ГОСТ 24278-89 Установки турбинные паровые стационарные для привода электрических генераторов ТЭС. Общие технические требования.

ГОСТ 24278-89

Группа Е23

 ГОСУДАРСТВЕННЫЙ СТАНДАРТ СОЮЗА ССР

УСТАНОВКИ ТУРБИННЫЕ ПАРОВЫЕ СТАЦИОНАРНЫЕ

ДЛЯ ПРИВОДА ЭЛЕКТРИЧЕСКИХ ГЕНЕРАТОРОВ ТЭС

Общие технические требования

Stationary steam turbines for electric generators at thermal

electric stations. General technical requirements

ОКП 31 1111

Срок действия с 01.01.91

до 01.01.96*

 ИНФОРМАЦИОННЫЕ ДАННЫЕ

1. РАЗРАБОТАН И ВНЕСЕН Министерством тяжелого, энергетического и транспортного машиностроения СССР

ИСПОЛНИТЕЛИ

Н.Д.Маркозов, канд. техн. наук; Т.И.Арефьева; О.А.Владимирский; В.И.Нишневич, канд. техн. наук; Д.М.Будняцкий, канд. техн. наук; Н.Ф.Комаров, канд. техн. наук

2. УТВЕРЖДЕН И ВВЕДЕН В ДЕЙСТВИЕ Постановлением Государственного комитета СССР по управлению качеством продукции и стандартам от 22.09.89 N 2845

3. Стандарт полностью соответствует СТ СЭВ 3035-81

4. ВЗАМЕН ГОСТ 24278-85Е

5. ССЫЛОЧНЫЕ НОРМАТИВНО-ТЕХНИЧЕСКИЕ ДОКУМЕНТЫ

Настоящий стандарт распространяется на установки турбинные паровые стационарные с паровыми турбинами мощностью от 50 до 1600 МВт, с номинальной частотой вращения ротора 50 с

, предназначенные для привода турбогенераторов тепловых электростанций, работающих на органическом топливе.

Стандарт устанавливает основные параметры и требования к турбинным установкам, изготовляемым для нужд народного хозяйства и экспорта.

Термины, используемые в стандарте, и их пояснения приведены в приложении.

 1. ОСНОВНЫЕ ПАРАМЕТРЫ

1.1. Турбины для турбинных установок должны изготовляться следующих типов:

К - конденсационные;

П - теплофикационные с производственным отбором пара;

Т - теплофикационные с отопительным отбором пара;

ПТ - теплофикационные с производственным и отопительным отборами пара;

Р - теплофикационные с противодавлением, без регулируемого отбора пара;

ПР - теплофикационные с противодавлением и производственным отбором пара;

ТР - теплофикационные с противодавлением и с отопительным отбором пара;

КТ - конденсационные с отпуском тепла на теплофикацию.

1.2. Номинальные значения основных параметров должны соответствовать указанным в табл.1.

1.3. При выборе параметров допускается принимать:

значения мощности турбины и давления свежего пара, указанные в табл.1, с отклонением ±5%;

значения температуры свежего пара и промежуточного перегрева пара, указанные в табл.1, с отклонением при температуре до (535±8) °С, а при более высоких температурах - ±5 °С;

значения температуры питательной воды, указанные в табл.1, с отклонением ±10 °С.

Таблица 1

_________________

* Значения уточняют при проектировании.

Примечания:

1. Изготовление турбин, значения параметров которых заключены в скобки, допускается по требованию заказчика.

2. Для турбин парогазовых циклов параметры устанавливают в технических условиях на турбины.

1.4. Обозначение турбины должно включать тип турбины, номинальную мощность, максимальную мощность для турбин типов Т и ПТ, номинальное давление свежего пара, номинальное давление отбираемого пара для турбин типов П, ПТ и ПР, номинальное давление пара за турбиной для турбин типов Р и ПР.

Пример условного обозначения конденсационной паровой турбины номинальной мощностью 200 МВт и номинальным давлением свежего пара 12,8 МПа:

Турбина паровая К-200-12,8.

Примечания:

1. В условных обозначениях разрабатываемых турбин значение давления пара указывают в мегапаскалях (МПа). В условных обозначениях существующих и модернизируемых турбин допустимо указывать давление пара в килограмм-силах на квадратный сантиметр (кгс/см

).

2. В конструкторской и нормативно-технической документации к обозначению турбины по настоящему стандарту допустимо добавлять обозначение модификации.

1.5. В соответствии с техническим заданием или условиями эксплуатации турбины допускается отклонение от ее номинальной мощности от минус 5 до плюс 10%.

Примечания:

1. Значение номинальной мощности, полученной при модернизации, допускается не вводить в условное обозначение турбины.

2. При модернизации турбины с целью увеличения ее тепловой нагрузки сверх исходного номинального значения допускается уменьшение номинальной мощности.

