中e)的规定。

３０

对于大于或等于M32的高温螺栓，每次A级检修应拆卸进行检验，检查内容和合格标准如

d）螺栓的蠕变监督按照DL/T439的规定执行。e）断裂螺栓应进行解试验和失效分析。

15.3.2对于汽轮机、发电机对轮螺栓，每次A级检修应进行检验，检查内容和合格标准如下：

a）螺栓表面应光洁、平滑，不应有凹痕、裂口、毛刺和其他引起应力集中的缺陷。b）按DL/T439的要求进行100%的硬度检验，硬度值应符合附录B的规定。

c）按DL/T694的检验和验收标准进行100%的超声波探伤，必要时可按JB/T4730进行磁粉、渗透探伤。

15.4螺栓检验结果的分类

经检验的螺栓根据检验结果可分为以下三类：

a）正常螺栓。硬度检验符合附录B的规定，外观检查无影响使用性能的机械性损伤，无损检测无裂纹的螺栓。

b）需重新热处理的螺栓。硬度高于要求的上限或者低于要求下限的螺栓，以及具有粗大原奥氏体黑色网状晶界的螺栓，进行重新热处理的螺栓按已恢复热处理螺栓的等级使用。

c）超过标准需报废的螺栓。15.5螺栓的更换与报废15.5.1螺栓的更换

对螺栓检验结果符合下列条件之一者应进行更换，更换下的螺栓可进行恢复热处理，检验合格后可继续使用。如已完成运行螺栓的安全性评定工作，则可根据评定报告继续使用。

a)硬度值超过附录B的规定。

b)金相组织有明显的黑色网状奥氏体晶界。c)25Cr2Mo1V和25Cr2MoV的U形缺口冲击功：

1)调速汽门螺栓和采用扭矩法装卸的螺栓，Ak≤47J；2)采用加热伸长装卸或油压拉伸器装卸的螺栓，Ak≤24J。

15.5.2螺栓的报废

符合下列条件之一的螺栓应报废：a)螺栓运行后的蠕变变形量达到l%。b)已发现裂纹的螺栓。

c)经二次恢复热处理后发生热脆性，达到更换螺栓的规定。d)外形严重损伤，不能修理复原。e)螺栓中心孔局部烧伤熔化。15.6螺栓的紧固和拆卸监督

高温螺栓的紧固和拆卸工艺按DL/T439的要求执行。另外，螺栓安装时，应在螺母下应加装平面弹性或塑性变形垫圈、球面变位垫圈、套筒等，以补偿螺杆或法兰面的偏斜，消除附加弯曲应力，提高抗动载能力，保证紧力均匀。

３１

16大型铸件的监督16.1安装前的检验

16.11大型铸件如汽缸、汽室、主汽门、调速汽门、平衡环、阀门等部件，安装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；对进口部件，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。汽缸、汽室、主汽门、阀门等材料及制造有关技术条件见附录A。

b）部件的技术指标包括：部件图纸材料牌号坯料制造商化学成分

坯料的冶炼、铸造和热处理工艺

力学性能：拉伸、硬度、冲击、脆性形貌转变温度FATT50或FATT20金相组织

射线或超声波探伤结果。特别注意铸钢件的关键部位：包括铸件的所有浇口、冒口与铸件的

相接处、截面突变处以及焊缝端头的预加工处。16.1.2部件安装前应进行如下检验：

a）铸件100％进行外表面和内表面可视部位的检查，内外表面应光洁，不得有裂纹、缩孔、粘砂、冷隔、漏焊、砂眼、疏松及尖锐划痕等缺陷，必要时进行表面探伤；若存在上述缺陷，则应完全清除，清理处的实际壁厚不得小于壁厚偏差所允许的最小值且应圆滑过渡；若清除处的实际壁厚小于壁厚的最小值，则应进行补焊。对挖补部位应进行无损探伤和金相、硬度检验。汽缸补焊按DL/T753执行。

b）汽缸的螺栓孔应进行无损探伤。

c）若制造厂未提供部件探伤报告或对其提供的报告有疑问时，应进行无损探伤；若含有超标缺陷，加倍复查。

d）铸件的硬度检验，特别要注意部件的高温区段，铸件硬度参见附录B。16.2运行阶段的监督运行阶段的阶段的监督

16.2.1机组每次A级检修对受监的大型铸件进行表面检验，有疑问时进行无损探伤，特别要注意高压汽缸高温区段的内表面、结合面和螺栓孔部位以及主汽门内表面。16.2.2

