Товары в корзине: 0 шт Оформить заказ
Стр. 1
 

22 страницы

396.00 ₽

Купить ГОСТ 24277-91 — официальный бумажный документ с голограммой и синими печатями. подробнее

Официально распространяем нормативную документацию с 1999 года. Пробиваем чеки, платим налоги, принимаем к оплате все законные формы платежей без дополнительных процентов. Наши клиенты защищены Законом. ООО "ЦНТИ Нормоконтроль".

Наши цены ниже, чем в других местах, потому что мы работаем напрямую с поставщиками документов.

Способы доставки

  • Срочная курьерская доставка (1-3 дня)
  • Курьерская доставка (7 дней)
  • Самовывоз из московского офиса
  • Почта РФ

Распространяется на установки паротурбинные стационарные с паровыми турбинами мощностью 30 МВт и выше с номинальной частотой вращения ротора 50 и 25 с в ст. минус 1, предназначенные для работы в составе энергоблока вместе с ядерной паропроизводительностьной установкой и электрическим генератором на атомных электростанциях

  Скачать PDF

Заменяет ГОСТ 24277-85

Ограничение срока действия снято: Протокол № 7-95 МГС от 01.03.95 (ИУС 11-95)

Оглавление

1 Типы и основные параметры

2 Технические требования

3 Требования безопасности

4 Комплектность

5 Упаковка, транспортирование и хранение

6 Приемка

7 Методы контроля

8 Указания по эксплуатации

Приложение (справочное) термины, используемые в настоящем стандарте, и их пояснения

Показать даты введения Admin

ГОСУДАРСТВЕННЫЙ СТАНДАРТ СОЮЗА ССР

УСТАНОВКИ ПАРОТУРБИННЫЕ СТАЦИОНАРНЫЕ ДЛЯ АТОМНЫХ ЭЛЕКТРОСТАНЦИЙ

ОБЩИЕ ТЕХНИЧЕСКИЕ УСЛОВИЯ

ГОСТ 24277-91

55 коп. БЗ 8—91


Издание официальное

КОМИТЕТ СТАНДАРТИЗАЦИИ И МЕТРОЛОГИИ СССР Москва

УДК 621.165:006.354    Группа    Е23

ГОСУДАРСТВЕННЫЙ СТАНДАРТ СОЮЗА ССР

ГОСТ

24277—91

УСТАНОВКИ ПАРОТУРБИННЫЕ СТАЦИОНАРНЫЕ ДЛЯ АТОМНЫХ ЭЛЕКТРОСТАНЦИЙ

Общие технические условия

Stationary steam turbines for nuclear power plants.

General specifications

ОКП 31 1115

Срок действия с 01.01.92 до 01.01.97

Настоящий стандарт распространяется на установки паротурбинные стационарные с паровыми турбинами мощностью 30 МВт и выше с номинальной частотой вращения ротора 50 и 25 с-1, предназначенные для работы в составе энергоблока вместе с ядер-нон паропроизволитсльной установкой (ЯГ1ПУ) и электрическим генератором на атомных электростанциях.

Стандарт устанавливает обязательные требования к турбинам и другому оборудованию паротурбинной установки (ПТУ). Допускается уточнять указанные требования в техническом задании (ТЗ) на оборудование конкретных типоразмеров.

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

1. ТИПЫ И ОСНОВНЫЕ ПАРАМЕТРЫ

1.1. Установки паротурбинные изготавливают с турбинами следующих типов:

К — конденсационными;

КТ — конденсационными с нерегулируемыми отопительными отборами пара;

Т—теплофикационными с регулируемыми отопительными отборами пара;

ТК — теплофикационными с регулируемыми отопительными отборами пара, с выработкой мощности в части низкого давления турбин при максимальной теплофикационной нагрузке.

Издание официальное

© Издательство стандартов, 1992

Настоящий стандарт не может быть годностью или частично воспроизведен, тиражироган и распространен бет разрешения Госстандарта СССР

1.2. Номинальные значения основных параметров турбоустановки, в том числе удельных расходов теплоты паротурбинных установок с турбинами типов К, КТ, ТК и с турбинами типа Т на конденсационном режиме, удельные расходы пара установок с турбинами типа Т при номинальных значениях параметров пара, а также условия, при которых обеспечиваются удельные расходы теплоты (пара), и допуски на их отклонения устанавливают в ТУ или технических заданиях (ТЗ) на турбины конкретных типоразмеров в соответствии с ГОСТ 15 001 или ГОСТ 15.005.