1.6. Турбины должны допускать длительную работу при отклонениях параметров свежего пара и температуры промежуточного перегрева пара от их номинальных значений в пределах, указанных в табл.2.

Таблица 2

______________

* При работе на скользящем давлении уровень допустимого снижения давления свежего пара устанавливают в нормативно-технической документации (НТД).

1.7. Пределы регулирования давления отбираемого пара и пара за турбиной для турбин типов П, Т, ПТ, Р, ПР, ТР, КТ должны соответствовать указанным в табл.3.

Таблица 3

Примечание. На режимах работы турбины с ограничением какого-либо отбора пара допускается повышать его абсолютное давление сверх верхнего предела регулирования. Допустимое повышение давления устанавливают в технических условиях на техническом задании (ТУ или ТЗ) на турбины конкретных типоразмеров.

1.8. Номинальная мощность турбин типов Т и ПТ должна обеспечиваться при уменьшении отопительного отбора пара до нуля (или до значения, согласованного между изготовителем и потребителем) при номинальных значениях всех остальных параметров.

1.9. В соответствии с ГОСТ 183 направление вращения ротора должно быть правое (по часовой стрелке, если смотреть на передний подшипник в сторону турбогенератора).

1.10. Удельные расходы теплоты для конденсационных турбин, удельные расходы пара на теплофикационном режиме и удельные расходы теплоты на конденсационном режиме для турбин типов П, Т, ПТ и КТ, удельные расходы пара для турбин типов Р, ПР и ТР при номинальных значениях основных параметров, а также условия, при которых обеспечиваются удельные расходы теплоты (пара), и допуски на их значения устанавливают в ТУ или ТЗ на турбины конкретных типоразмеров.

  2. ТЕХНИЧЕСКИЕ ТРЕБОВАНИЯ

2.1. Общие требования

2.1.1. Требования к параметрам

2.1.1.1. Турбины должны обеспечивать длительную работу при температуре охлаждающей воды до 33 °С включ.

По заказу потребителя турбины должны обеспечивать работу при температуре охлаждающей воды св. 33 °С. Условия такой работы должны быть указаны в ТУ или ТЗ на турбины конкретных типоразмеров.

2.1.2. Требования к системе защиты

2.1.2.1. Турбина должна быть снабжена системой защиты, обеспечивающей ее останов при возникновении аварийных режимов работы.

2.1.2.2. Система защиты должна обеспечивать немедленное закрытие всех стопорных и регулирующих клапанов при потере давления жидкости в системе регулирования.

2.1.2.3. Система защиты должна быть спроектирована таким образом, чтобы ее можно было взвести только вручную путем местного или дистанционного воздействия.

2.1.2.4. Цилиндры низкого давления и конденсатор должны быть защищены от недопустимого повышения давления с помощью клапанов или предохранительных диафрагм.

2.1.2.5. На паропроводах регенеративных и регулируемых отборов для внешних потребителей должны быть установлены обратные клапаны с автоматическим гидроприводом для предотвращения попадания пара и воды в проточную часть турбины при сбросах нагрузки.

2.1.2.6. Подогреватели высокого давления должны быть оснащены предохранительными устройствами, защищающими их корпуса от недопустимого повышения давления.

2.1.3. Требования к маневренности

2.1.3.1. Турбины должны обеспечивать длительную работу в диапазоне мощности 30-100% номинальной для регулирования графиков электрической нагрузки. Скорости изменения мощности в регулировочном диапазоне должны быть установлены в ТУ или ТЗ на турбины конкретных типоразмеров.

2.1.3.2. В регулировочном диапазоне конденсационные турбины должны допускать изменение установившейся мощности на 7% номинальной со скоростью 2% номинальной мощности в секунду при любом виде воздействия с целью обеспечения автоматического регулирования частоты и перетоков по линиям электропередач.

2.1.3.3. Турбины должны обеспечивать длительную работу в регулировочном диапазоне при отклонениях частоты вращения ротора 98-101% номинальной.

В аварийных условиях допускается работа турбины при следующих значениях частоты сети энергосистемы:

50,5-51,0 Гц - один раз продолжительностью не более 3 мин и не более 500 мин за весь срок эксплуатации;

49,0-48,0 Гц - один раз продолжительностью не более 5 мин и не более 750 мин за весь срок эксплуатации;

48,0-47,0 Гц - один раз продолжительностью не более 1 мин и не более 180 мин за весь срок эксплуатации;

47,0-46,0 Гц - один раз продолжительностью не более 10 с и не более 30 мин за весь срок эксплуатации.

2.1.3.4. Конденсационные турбины должны быть рассчитаны на общее число пусков за весь срок эксплуатации не менее 1000 из неостывшего состояния (остановы на 24-55 ч) и 2000 - из горячего состояния (останов на 5-8 ч) для вновь проектируемых турбин. Продолжительность пусков из различных тепловых состояний указывают в ТУ или ТЗ на турбины конкретных типоразмеров.