大型铸件发现表面裂纹后，应进行打磨或打止裂孔，若打磨处的实际壁厚小于壁厚的最小

值，根据打磨深度由金属监督专责工程师提出是否挖补。对挖补部位应进行无损探伤和金相组织、硬度检验，铸件硬度参见附录B。

16.2.3根据部件状况，确定是否对部件进行超声波探伤。

３２

17机组范围内路及储油罐的监督17.1安装阶段的监督

a）EH路三通应选取有大小头过渡的结构形式，避免采用插入式结构形式。

b）路焊缝应确保焊透，并应对对接焊缝按DL/T821、DL/T869进行100%的射线探伤和验收，确保无超标缺陷。

c）安装时应确保路与热源间隔距离处于安全范围内。17.2运行阶段的监督

a）首次A级检修中应对机组范围内路与热源的安全距离进行排查，发现问题及时采取措施处理。

b）对EH路插入式结构形式的三通焊缝、结构突变部位的焊缝，应在A级检修中进行宏观和表面探伤检查，表面探伤按JB/T4730.5执行；尤其对于有明显震动的管路应重点加强监督检查，并采取措施消除或减小管路震动幅度。

c）EH路安装焊缝质量不明的，应利用A级检修机会按DL/T821、DL/T869进行射线探伤抽查和验收，发现超标缺陷应扩大检查比例，并对超标缺陷进行返修处理。

d）路检修更换的新管子或弯头应经检查规格尺寸符合要求、无表面缺陷；检修焊口应按DL/T821、DL/T869进行100%的射线检验和验收合格。

e）对储油罐底部的腐蚀情况应根据具体情况定期进行检查和壁厚测量，壁厚减薄严重影响强度的应进行处理，并采取措施消除腐蚀的因素。

３３

附录A（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

1国内标准

GB713－2008锅炉和压力容器用钢板GB/T1220－2007不锈钢棒GB/T1221－2007耐热钢棒

GB/T3077－1999合金结构钢技术条件GB5310－2008高压锅炉用无缝钢管GB/T8732－2004汽轮机叶片用钢

GB/T9222－2008水管锅炉受压元件强度计算

GB/T9222附录D－1998水管锅炉锅筒低周疲劳寿命计算GB/T12459－2005钢制对焊无缝管件

GB13296－2007锅炉、热交换器用不锈钢无缝钢管GB/T19624－2004在用含缺陷压力容器安全评定GB/T20410－2006涡轮机高温螺栓用钢

DL/T439－2006火力发电厂高温紧固件技术导则DL/T440－2004在役电站锅炉汽包的检验及评定规程DL/T441－2004火力发电厂高温高压蒸汽管道蠕变监督规程DL473－1992大直径三通锻件技术条件DL/T505－2005汽轮机主轴焊缝超声波探伤规程DL/T515－2004电站弯管

DL/T561—1995火力发电厂水汽化学监督导则DL/T586—2008电力设备用户监造技术导则DL612—1996电力工业锅炉压力容器监察规程

DL/T616－2006火力发电厂汽水管道与支吊架维修调整导则DL7－2004

电站锅炉压力容器检验规程

DL/T652－1998金相复型技术工艺导则DL/T654－2006火电机组寿命评估技术导则

DL/T674－1999火电厂用20号光体球化评级标准DL/T678－1999电站钢结构焊接通用技术条件DL/T679－1999焊工技术考核规程

DL/T694—1999高温紧固螺栓超声波检验技术导则DL/T695－1999电站钢制对焊管件

DL/T714—2000汽轮机叶片超声波检验技术导则

A３４

DL/T715－2000火力发电厂金属材料选用导则DL/T717—2000汽轮发电机组转子中心孔检验技术导则DL/T718—2000火力发电厂铸造三通、弯头超声波探伤方法DL/T734－2000火力发电厂锅炉汽包焊接修复技术导则DL/T748-1-2001火力发电厂锅炉机组检修导则DL/T752－2001火力发电厂异种钢焊接技术规程DL/T753－2001汽轮机铸钢件补焊技术导则DL/T773－2001火电厂用12CrMoV钢球化评级标准