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

1.4. Обозначение турбины должно включать тип турбины, номинальную электрическую мощность турбоагрегата для турбин типа К, номинальную и максимальную электрическую мощность турбоагрегата для турбин типов КТ, Т, ТК, номинальное абсолютное давление свежего пара, частоту вращения.

1.4.1.    В условных обозначениях разрабатываемых турбин значение давления пара указывают в мегапаскалях (МПа). В условных обозначениях существующих турбин допускается указывать давление пара в килограмм-силах на квадратный сантиметр (кгс/см2).

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

1.4.3.    Для турбин с частотой вращения 50 с-1 в условном обозначении этот параметр допускается не указывать.

1.4.4.    Пример условного обозначения конденсационной паровой турбины с поминальной электрической мощностью турбоагрегата 1000 МВт, номинальным давлением свежего пара 5,9 МПа и частотой вращения 25 с~':

Турбина паровая К-1000—5,9/25

То же, типа ТК с номинальной электрической мощностью 450 МВт, максимальной электрической мощностью 500 МВт, номинальным давлением свежего пара 5,9 МПа и частотой вращения 50 с ■:

Турбина паровая ТК-450/500—5.9150 или

Турбина паровая ТК-450/500—5,9

2. ТЕХНИЧЕСКИЕ ТРЕБОВАНИЯ

2.1.    Требования к турбине и оборудованию ПТУ

2.1.1.    Турбины изготавливают в соответствии с требованиями настоящего стандарта, ТЗ или ТУ на турбины конкретных типораз-

ГОСТ 24277-91 С. 3

меров по рабочим чертежам, утвержденным в установленном порядке.

2.1.2.    Турбины должны обеспечивать длительную работу в диапазоне регулирования мощности от 30 до 100% номинальной. Скорости изменения мощности в этом диапазоне должны быть установлены в ТЗ или ТУ на турбины конкретных типоразмеров.

2.1.3.    В турбине должна быть предусмотрена возможность длительной работы в диапазоне регулирования мощности при отклонениях частоты вращения ротора от 98 до 101% номинальной, а также работа ограниченной продолжительности при указанных ниже значениях частоты сети в энергосистеме:

50,5—51,0 Гц — не более 3 мин в каждом отдельном случае и не более 500 мин за весь срок службы;

49.0— 48,0 Гц — не более 5 мин в каждом отдельном случае и не более 750 мин за весь срок службы;

48.0— 47,0 Гц — нс более 1 мин в каждом отдельном случае и не более 180 мин за весь срок службы;

47.0— 46,0 Гц — не более 10 с в каждом отдельном случае и не более 30 мин за весь срок службы.

2.1.4.    Турбины должны обеспечивать длительную работу при температуре охлаждающей воды до ЗЗ^С.

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

2.1.5.    Турбины должны допускать работу при скользящем давлении свежего пара.

2.1.6.    Турбины должны обеспечивать длительную работу при любых нагрузках с температурой пара в выхлопном патрубке не более 70°С.

2.1.7.    Турбины должны обеспечивать длительную работу при влажности свежего пара не более 0,5%.

2.1.8.    Показатели качества пара устанавливают в ТЗ или ТУ на турбины конкретных типоразмеров.

В турбинах, работающих на радиоактивно загрязненном паре, допускается содержание в паре водорода. На выхлопе эжектора содержание водорода не должно превышать 13% объема.

2.1.9.    Турбины должны допускать следующие режимы эксплуатации:

с отключенными подогревателями высокого давления;

с нагрузкой собственных нужд после сброса нагрузки;

на холостом ходу после сброса электрической нагрузки;

на холостом ходу для проведения испытаний генератора;

моторный.

2-552

С 4 ГОСТ 24277-91

Допустимая длительность непрерывной работы на этих режимах должна быть установлена в ТУ на турбины конкретных типоразмеров.

2.1.10.    Турбины должны обеспечивать не менее 1500 пусков за полный срок службы из любых тепловых состояний.

2.1.11.    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.

Требования к вибрации другого оборудования ПТУ устанавливают в ТЗ или ТУ на конкретные типоразмеры этого оборудования.

