ГОСТ 24278-2016. Межгосударственный стандарт. Установки турбинные паровые стационарные для привода электрических генераторов ТЭС. Общие технические требования
6 Технические требования
6.1 Общие требования
6.1.1 Требования к параметрам
Турбины должны обеспечивать длительную работу при температуре охлаждающей воды до 33 °C включительно.
По заказу потребителя турбины должны обеспечивать работу при температуре охлаждающей воды свыше 33 °C. Условия такой работы должны быть указаны в ТУ или ТЗ на турбины конкретных типоразмеров.
6.1.2 Требования к системе защиты
6.1.2.1 Турбина должна быть снабжена системой защиты, обеспечивающей ее останов при возникновении аварийных режимов работы.
6.1.2.2 Система защиты должна обеспечивать немедленное закрытие всех стопорных и регулирующих клапанов при потере давления жидкости в системе регулирования.
6.1.2.3 Система защиты должна быть спроектирована таким образом, чтобы ее можно было взвести только вручную путем местного или дистанционного воздействия.
6.1.2.4 Цилиндры низкого давления и конденсатор должны быть защищены от недопустимого повышения давления с помощью клапанов или предохранительных диафрагм.
6.1.2.5 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.
6.1.2.6 Подогреватели высокого давления должны быть оснащены предохранительными устройствами, защищающими их корпуса от недопустимого повышения давления.
6.1.3 Требования к маневренности
6.1.3.1 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.
6.1.3.2 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.
6.1.3.3 Турбины должны обеспечивать работу с любой нагрузкой в пределах регулировочного диапазона по активной мощности <*>:
а) длительно при изменении частоты электрического тока в диапазоне значений от 50,5 до 49,0 Гц (включая верхнюю границу диапазона);
б) кратковременно в диапазоне частот электрического тока (включая верхнюю границу диапазона):
от 55,0 до 53,0 Гц - с допустимой продолжительностью, устанавливаемой заводом-изготовителем;
от 53,0 до 51,0 Гц - с допустимой продолжительностью не менее 7 с и не более 10 с, суммарно не более 30 мин за весь срок эксплуатации;
от 51,0 до 50,5 Гц - с допустимой продолжительностью не менее 3 мин, суммарно не более 500 мин за весь срок эксплуатации;
от 49,0 до 48,0 Гц - с допустимой продолжительностью не менее 5 мин, суммарно не более 750 мин за весь срок эксплуатации;
от 48,0 до 47,0 Гц - с допустимой продолжительностью не менее 40 с и не более 1 мин, суммарно не более 180 мин за весь срок эксплуатации;
от 47,0 до 46,0 Гц (включая нижнюю границу диапазона) - с допустимой продолжительностью не менее 1 с и не более 10 с, суммарно не более 30 мин за весь срок эксплуатации.
--------------------------------
<*> Для генерирующего оборудования, введенного в эксплуатацию до вступления в силу Изменения N 1 (для Российской Федерации - до вступления в силу Правил технологического функционирования электроэнергетических систем, утвержденных постановлением Правительства Российской Федерации от 13 августа 2018 г. N 937 (далее - Правила)), допустимо отклонение от требований настоящего подпункта при условии предоставления владельцами генерирующего оборудования в соответствующий диспетчерский центр субъекта оперативно-диспетчерского управления заключения завода-изготовителя, содержащего технические причины отклонения от указанных требований, а также разрешенные диапазоны частот и продолжительность работы в них генерирующего оборудования, которые не меньше фактических диапазонов и продолжительности, зафиксированных на дату вступления в силу Изменения N 1 (для Российской Федерации - на дату вступления в силу вышеуказанных Правил).
6.1.3.4 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.
6.1.3.5 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.
6.1.4 Требования к системе регулирования
6.1.4.1 Турбины должны оснащаться электрогидромеханическими системами регулирования и защиты, включающими механическую, электрическую и электрогидравлическую части. Электрическая часть системы регулирования и защиты должна выполнять функции регулирования, защиты и управления турбиной и осуществлять обмен информационными и управляющими сигналами с другими системами автоматического управления ТЭС.
