管道寿命评估按照DL/T940执行。
7.2.3.9 已运行20万h的12CrMo、15CrMo、12CrMoV、12CrlMoV、12Cr2MoG(2.25Cr-1Mo、P22、1OCrMo910）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:
-5
a）实测最大蠕变应变小于0.75%或最大蠕变速度小于0.35310%/h。 b）监督段金相组织未严重球化（即未达到5级），12CrMo、15CrMo钢的珠光体球化评级按DL/T787-2001执行，12CrM0V、12Cr1MoV钢的珠光体球化评级按DL/T773一2001执行，12Cr2MoG、2.25Cr-1Mo、P22和1OCrMo910钢的珠光体球化评级按DL/T999-2006执行。
c）未发现严重的蠕变损伤。
7.2.3.10 12CrMo、15CrMo、12CrMoV、12Cr1MoV和12Cr2MoG钢蒸汽管道，当金相组织珠光
-5
体球化达到5级，或蠕变应变达到1%或蠕变速度大于0.35310%/h，应割管进行材质评定和寿命评估。
7.2.3.11 除7.2.3.9所列的五种钢种外，其余合金钢制主蒸汽管道、高温再热蒸汽管道，
-5
当蠕变应变达1%或蠕变速度大于1310%/h时，应割管进行材质评定和寿命评估。 7.2.3.12 主蒸汽管道材质损伤，经检验发现下列清况之一时，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15%。 b）一个或多个晶粒长的蠕变微裂纹。
7.2.3.13 工作温度高于450℃的锅炉出口、汽轮机进口的导汽管，根据不同的机组型号在运行5万h～10万h时间范围内，进行外观质量和无损检验，以后检验周期约5万h。对启停次数较多、原始椭圆度较大和运行后有明显复圆的弯管，应特别注意，发现超标缺陷或裂纹时，应及时更换。
【依据5】见3.2.3.1—3.2.3.2的【依据1】和【依据4】。
【依据6】《火力发电厂汽水管道与支吊架维修调整导则》DL/T616—2006 3管道系统 3.1一般规定
3.1.1 按DL/T5054的要求，对设计已选定的管子和附件的材料进行核对，如果进行换管改造，应确定材质是否符合如下要求：
a）应按GB5310的规定，选用中温中压及以上参数的较重要管道。 b）应按GB3087的规定，选用低中压参数的锅炉钢管。 c）当选用压力小于1.6MPa及以下的管道时，可以采用焊接钢管，并符合GB/T13793的要求，普通输送流体应符合GB/T8163的规定。其他类别的管子不应使用在电厂汽水管道上。 d）当采用国外生产的管道时，应按照生产国相关的标准执行，或按制造单位制造时所执行的标准，但技术性能不应低于我国标准的规定。
e）在检查和维修时，应详细核对管子类别。如果发现问题，应书面呈报，并及时协调处理。 3.1.2 对内径控制管，应按设计图纸、合同规定和制造广保证的标准值检查内径和壁厚的偏差。对于外径控制管应按照订货标准执行。
3.1.3 应按DL/T869的要求，检查管子和管件之间的焊接对口的内错边量应符合Dl/T869的要求，管子加工坡口切割后的剩余壁厚应不小于对应设计参数的最小壁厚。
3.1.4 应按DL/T5054和DIJT695的规定检查管道附件，管道附件的材料宜与所连接管子的材料相一致，压力等级应不低于管道设计参数所确定的压力等级。如果需要验算，应按照DL/T5054进行。重要管道管件的主要指标和检验要求应符合Dl/T695的规定，一般低压管道管件可按照GB12459的规定。阀件应符合JB/T3595的规定。
3.1.5 应按DL/T5031的规定进行管道系统改造。管道系统中的压力容器（如扩容器、加热器、分汽缸等），应符合GB150、DL612及其相关标准的要求；电站主蒸汽管道、高低温再热蒸汽管道、高压给水管道和其他重要的电站汽水管道应按Dl/T850的要求，采用工厂化配制。应将管道系统的制造、检验、安装、焊接、组合、改造等记录整理归档备查。 3.1.6 在原设计管道系统上敷设新的管道，除新管道的管子横断面主型心惯性矩与原管道横断面主型心惯性矩之比小于1120的管系外，应将新管道与原管道连在一起，重新进行应力分析，应力分析完全合格后，方可实施改造工作。改造的管道系统（包括支吊架），应按照本标准的规定进行调整。
3.1.7 当更换安全阀、泄放阀或者动力控制阀时，宜采用与原设计相同型号的产品，如改变型号或排汽管道尺寸，应重新计算阀门泄放时的排汽反作用力和力矩，并将该力和力矩作为偶然荷载加到连接管道上，重新进行应力分析，确认合格后，再按照新的计算结果进行管道和支吊架的调整和改造。