DL/T785－2001火力发电厂中温中压管道（件）安全技术导则DL/T786－2001碳钢石墨化检验及评级标准

DL/T787－2001火力发电厂用15CrMo光体球化评级标准DL／T819－2002火力发电厂焊接热处理技术规程DL/T820—2002管道焊接接头超声波检验技术规程

DL/T821－2002钢制承压管道对接焊接接头射线检验技术规程DL/T850－2004电站配管DL/T868－2004焊接工艺评定规程DL／T869－2004火力发电厂焊接技术规程

DL/T874-2004电力工业锅炉压力容器安全监督管理（检验）工程师资格考试规则DL/T882-2004火力发电厂金属专业名词术语DL／T884－2004火电厂金相检验与评定技术导则DL/T905-2004汽轮机叶片焊接修复技术导则DL/T925—2005汽轮机叶片涡流检验技术导则

DL/T930—2005整锻式汽轮机实心转子体超声波检验技术导则DL/T931-2005电力行业理化检验人员资格考核规则

DL/T939－2005火力发电厂锅炉受热面管监督检验技术导则DL/T940－2005火力发电厂蒸汽管道寿命评估技术导则DL/T991-2006电力设备金属光谱分析技术导则DL/T999-2006电站用2.25Cr-1Mo钢球化评级标准

DL5011—1992电力建设施工及验收技术规范（汽轮机机组篇）DL5031—1994电力建设施工及验收技术规范（管道篇）DL/T5047—1995电力建设施工及验收技术规范（锅炉机组篇）DL/T5054—1996火力发电厂汽水管道设计技术规定DL/T5366-2006火力发电厂汽水管道应力计算技术规程JB/T1265－200225MW～200MW汽轮机转子体和主轴锻件技术条件JB/T1266－2002

25MW～200MW汽轮机轮盘及叶轮锻件技术条件

３５

JB/T1267－200250MW～200MW汽轮发电机转子锻件技术条件JB/T1268－2002

50MW～200MW汽轮发电机无磁性护环锻件技术条件

JB/T1269－2002汽轮发电机磁性环锻件技术条件

JB/T1581-1996汽轮机、汽轮发电机转子和主轴锻件超声波探伤方法JB／T1582－1996汽轮机叶轮锻件超声波探伤方法JB/T1609－93锅炉锅筒制造技术条件JB/T1610－93锅炉集箱制造技术条件JB/T1611－93锅炉管子制造技术条件JB/T1613-1993锅炉受压元件焊接技术条件JB/T1620-1993锅炉钢结构技术条件

JB/T3073.5－1993汽轮机用铸造静叶片技术条件JB/T3375－2002锅炉用材料入厂验收规则JB/T3595-2002电站阀门一般要求JB/T4707－2000等长双头螺柱

JB/T4708－2000钢制压力容器焊接工艺评定JB/T4709－2000钢制压力容器焊接规程

JB/T4726－2000压力容器用碳素钢和低合金钢锻件JB/T4728－2000压力容器用不锈钢锻件JB／T4730—2005承压设备无损检测JB/T5255-1991焊制鳍片管（屏）技术条件JB／T5263—2005电站阀门铸钢件技术条件JB/T6315－1992汽轮机焊接工艺评定JB／T39—2008阀门受压件磁粉探伤检验IB/T40-2008阀门受压铸钢件射线照相检验

JB/T7024－2002300MW及以上汽轮机缸体铸钢件技术条件JB/T7025－200425MW以下汽轮机转子体和主轴锻件技术条件JB/T7026－200450MW以下汽轮发电机转子锻件技术条件JB/T7027-2002300MW及以上汽轮机转子体锻件技术条件JB/T7028－200425MW以下汽轮机轮盘及叶轮锻件技术条件JB/T7029－200450MW以下汽轮发电机无磁性护环锻件技术条件JB/T7030-2002300MW～600MW汽轮发电机无磁性护环锻件技术条件JB/T7178-2002300MW～600MW汽轮发电机转子锻件技术条件JB/T8705－199850MW以下汽轮发电机无中心孔转子锻件技术条件JB/T8706－199850～200MW汽轮发电机无中心孔转子锻件技术条件JB/T8707－1998300MW以上汽轮机无中心孔转子锻件技术条件