2.1.12.    В конструкции турбин и оборудования ПТУ должны быть предусмотрены взаимозаменяемость деталей и сборочных единиц, блочность компоновки. Конструктивное исполнение соединений базовых деталей с деталями, подлежащими замене в течение срока службы оборудования, должно обеспечивать лег-косъемность при замене.

2.1.13.    Конструктивное исполнение быстроизнашивающихся составных частей турбин и оборудования ПТУ должно обеспечивать их замену без вскрытия корпусов цилиндров турбины, насосов, теплообменных аппаратов и других крупногабаритных сборочных единиц оборудования, а также легкосъсмпость этих деталей при замене.

2.1.14.    При разработке конструкции турбины и оборудования ПТУ следует предусматривать меры, снижающие или предупреждающие эрозионные разрушения элементов, работающих в зоне влажного пара. На указанных элементах следует предусмотреть меры по защите технологических баз, если они необходимы при восстановлении в течение срока службы.

2.1.15.    Турбины должны быть снабжены валоповоротным устройством, автоматически включающимся в процессе останова турбины и отключающимся при ее пуске.

2.1.16.    В турбине и другом оборудовании ПТУ предусматривают средства измерения и контроля теплового и механического состояний деталей и сборочных единиц.

2.1.17.    В базовых частях турбин (включая устройства парораспределения) при необходимости должна быть предусмотрена возможность вырезок для механических испытаний металла в процессе эксплуатации.

2.1.18.    Нижние половины корпусов цилиндров турбины должны иметь сварные соединения с трубопроводами.

2.1.19.    В конструкции корпусов подшипников роторов турбины должны быть предусмотрены встроенные устройства или внешние специальные средства для подъема роторов при выемке нижних половин подшипников без разборки корпусов цилинд-

ГОСТ 24277-91 С. 5

ров. Устройство сопряжения с внешними средствами подъема должны быть защищены от повреждений и обеспечивать легкость установки и снятия средств подъема.

Для роторов массой более 30 т должны быть предусмотрены встроенные устройства подъема.

2.1.20.    Конструкция корпусов подшипников турбины должна исключать течи масла и выбросы масляных аэрозолей по валу наружу.

2.1.21.    В конструкции диафрагм и обойм концевых уплотнений цилиндров турбины должны быть предусмотрены устройства, исключающие при замене сегментов уплотнительных колец и (или) регулировке зазоров в уплотнениях необходимость выполнения операций с обязательной укладкой обойм и диафрагм в корпуса цилиндров и многократной контрольной сборкой с роторами.

2.1.22.    Для турбин с массой валопровода более 40 т в конструкции их подшипников должна быть предусмотрена система гидроподъема роторов.

2.1.23.    При закрытых стопорных и регулирующих клапанах цилиндров высокого и среднего давления и номинальных параметрах пара ротор турбины не должен вращаться. При закрытых клапанах только стопорных (или только регулирующих) частота вращения не должна превышать 50% номинальной.

2.1.24.    В стопорных клапанах, обратных клапанах на трубопроводах отборов и заслонках на трубопроводах промежуточного перегрева должна быть предусмотрена возможность проверки их работоспособности при работе турбины. Порядок проверки работоспособности клапанов и заслонок указывают в эксплуатационной документации.

2.1.25.    Трубопроводы в пределах ПТУ должны иметь уклоны и устройства дренирования. В трубопроводах не должно быть застойных участков, затрудняющих их очистку.

2.1.26.    Валопровод должен выдерживать нагрузку от крутящего момента, возникающего при коротком замыкании в сети при номинальной мощности. Условия отключения генератора от сети, необходимые для выполнения расчетов, указывает заказчик.

2.1.27.    Конструкция турбины должна обеспечивать балансировку роторов цилиндров среднего и низкого давления для снижения вибрации на критических и рабочих скоростях вращения без снятия верхних половин корпусов цилиндров.

2.1.28.    Конденсаторы турбин должны иметь встроенные устройства для приема редуцированного пара от сбросной быстродействующей установки. Характеристики этих устройств устанавливают в ТЗ или ТУ на турбины конкретных типоразмеров.