6.1.4.2 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.
6.1.4.3 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 свыше 150 МВт.
По согласованию между изготовителем и потребителем допускается увеличение степени нечувствительности в гидравлической системе регулирования до 0,3%.
6.1.4.4 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.
6.1.4.5 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.
6.1.4.6 При одновременном закрытии стопорных и регулирующих клапанов цилиндров высокого и среднего давления и номинальных параметрах пара ротор турбины не должен вращаться.
При раздельном закрытии клапанов (только стопорных, либо только регулирующих) допустимая частота вращения не должна превышать 50% номинальной.
6.1.4.7 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.
Вновь вводимые турбины энергоблоков с установленной мощностью 500 МВт и более должны обеспечивать возможность применения импульсной разгрузки по командам противоаварийной автоматики.
6.1.4.8 Турбины типа Т должны предусматривать возможность их использования для планового регулирования электрической нагрузки энергосистемы.
6.1.5 Требования к конструкции
6.1.5.1 Для турбин, оснащенных автоматизированной системой управления технологическим процессом (АСУ ТП), должны предусматриваться устройства для установки дополнительных измерительных приборов, обеспечивающих автоматизированные расчеты технико-экономических показателей и оперативный контроль за изменением экономичности оборудования энергоблоков.
6.1.5.2 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.
6.1.5.3 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.
6.1.5.4 Турбины должны допускать работу при скользящем давлении свежего пара. Параметры пара в зависимости от нагрузки турбины устанавливают в НТД.
6.1.5.5 Конденсационные турбины должны обеспечивать длительную работу при температуре пара в выхлопном патрубке до 70 °C.
6.1.5.6 Турбины должны обеспечивать возможность принудительного их расхолаживания. Условия работы в режиме расхолаживания устанавливают в ТУ или ТЗ на турбины конкретных типоразмеров.
6.1.5.7 Турбины должны допускать следующие режимы работы:
- с отключенными подогревателями высокого давления (особенности работы турбины должны быть указаны в ТУ или ТЗ на турбины конкретных типоразмеров);
- с нагрузкой собственных нужд после сброса нагрузки - до 40 мин;
- на холостом ходу после сброса электрической нагрузки - не менее 15 мин;
- на холостом ходу после пуска турбины для проведения испытаний генератора - не менее 20 ч;
- моторный (допустимая длительность должна быть указана в ТУ или ТЗ на турбины конкретных типоразмеров).
6.1.5.8 Турбины должны быть снабжены валоповоротным устройством, автоматически отключающимся при развороте турбины и, по заказу потребителя, автоматически включающимся при останове ротора.
6.1.5.9 Конструкция турбин должна предусматривать установку средств измерения и контроля относительного перемещения роторов, осевого сдвига валопровода, температурного состояния металла цилиндров.
Турбины должны быть оснащены аппаратурой для непрерывного контроля абсолютной вибрации подшипников опор по средней квадратической виброскорости.
Турбины мощностью 50 МВт и более должны быть снабжены аппаратурой для контроля относительной вибрации валов по виброперемещению.
У турбин мощностью 50 МВт и более виброизмерительная аппаратура должна иметь возможность подключения к автоматизированной системе вибродиагностики.
Объем средств измерения и контроля устанавливают по согласованию между изготовителем и потребителем.
6.1.5.10 Турбины должны быть снабжены предохранительными устройствами на паропроводах регулируемых отборов и на противодавлении (для теплофикационных турбин).
6.1.5.11 Конденсаторы турбин энергетических блоков должны иметь устройства для приема редуцированного пара от сбросного быстродействующего редукционно-охлаждающего устройства. Количество пара, на прием которого рассчитано это устройство, значение вакуума и допустимая длительность работы со сбросом пара в конденсатор должны быть установлены в ТУ или ТЗ на турбины конкретных типоразмеров.
6.1.5.12 Конструкция паро- и водоприемных устройств конденсатора должна предупреждать вынос капельной влаги к рабочим лопаткам последних ступеней и эрозионный износ их выходных кромок.