３６

JB/T8708－1998300～600MW汽轮发电机无中心孔转子锻件技术条件JB/T9625-1999锅炉管道附件承压铸钢件技术条件JB/T9626-1999锅炉锻件技术条件JB/T9628-1999汽轮机叶片磁粉探伤方法

JB/T9630.1－1999汽轮机铸钢件磁粉探伤及质量分级方法JB/T9630.2－1999汽轮机铸钢件超声波探伤及质量分级方法JB/T9632-1999汽轮机主汽管和再热汽管的弯管技术条件

JB/T50197-20006MW～600MW汽轮机转子和主轴锻件产品质量分等（内部使用）JB/T53485-200050MW以下发电机转子锻件产品质量分等（内部使用）JB/T53496-200060MNW～600MW发电机转子锻件产品质量分等（内部使用）YB/T158－1999汽轮机螺栓用合金结构钢棒YB/T2008－2007不锈钢无缝钢管圆管坯YB/T5137－2007高压用无缝钢管圆管坯YB/T5222－2004优质碳素钢圆管坯A2国外标准

ASMESA－106／ASMESA-106MASMESA－193／ASMESA-193MASMESA－194／ASMESA-194MASMESA－209／ASMESA-209MASMESA－210／ASMESA-210M

高温用无缝碳钢公称管

高温用合金钢和不锈钢螺栓材料高温高压螺栓用碳钢和合金钢螺母锅炉和过热器用无缝碳钼合金钢管子锅炉和过热器用无缝中碳钢管子

ASMESA－213／ASMESA-213M锅炉、过热器和换热器用无缝铁素体和奥氏体合金钢管子

ASMESA－299／ASMESA-299MASMESA－335／ASMESA-335M

压力容器用碳锰硅钢板

高温用无缝铁素体合金钢公称管

ASMESA-672/ASMESA-672M中温高压用电熔化焊钢管

ASMESA-691/ASMESA-691M高温、高压用碳素钢和合金钢电熔化焊钢管

ASTMA182／182M高温用锻制或轧制合金钢和不锈钢法兰、锻制管件、阀门和部件ASTMA209/A209M锅炉和过热器用无缝碳钼合金钢管子

ASTMA213/A213M锅炉、过热器和换热器用无缝铁素体和奥氏体合金钢管子ASTMA234/A234M中温与高温下使用的锻制碳素钢及合金钢管配件ASTMA335/A335M高温用无缝铁素体合金钢公称管ASTMA515/515M中温及高温压力容器用碳素钢板