2.1.29.    В конденсационной системе турбоустановки при необходимости должны быть предусмотрены устройства для очистки

2*

С 6 ГОСТ 24277-91

трубок. Порядок очистки устанавливают в эксплуатационной документации.

2.1.30.    Вид климатического исполнения турбоустановок — УХЛ4 по ГОСТ 15150, если иное не предусмотрено в ТЗ.

2.1.31.    Массу и габариты наиболее крупных транспортируемых пастей оборудования турбоустановки указывают в ТЗ или ТУ.

2.1.32.    Сейсмостойкость конструкции турбины и другого оборудования ПТУ должна быть не менее 7 баллов по шкале MSK-64, если иное не предус.мотрено в ТЗ.

2.1.33.    На каждой турбине должна быть установлена табличка по ГОСТ 12971. Сведения об изделии, указываемые на табличке, устанавливают в ТУ на турбины конкретных типоразмеров. Надписи на табличке должны быть четкими и долговечными.

2.1.34.    Маркировка упаковки должна соответствовать требованиям ГОСТ 14192.

В случае, если оборудование не подлежит упаковке, маркировку наносят на прочно прикрепленном ярлыке или на самом изделии.

2.1.36. Требования к материалам

2.1.36.1.    Для изготовления деталей паровых турбин и другого оборудования ПТУ следует применять материалы и полуфабрикаты, номенклатура которых установлена в нормативно-технической документации.

2.1.36.2.    Детали турбин, предназначенных для работы на радиоактивно загрязненном паре, изготавливают из материалов с содержанием кобальта не более 0,05%.

Контролю на содержание кобальта подвергают:

сталь, предназначенную для изготовления роторов, дисков, рабочих лопаток, внутренних цилиндров и обойм, с содержанием никеля более 2%;

хромоникслевую сталь для изготовления литых корпусов цилиндров и клапанов, сопловых камер, обойм, электродов для про-тивоэрозионных наплавок, уплотнений диафрагм и концевых уплотнений, трубок конденсаторов и основных частей регенеративных подогревателей с содержанием никеля свыше 8%.

2.1.36.3.    Не допускается применять сплавы, содержащие цинк и медь, для трубок конденсаторов, регенеративных и сетевых подогревателей.

2.1.36.4.    Рабочие среды для систем регулирования и смазочной должны быть установлены в ТЗ или ТУ на турбоустановки конкретных типоразмеров.

2.2. Т р е б о в а н и я к системам паротурбинной установки

2.2.1.    Требования к системе регулирования

2.2.1.1.    Система регулирования должна осуществлять:

ГОСТ 24277-91 С. 7

регулирование частоты вращения от холостого хода до полной нагрузки включительно при работе га изолированную сеть;

регулирование мощности при работе турбогенератора в энергосистеме.

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

2.2.1.3.    Степень нечувствительности регулирования частоты вращения при любой мощности не должна превышать 0,06% номинальной частоты вращения для элекгрогидравлической системы регулирования (при ее наличии).

При гидравлической системе степень нечувствительности устанавливают в ТУ на 1урбины конкретных типоразмеров.

2.2.1.4.    Система регулирования турбин при внезапном сбросе нагрузки с отключением генератора от сети во всем диапазоне мощностей, включая номинальную, при номинальных параметрах пара и номинальной частоте вращения с учетом допустимых отклонений должна ограничивать заброс частоты вращения, не допуская срабатывания регулятора безопасности.

2.2.1.5.    Регулирование частоты вращения и управление подачей пара считают устойчивым, если:

размах установившихся незатухающих колебаний, вызываемых устройствами регулирования частоты вращения, не превышает 0,2% номинальной частоты вращения турбоагрегата, работающего при установившейся нагрузке в изолированной сети и в режиме холостого хода;

размах установившихся незатухающих колебаний мощности, вызываемых устройствами регулирования подачи пара и частоты вращения, не превышает 4% номинальной мощности при работе турбо! енератора параллельно с другими турбогенераторами при номинальной частоте вращения и установившейся нагрузке.

2.2.1.6.    В системе регулирования должна быть предусмотрена ее совместимость с автоматизированной системой управления турбоустановки (АСУТ) и с автоматизированной системой управления технологическими процессами энергоблока (АСУТП).

2.2.1.7.    В АСУТ турбоустановки должны быть предусмотрены устройства или способы, предотвращающие неправильную после-

довательность работы исполнительных устройств системы регулирования и самопроизвольные пуск и останов турбины.

