ГОСУДАРСТВЕННЫЙ СТАНДАРТ СОЮЗА ССР
УСТАНОВКИ ПАРОТУРБИННЫЕ СТАЦИОНАРНЫЕ ДЛЯ АТОМНЫХ ЭЛЕКТРОСТАНЦИЙ
ОБЩИЕ ТЕХНИЧЕСКИЕ УСЛОВИЯ
Издание официальное
КОМИТЕТ СТАНДАРТИЗАЦИИ И МЕТРОЛОГИИ СССР Москва
УДК 621.165:006.354 Группа Е23
ГОСУДАРСТВЕННЫЙ СТАНДАРТ СОЮЗА ССР
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;