ASTMA691/A691M高温下高压装置用电熔焊碳素钢和合金钢管的标准规范

３７

BSEN10222承压用钢制锻件BSEN10295耐热钢铸件

DINEN10216承压用无缝钢管交货技术条件EN10095耐热钢和镍合金EN10246钢管无损检测

JISG3203高温压力容器用合金钢锻件JISG3463锅炉、热交换器用不锈钢管JISG4107高温用合金钢螺栓材料JISG5151

高温高压装置用铸钢件

ГОСТ5520锅炉和压力容器用碳素钢、低合金钢和合金钢板技术条件

ГОСТ5632耐蚀、耐热及热强合金钢牌号和技术条件ГОСТ168汽轮机叶片用耐蚀及热强钢棒材和扁钢ГОСТ20072耐热钢技术条件

３８

附录B（资料性附录）电站常用金属材料硬度参考值

材

料

标准及要求（HB）

ASTMA210，≤179

、20MoG、STBA12、15Mo3、T11、T12、T21、T22、10CrMo910

、P11、P12、P21、P22、10CrMo910

、P11、P12、P21、P22、10CrMo910类管件

ASTMA213，≤220ASTMA213，≤250

、T/P92T911、T/P122

T/P91、T/P92、T911、T/P122）焊缝

ASMEcodecase2353≤252HB

、A106B、A106C、A672B70类管件

GB3077，≤179

JB4726，118～180(Rm：440～610）JB4726，115～178(Rm：430～600）GB3077，≤179ASTMA213，≤250ASTMA335，≤250ASTMA209，≤153ASTMA213，≤163

控制范围（HB）130～179125～153120～163

备

注

125～179

焊缝下限不低于母材，上限≤241

130～197150～220180～250180～250

“P”类管的硬度参照“T”类管

180～270

焊缝不低于母材硬度

焊缝下限不低于母材，上限≤241

180～252

130～197120～179118～180115～178135～179135～180

ASTMA182，143～192

143～192121～174143～207156～207121～174143～207130～170156～207175～248180～269187～248177～250106～159

，1级，2级，3级，1级，2级，1级，3级

ASTMA182，121～174ASTMA182，143～207ASTMA182，156～207ASTMA182，121～174ASTMA182，143～207ASTMA182，≤170ASTMA182，156～207ASTMA182，≤248ASTMA182，≤269ASTMA182，187～248ASTMA182，≤250JB4726，106～159

锻制或轧制管件、阀门和部件

压力容器用碳素钢

３９

JB4726，136～200(Rm：510～670）JB4726，130～190(Rm：490～0）JB4726，121～178(Rm：450～600）JB4726，156～208(Rm：530～700）JB4726，136～201(Rm：510～680）JB4726，130～196(Rm：490～660）JB4726，185～235(Rm：620～790）JB4726，180～223(Rm：610～780）JB4728，139～187(Rm：520)

0Cr17Ni12Mo2

JB4728，131～187(Rm：3490)GB1220≤187GB1220≤187GB1220≤187

、TP316H、TP347H

ASTMA213，≤192

136～200130～190121～178156～208136～201130～196185～235180～223139～187131～187140～187140～187140～187140～192192～211212～277212～277229～311

动叶片动叶片动叶片动叶片

压力容器用不锈钢锻件

和低合金钢锻件

JB／T7024，135～180JB／T7024，140～220JB／T7024，140～220JB／T7024，140～220JB／T7024，140～220DL／T439，146～196DL／T439，187～229DL／T439，197～241DL／T439，241～285DL／T439，255～311DL／T439，248～311DL／T439，255～321DL／T439，248～293DL／T439，248～293DL／T439，248～293DL／T439，255～293DL／T439，252～302DL／T439，277～331

－Cr－Co合金）

DL／T439，262～331DL／T439，262～331JB/T7024，135～180

135～180140～220140～220140～220140～220146～196187～229197～241241～285255～311248～311255～321248～293248～293248～293255～293252～302277～331262～331262～331135～180

螺栓螺栓螺栓

螺栓（直径>50mm）螺栓（直径≤50mm）螺栓（直径>65mm）螺栓（直径≤65mm）螺栓螺栓螺栓螺栓螺栓螺栓螺栓螺栓汽缸

ZG15Cr2MoZG20Cr1MoV

JB/T7024，140～220140～220汽缸

４０

ZG15Cr1Mo1V

附录C（资料性附录）

低合金耐热钢蠕变损伤评级

C1蠕变损伤检查方法按DL/T884执行C2蠕变损伤评级见表C

表C

评级12345

低合金耐热钢蠕变损伤评级

微观组织形貌

新材料。正常金相组织。

珠光体或贝氏体已经分散，晶界有碳化物析出，碳化物球化达到2～3级。珠光体或贝氏体基本分散完毕，略见其痕迹，碳化物球化达到4级。

珠光体或贝氏体完全分散，碳化物球化达到5级，碳化物颗粒明显长大且在晶界呈具有方向性（与最大应力垂直）的链状析出。晶界上出现一个或多个晶粒长度的微裂纹。

４１

Q/HB—J—08.L07—2009中国华能集团公司金属监督技术标准Q/HB—J—08.L07—2009

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北京市海淀区学院南路40号院

邮政编码：100082

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开本880×12301/16字数33千字

2009年9月第一版

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