3.1.8 严禁利用管道作为其他重物起吊的支撑点，也不得在管道或支吊架上增加设计时没有考虑的永久性或临时性荷载。
3.1.9 当改变支吊架的位置、类型、荷载或增加约束时，应全面进行包括应力分析在内的管道设计计算，运行后管道材料修正后的许用应力参见附录A。
3.1.10 厂房或设备基础发生异常沉降或经受地震后，应对管道系统进行测量与记录，收集主设备沉降或地震响应状况资料，确定管道系统端点附加位移值以及地震响应谱。重新进行应力分析，必要时可进行管道动力分析，并提出经过优化的处理措施。 4支吊架 4.1一般规定
4.1.1 支吊架的检查、维修与调整除遵守本标准外，还应符合GB/T17116.1的规定。 4.1.2 管道支吊架应尽可能采用标准件和标准设计，当不能套用标准时，也应进行分析设计绘制图纸后加工配制。
4.1.3 支吊架日常维护的检查以目测为主，当发现异常时，进行针对性检查。在大修和认为有必要时，进行全面检查。
4.1.4 支吊架调整主要包括：支吊架的荷载分配、弹簧状态、紧固螺栓的受力情况、恒力吊架的指针数值、减振器抗振力与阻尼器行程分配等。 4.1.5 大范围更换保温与大数量更换支吊架后，在弹性支吊架锁定装置未解除前，应对全部支吊架进行检查与初调，使所有吊杆受力合理，符合设计预定值。 4.1.6 支吊架的冷态调整，应在机组投运前进行，保证各个支吊架弹簧指针处于冷态标识点上、恒力吊架指针处于安装位置、固定支架和各种限位装置稳定牢固、减振器和阻尼器的安装状态指针处于起始点、管道冷位移值与设计值接近。 4.1.7 管道冲管前，应拆除弹性支吊架的锁定装置，冲管时对所有支吊架进行一次目测检查，出现问题应及时处理。
4.1.8 支吊架全部调整结束后，锁紧螺母均应锁紧。应逐个检查弹性支吊架（包括恒力支吊架）的锁定装置是否均己解除。
4.1.9 汽水管道首次试投运时，在蒸汽温度达到额定值8h后，应对所有支吊架进行目测检查，对弹性支吊架荷载标尺或转体位置、振动器及阻尼器行程、刚性支吊架和限位支吊架状态进行记录。发现异常应分析原因，并进行调整和处理。
4.1.10 主蒸汽管道、高低温再热蒸汽管道、高压给水管道等重要管道的支吊架，每年应在热态时逐个目测一次，并记入档案。检查项目应包括但不限于下列内容： a）弹簧支吊架是否过度压缩、偏斜或失载； b）恒力弹簧支吊架转体位移指示是否越限：
c）支吊架的水平位移是否异常； d）固定支吊架是否连接牢固； e）限位装置状态是否异常；
f）减振器及阻尼器位移是否异常等。
4.1.11 一般汽水管道，大修时应对重要支吊架进行检查，检查项目至少应包括下列内容： a）承受安全阀、泄压阀排汽反力的液压阻尼器的油系统与行程； b）承受安全阀、泄压阀排汽反力的刚性支吊架间隙； c）限位装置、固定支架结构状态是否正常； d）大荷载刚性支吊架结构状态是否正常等。
其他支吊架可进行目测观察，发现问题应及时处理；观察与处理情况应记录存档。
4.1.12 主蒸汽管道、高低温再热蒸汽管道、高压给水管道等重要管道投运后3万h到4万h及以后每次大修时，应对管道和所有支吊架的管部、根部、连接件、弹簧组件、减振器与阻尼器进行一次全面检查，做好记录。全面检查的项目参见附录F。
4.1.13 其他管道，根据日常目测和抽样检测的结果，确定是否对支吊架进行全面检查。当管道已经运行了8万h后，即使未发现明显问题，也应计划安排一次支吊架的全面检查。支吊架全面检查的项目至少应包括下列内容：
a）承载结构与根部钢结构是否有明显变形，支吊架受力焊缝是否有宏观裂纹； b）变力弹簧支吊架的荷载标尺指示或恒力弹簧支吊架的转体位置是否正常； c）支吊架活动部件是否卡死、损坏或异常； d）吊杆及连接配件是否损坏或异常； e）刚件支吊架结构状态是否损坏或异常：
f)限位装置、固定支架结构状态是否损坏或异常. g）减振器、阻尼器的油系统与行程是否正常；
h）管部、根部、连接件是否有明显变形，主要受力焊缝是否有宏观裂纹。
3.2.4重要辅机及附属设备技术状况
3.2.4.1～3.2.4.2 本条评价项目（见《评价》）的查评依据如下。
【依据1】集团公司防止电力生产事故重点要求（试行）
【依据2】《防止电力生产重大事故的二十五项重点要求》（国电发［2000］589号）。
8.12 给水系统中各备用设备应处于正常备用状态，按规程定期切换。当失去备用时，应制定安全运行措施，限期恢复投入备用。
【依据3】集团公司火力发电厂汽轮机技术监督标准
3.2.4.3 本条评价项目（见《评价》）的查评依据如下：（直接空冷系统目前没有的标准，下列规范仅供参考—请确认）