6.1.5.13 По заказу потребителя конденсаторы турбин должны быть оснащены устройствами для шариковой очистки внутренней поверхности трубок и устройствами предочистки.
6.1.5.14 В конденсаторах турбин типов Т и ПТ допускается выделять части поверхности (встроенные пучки) для подогрева обратной сетевой или подпиточной воды.
Возможность и условия одновременного пропуска подпиточной воды через встроенный пучок и циркуляционной воды через основную поверхность конденсатора устанавливают в ТУ или ТЗ на турбины конкретных типоразмеров.
6.1.5.15 Стопорные клапаны (при двух и более), обратные клапаны на линиях отборов пара и клапаны системы промежуточного перегрева должны быть снабжены устройствами для их расхаживания на полный ход при работе турбины под нагрузкой. Условия проведения расхаживания должны быть указаны в инструкции по эксплуатации.
6.1.5.16 В конструкции подшипников турбин мощностью 500 МВт и более должна быть предусмотрена возможность гидроподъема роторов.
6.1.5.17 Конструкция крепежных деталей с регламентированной затяжкой должна обеспечивать возможность ее контроля.
6.1.5.18 Турбины должны иметь системы обогрева фланцевых соединений корпусов цилиндров высокого давления, а турбины с промежуточным перегревом пара - также и цилиндров среднего давления с целью использования этих систем при любом тепловом состоянии турбин и при расхолаживании.
6.1.5.19 Дренажи турбин должны быть направлены через соответствующие расширители в конденсатор, для турбин с противодавлением - в бак низких точек.
6.1.5.20 Корпусные части турбин, работающие под давлением, должны выдерживать пробное гидравлическое давление, превышающее максимальное рабочее давление не менее чем на 50%.
6.1.5.21 Роторы турбин должны быть испытаны в течение 2 мин повышением частоты вращения на 2% выше максимальной расчетной, когда частота вращения ограничивается только действием автоматов безопасности, но не более чем на 20% номинальной.
6.1.5.22 Для систем маслоснабжения турбин следует применять турбинное или огнестойкое масло. При применении насоса с электроприводом в качестве главного масляного насоса турбины должны иметь устройства, обеспечивающие ее безаварийный останов в случае прекращения работы главных масляных насосов.
6.1.5.23 Вид климатического исполнения турбин - УХЛ4 (без местного регулирования) по ГОСТ 15150. По заказу потребителя турбины могут быть изготовлены в другом климатическом исполнении.
6.1.5.24 Массу турбины без конденсатора, специальной арматуры, эжекторов, перепускных труб, другого вспомогательного оборудования, комплектующего турбину, и без запасных частей, а также массу наиболее тяжелого элемента турбины указывают в ТУ или ТЗ на турбины конкретных типоразмеров.
6.1.5.25 Конструкция и применяемые материалы для деталей уплотнений проточных частей и концевых уплотнений цилиндров турбины должны обеспечивать максимальную сохранность расчетных значений зазоров в этих уплотнениях при регламентированных условиях эксплуатации в течение межремонтного периода.
6.1.5.26 Турбины должны быть приспособлены для проведения консервации против стояночной коррозии на период их останова более 7 сут.
6.1.5.27 Конструкция турбины должна обеспечивать свободу теплового расширения корпусов цилиндров при всех режимах эксплуатации. Для турбин мощностью 500 МВт и более должна быть предусмотрена возможность измерения нагрузок на лапах цилиндров.
6.1.5.28 Конструкция и материал дисков и лопаточного аппарата турбин, работающих в зоне фазового перехода, должны обеспечивать их коррозионную стойкость в процессе длительной эксплуатации при регламентированных предприятием-изготовителем условиях по качеству пара перед турбиной.
Допустимые величины эрозионного износа дисков и лопаточного аппарата, работающего в зоне фазового перехода, должны быть четко регламентированы в технической документации завода-изготовителя.
6.1.5.29 Конструкция турбин должна выдерживать землетрясение не менее 6 баллов по шкале MSK-64. Необходимость работы турбины при величине проектного землетрясения более 6 баллов должна быть указана в ТЗ на конкретный тип турбины.