2.2.2. Требования к системе защиты турбины

2.2.2.1.    Система защиты должна срабатывать на отключение турбины при:

падении давления жидкости в системе регулирования ниже допустимого;

превышении допустимой частоты вращения ротора;

относительном осевом перемещении ротора, превышающем допустимое.

Дополнительные требования к срабатыванию системы защиты [?а отключение турбины должны быть установлены в ТЗ или ТУ на турбины конкретных типоразмеров.

2.2.2.2.    Предельное значение давления жидкости в системе регулирования устанавливают в эксплуатационной документации на турбины конкретных типоразмеров.

2.2.2.3.    Регулятор безопасности должен срабатывать при повышении частоты вращения ротора до значения, превышающего на 10—12% номинальное, или до значения, указанного в ТУ на турбины конкретных типоразмеров.

2.2.2.4.    В системе защиты должны быть предусмотрены сигнализация и устройства отключения турбины при уменьшении подачи смазочной жидкости ниже установленного значения.

2.2.2    5. В системе защиты должна быть предусмотрена возможность аварийного местного или дистанционного отключения турбины оператором.

2.2    2.6. В системе защиты звуковая и световая сигнализации должны срабатывать при превышении установленных значений:

относительного теплового удлинения ротора;

температуры пара или металла в выхлопной части цилиндра низкого давления;

температуры (масла или металла) в подшипниках;

уровня вибрации и др.

Дополнительная сигнализация в системе защиты должна быть указана в ТЗ или ТУ на турбоустановки конкретных типоразмеров.

Предельные значения контролируемых величин устанавливают в эксплуатационной документации.

2.2.2.7. Цилиндры низкого давления турбины и (или) конденсатор должны быть защищены с помощью клапанов или предохранительных диафрагм от повышения давления сверх установленного значения. Трубопроводы отборов пара из турбины должны Г'ыть снабжены защитными устройствами для предотвращения разгона и попадания воды в проточную часть турбины.

ГОСТ 24277-91 С. 9

Если для предотвращения разгона и попадания воды в проточную часть предусмотрены другие способы и устройства, то допускается защитные устройства на трубопроводах не применять.

2.2.2.8.    Должны быть предусмотрены устройства или способы, предотвращающие заброс воды в проточную часть турбины из сепараторов и пароперегревателей.

2.2.2.9.    В системе защиты должна быть предусмотрена ее совместимость с АСУТ и с АСУТП блока.

2.2.2.10.    В АСУТ должны быть предусмотрены устройства или способы, предотвращающие неправильную последовательность работы и самопроизвольное срабатывание устройств системы защиты.

2.2.2.11.    Конструкция устройств системы защиты должна предусматривать их установку в рабочее положение только путем местного или дистанционного воздействия оператора.

2.2.3. Требования к смазочной системе

2.2.3.1.    Смазочная система должна обеспечивать подачу смазочного материала к подшипникам турбоагрегата на всех режимах работы установки, в том числе при пусках и остановах и при отказах смазочных насосов.

2.2.3.2.    Число и производительность охладителей смазочного материала и фильтров его очистки должны обеспечивать возможность отключения любого из них в процессе эксплуатации.

2.2.3.3.    Конструктивное исполнение смазочной системы, включая компоновку оборудования и трубопроводов, а также конструктивные исполнения соединений должны обеспечивать минимальную протяженность линий и герметичность системы, а также предотвращать попадание масла на горячие поверхности оборудования турбоустановки при нарушениях герметичности смазочных линий в процессе эксплуатации.

2.2.3.4.    Смазочная система должна быть снабжена устройствами для вентиляции полостей возможного скопления масляных паров.

2.2.3.5.    Сливные маслопроводы подшипников турбины должны иметь уклон в сторону главного масляного бака турбины, изгибы и колена маслопроводов не должны препятствовать свободному сливу масла.

2.3. Требования к надежности

2.3.1. Турбины должны иметь следующие показатели надежности:

средний срок службы до капитального ремонта — не менее 6 лет;

назначенный срок службы — не менее 30 лет (за исключением быстроизнашивающихся деталей);

средняя наработка на отказ — не менее 6000 ч;

коэффициент готовности — не менее 0,98;