【依据1】电力建设施工及验收技术规范 汽轮机机组篇 DL 5011-92 【依据2】火电机组达标投产考核标准（2001年版）国电电源[2001]218号 【依据3】火电工程调整试运质量检验及评定标准（1996年版） 【依据4】 GEA空冷凝汽器真空系统气密性试验规程 【依据5】电力节能检测实施细则
按照国外标准，直接空冷机组真空严密性结果应小于0.1～0.2kPa/min，考虑到国内安
装和运行水平，目前可按以下标准评定： 机组容量 真空严密性合格要求（kPa/min） 真空严密性优良要求（kPa/min） 〈300MW ≤0.3 ≤0.2 ≥300MW ≤0.2 ≤0.1 附件1：GEA 空冷凝汽器真空系统气密试验规程 1 真空衰减试验 对空冷凝汽器而言，尽最大的努力防止空气进入其真空系统是至关重要的。不可凝气体的增加可能影响排空系统的运行并导致下列危害： ? 电厂效率的下降
? 凝结水含氧量高导致的腐蚀问题
? 在寒冷季节运行时，当环境温度低于+2℃时将导致凝结水结冰
电厂运行期间，应定期进行真空衰减试验以检查凝结水系统的密闭性（最好每月一次）。 2 系统边界
下列系统应包含在试验范围内： ? 汽轮机和辅机的真空系统
? 空气冷凝器（ACC）和辅机的真空系统 3 材料
无需特别的材料。
试验利用下列设施进行： ? 目前的抽真空系统 ? 已经安装的仪表 4 试验程序
进行试验的适宜时间为10到15分钟。 方法1
真空试验的顺序：
? 停真空泵及关闭真空泵的抽气阀。
? 每分钟记录：排汽压力，排汽温度，在汽轮机抽汽口和低压锅炉端的壳侧真空压力。 ? 启动真空泵、打开相应的抽真空系统的抽气阀。 结论
由于各个电厂冷凝器的结构不同，另外还应考虑到凝汽器的容积和其它方面的影响，因此不可能给出一个广泛适用的压力升高速度值。
根据经验，通常的压力上升的速度为0.5～1.0mbar/min。然而，1.5～2.0mbar/min也是可以的。 方法2
另外一种测量真空气密性的方法如下： 真空试验的顺序： ?? 停真空泵及关闭真空泵的抽气阀。 记录排汽压力的实际数值
? 隔10～15分钟再记录一次数值
? 启动真空泵、打开相应的抽真空系统的抽气阀。 ? 测量达到原先的排汽压力值所用的时间 结论
通过真空保持气设备，在大约真空衰减时间一半的时间内，原先的排汽压力应被保持。
所有的测量方法都是以电厂运行条件恒定不变为前提的，特别是供给空气冷凝器的蒸汽量恒定不变。
附件2 国内各规程标准中对真空严密性试验的要求及标准适用范围
1 电力建设施工及验收技术规范 汽轮机机组篇 DL 5011-92
(本规范适用于单机容量为25～600MW，主蒸汽压力（表压）为3.4～16.7MPa，主蒸汽温度为435～550℃的火力发电厂国产汽轮机组本体及附属设备的施工及验收工作。对于大于或小于上述参数和容量设备，以及参数容量类似的进口设备可参照使用。)
第9.12.5 汽轮机带负荷试运行中，应进行真空严密性实验。实验时，负荷稳定在额定负荷的80%以上，排汽压力小于10kPa，停真空泵，30s后开始每半分钟记录机组真空值一次，共记录8min，取其中后5min的真空下降值，平均每分钟下降值应不大于300Pa。
2 火电机组达标投产考核标准（2001年版）国电电源[2001]218号 (适用于国家电力公司系统内单机容量300MW及以上新建、扩建或改建的火电机组，其他工程可参照执行)
考核项目三：调整试验 第 2.3 带负荷调试
第 2.3.4 汽机真空严密性按≤0.3kPa/min考核
3 电力节能检测实施细则
（适用于火力发电厂汽轮机组真空严密性检测）
第二章 汽轮机组及附属设备节能检测 第四节 汽轮机组真空严密性检测 3.2.4.4 本条评价项目（见《评价》）的查评依据如下。 【依据1】《节能技术监督导则》（DLT1051－2007）
【依据2】中国华能集团公司节能监督技术标准
3.2.4.5 本条评价项目（见《评价》）的查评依据如下。
【依据1】《超临界火力发电机组水汽质量标准》（DLT912-2005）
3.2.4.6－3.2.4.8 本条评价项目（见《评价》）的查评依据如下。 【依据1】 《节能技术监督导则》（DLT1051－2007）
【依据2】《防止电力生产重大事故的二十五项重点求》（国电发［2000］589号）。
3.3.2 凝结水的精处理设备严禁退出运行。在凝结器铜管发生泄漏、凝结水品质超标时，应及时查找、堵漏。
3.3.6 安装或更新凝汽器铜管前，要对铜管全面进行探伤检查。
【依据3】集团公司防止电力生产事故重点要求（试行） 9.3 防止定、转子水路堵塞、漏水。
【依据4】集团公司火力发电厂汽轮机技术监督标准