6.1.5.30 Маслосистема в процессе эксплуатации должна обеспечивать поддержание качества масла, соответствующее требованиям НТД.
6.1.6 Требования к надежности
6.1.6.1 Турбины должны иметь следующие показатели надежности:
- установленный срок службы между ремонтами со вскрытием цилиндров - не менее 6 лет;
- средняя наработка на отказ - не менее 6250 ч для турбин мощностью 500 МВт и более, для турбин меньшей мощности - не менее 7000 ч;
- коэффициент готовности - не менее 0,98;
- полный установленный срок службы - не менее 40 лет, за исключением быстроизнашивающихся деталей.
Ресурс турбин, деталей и сборочных единиц устанавливают с учетом давления свежего пара и мощности турбин и указывают в паспорте соответствующего оборудования.
6.1.6.2 Среднее квадратическое значение виброскорости подшипников в вертикальном, поперечном и осевом направлениях на всех режимах работы турбин при номинальной частоте вращения должно соответствовать требованиям ГОСТ 25364 <*>.
--------------------------------
<*> В Российской Федерации действует ГОСТ Р 55265.2-2012 (ИСО 10816-2:2009) "Вибрация. Контроль состояния машин по результатам измерений вибрации на невращающихся частях. Часть 2. Стационарные паровые турбины и генераторы мощностью более 50 МВт с рабочими частотами вращения 1500, 1800, 3000 и 3600 мин в степени минус".
6.1.6.3 Для турбин мощностью 50 МВт и более изготовитель предоставляет заказчику результаты расчета критических частот вращения роторов по отдельности и в валопроводе, а также расчеты, подтверждающие отсутствие резонансов элементов динамических систем турбины вблизи рабочих оборотов.
6.1.7 Требования к ремонтопригодности
6.1.7.1 Требования к ремонтопригодности должны соответствовать НТД по ремонтопригодности, утвержденной в установленном порядке.
6.1.7.2 Конструкция турбин и вспомогательного оборудования должна предусматривать возможность проведения ремонтных работ и замену деталей, в том числе быстроизнашивающихся.
6.1.7.3 Турбины должны быть снабжены комплектами специального инструмента и приспособлений для проведения ремонтных работ.
6.1.7.4 Крупногабаритные сборочные единицы турбин должны быть оснащены устройствами (люками, скобами, поручнями), обеспечивающими осмотр их внутренних поверхностей и проведение ремонта.
6.1.7.5 Детали и сборочные единицы турбин массой более 20 кг должны иметь устройства для подъема, спуска и удержания изделий на весу при монтажных и ремонтных работах, если контуры изделия не позволяют удобно и надежно захватить его тросом подъемного устройства.
6.1.7.6 Все паропроводы, присоединяемые к турбинам, должны быть доступны для технического осмотра, дефектоскопии (просвечивания гамма-лучами или проверки ультразвуком), если она предусмотрена проектом, ремонта и нанесения тепловой изоляции.
6.1.7.7 В конструкции вновь проектируемых турбин должна быть предусмотрена возможность балансировки роторов цилиндров высокого, среднего и низкого давления без снятия верхних половин корпусов цилиндров, в том числе с выносными плоскостями для установки грузов.
6.1.7.8 Конструкция корпусов подшипников должна предусматривать установку постоянных или временных приспособлений для подъема роторов при выкатывании нижних половин вкладышей.
6.1.7.9 Конструкция радиальных, концевых и диафрагменных уплотнений турбин должна предусматривать возможность замены элементов и восстановления зазоров в процессе ремонта.
6.1.7.10 В корпусных деталях турбин (включая системы парораспределения) и паропроводах высокого давления должны быть предусмотрены места вырезки проб для механических испытаний образцов металла деталей в процессе эксплуатации (для вновь проектируемых турбин).
6.1.7.11 Сборочные единицы и детали, устанавливаемые соосно с ротором, должны иметь специальные регулируемые элементы для их центровки относительно ротора.
6.1.7.12 Быстроизнашиваемые детали турбин должны быть легкосъемными для их замены в процессе эксплуатации и при ремонте отдельных цилиндров.
Подписаться на обновления