2.1.3.5. Теплофикационные турбины должны быть рассчитаны на общее число пусков за весь срок эксплуатации не менее 1800 из различных тепловых состояний, в том числе не менее 100 пусков из холодного состояния.

2.1.4. Требования к системе регулирования

2.1.4.1. Турбины, а также средства контроля и управления турбиной должны предусматривать возможность использования всережимных (включая пуск и останов) автоматизированных систем управления (для теплофикационных турбин - мощностью 100 МВт и выше).

2.1.4.2. Степень неравномерности регулирования частоты вращения при номинальных параметрах пара должна быть в пределах 4-5% номинальной частоты вращения. Местная степень неравномерности должна быть не менее 2% номинальной частоты вращения. Увеличение местной степени неравномерности при мощности менее 15% номинальной не регламентируют, при дроссельном регулировании в диапазоне мощностей от 90% до максимальной, а при сопловом регулировании - 90-100% мощности, регулируемой очередной сопловой группой, местная степень неравномерности не должна превышать среднего значения степени неравномерности более чем в три раза.

Для турбин типа Р степень неравномерности допускается 4,5-6,5% номинальной частоты вращения.

2.1.4.3. Степень нечувствительности системы регулирования частоты вращения при любой мощности не должна превышать 0,06% номинальной частоты вращения в электрогидравлической системе регулирования с регулятором мощности. В гидравлической системе регулирования степень нечувствительности системы регулирования частоты вращения не должна превышать 0,2% номинальной частоты вращения для турбин мощностью до 150 МВт и 0,1% - для турбин мощностью св. 150 МВт.

По согласованию между изготовителем и потребителем допускается увеличение степени нечувствительности в гидравлической системе регулирования до 0,3%.

2.1.4.4. Система регулирования турбины должна иметь механизм управления, обеспечивающий перемещение регулирующих клапанов из положения холостого хода до полной нагрузки за время не более 40 с.

В электрогидравлической системе регулирования должны быть электрические входы для задания мощности турбины и ее быстрого изменения.

2.1.4.5. Система регулирования турбин при внезапном сбросе мощности с отключением генератора от сети во всем диапазоне мощностей, включая номинальную, при номинальных параметрах пара и номинальной частоте вращения должна ограничивать динамический заброс частоты вращения, не допуская срабатывания автоматов безопасности, отрегулированных на включение при повышении частоты вращения ротора до 10-12% сверх номинальной или до значения, указанного в ТУ или ТЗ на турбины конкретных типоразмеров.

2.1.4.6. При одновременном закрытии стопорных и регулирующих клапанов цилиндров высокого и среднего давления и номинальных параметров пара ротор турбины не должен вращаться.

При раздельном закрытии клапанов (только стопорных либо только регулирующих) допустимая частота вращения не должна превышать 50% номинальной.

2.1.4.7. Турбины должны допускать сброс электрической нагрузки со скоростью, определяемой быстродействием системы регулирования турбины.

При длительности работы с полностью закрытыми клапанами турбин не более 3 с для блоков с питательными турбонасосами и до 10 с - для блоков с питательными электронасосами турбины должны обеспечивать восстановление нагрузки до исходного или любого другого значения в регулировочном диапазоне, со скоростью не менее 10% номинальной мощности в секунду.

Расчетное число таких режимов устанавливают в ТУ или ТЗ на турбины конкретных типоразмеров.

2.1.4.8. Турбины типа Т должны предусматривать возможность их использования для планового регулирования электрической нагрузки энергосистемы.

2.1.5. Требования к конструкции

2.1.5.1. Для турбин, оснащенных информационно-вычислительным комплексом (ИВК), должны предусматриваться устройства для установки дополнительных измерительных приборов, обеспечивающих автоматизированные расчеты с помощью ИВК технико-экономических показателей и оперативный контроль за изменением экономичности оборудования энергоблоков.

2.1.5.2. По согласованию с заказчиком конструкция турбин должна предусматривать возможность нерегулируемого отбора пара для нужд теплоснабжения и на собственные нужды. Расход и параметры отбираемого пара устанавливают в ТУ или ТЗ на турбины конкретных типоразмеров.

2.1.5.3. Турбины типов П, ПТ, ПР и Р должны допускать возможность параллельной работы по отпуску пара из производственного отбора в общий паровой коллектор независимо от количества отпускаемого пара и параллельного использования редукционно-охладительных установок.

При необходимости, возможность параллельной работы турбин по отопительному отбору должна быть указана в ТУ или ТЗ на турбины конкретных типоразмеров.

2.1.5.4. Турбины должны допускать работу при скользящем давлении свежего пара. Параметры пара в зависимости от нагрузки турбины устанавливают в НТД.

2.1.5.5. Конденсационные турбины должны обеспечивать длительную работу при температуре пара в выхлопном патрубке до 70 °С.