Товары в корзине: 0 шт Оформить заказ
Стр. 1
 

23 страницы

396.00 ₽

Купить ГОСТ 24278-89 — 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 турбинные паровые стационарные с паровыми турбинами мощностью от 50 до 1600 МВт, с номинальной частотой вращения ротора 50 с в ст. минус 1, предназначенные для привода турбогенераторов тепловых электростанций, работающих на органическом топливе

  Скачать PDF

Заменяет ГОСТ 24278-85

Ограничение срока действия снято: Протокол № 5-94 МГС от 17.05.94 (ИУС 11-94)

Действие завершено 01.07.2018

Оглавление

1 Основные параметры

2 Технические требования

3 Приемка

4 Методы контроля

5 Транспортирование и хранение

6 Указания по эксплуатации

7 Гарантии изготовителя

Приложение (справочное) Термины, используемые в стандарте, и их пояснения

Показать даты введения Admin

ГОСУДАРСТВЕННЫЙ СТАНДАРТ СОЮЗА ССР

УСТАНОВКИ ТУРБИННЫЕ ПАРОВЫЕ СТАЦИОНАРНЫЕ ДЛЯ ПРИВОДА ЭЛЕКТРИЧЕСКИХ ГЕНЕРАТОРОВ ТЭС

ОБЩИЕ ТЕХНИЧЕСКИЕ ТРЕБОВАНИЯ

10 коп. БЗ 8—89, $94

ГОСТ 24278-89 (СТ СЭВ 3035—81)

Издание официальное

Е

ГОСУДАРСТВЕННЫЙ КОМИТЕТ СССР ПО УПРАВЛЕНИЮ КАЧЕСТВОМ ПРОДУКЦИИ И СТАНДАРТАМ Москаа

Группа Е23

УДК 621.165 : 006.354

ГОСУДАРСТВЕННЫЙ СТАНДАРТ СОЮЗА ССР

УСТАНОВКИ ТУРБИННЫЕ ПАРОВЫЕ СТАЦИОНАРНЫЕ ДЛЯ ПРИВОДА ЭЛЕКТРИЧЕСКИХ ГЕНЕРАТОРОВ ТЭС

Общие технические требования    ГОСТ

Stationary steam turbines tor electric generators    54278_80

at thermal electric stations.    °

General technical requirements

ОКП 31 lilt

Срок действия с 01.01.91 до 01.01.96

Несоблюдение стандарта преследуется по закону

Настоящий стандарт распространяется на установки турбинные паровые стационарные с паровыми турбинами мощностью от 50 до 1600 МВт, с номинальной частотой вращения ротора 50 с"1, 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;

Издание официальное

Е

ПР — теплофикационные с противодавлением и производственным отбором пара;

Перепечатка воспрещена © Издательство стандартов, 1989

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

Мощность турбины, МВт

Давление свежего пара. МПа

Температура свежего пара, °С

Температура промежуточного перегрева пара. •С

Температура питательной воды, °С

50—100

(9.0); 12,8

(500; 520; 535); 555

230

100—185

12.8; (16,2; 18,0)

180-215

(520; 535; 560); 540; 565

(520; 535;

560); 540; 565

250

160-225*

17,0*

540; 560

540; 565

260*

250

(16,2); 23,5

(520; 535); 540; 560

(520; 535); 540; 560

270

300-600

(16.2; 18,0); 23,5

800-1600

23,5

540; 560

540; 560

* Значения уточняют при проектировании.

Примечания:

1.    Изготовление турбин, значения параметров которых заключены п 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

ГОСТ 24278-89 С. 3

Т н ПТ, номинальное давление свежего пара, номинальное давление отбираемого пара для турбин типов П, Г1Т 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 п мегапаскалях (МПа). В условных обозначениях существующих и модернизируемых турбин допустимо указывать давление пара в килограмм-силах на квадратный сантиметр (кгс/см2).

2.    В конструкторской и нормативно-технической документации к обозначению турбины но 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 пс 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 значении в пределах, указанных в табл. 2.

Таблица 2

Параметры свежего пара

Температура иромежуточ-

Давление, МПа

Температура, *С

ного перегрева пара, °С

Номин.

Пред. оскл.

Номин.

Пред. олсл.

Номин.

Пред. откл.

12,8

555

540

540

565

565

4- 5

-4- 5

17,0

±0,5*

540

—10

540

т ° —10

560

565

23,5

540

540

560

560

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

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

МПа

Номинальное давление отбираемого пара и пара за турбиной (противодавление)

Пределы регулирования давления отбираемого пара за турбиной (противодавления)

нижний

верхней

0,08

0.04; 0,05; 0,06

0,15; 0,20; 0,25; 0,30

0,09

0,04; 0,05; 0.06

0,15; 0,20; 0,23; 0,30

0,10

0,04; 0,05; 0,06

0,15; 0,20; 0,25; 0,30

0,12

0,07

0,25

0,30

0,20

0,40

0,50

0,40

0,70

0,70

0,50

0,90

1,00

0,80

1,30

1,30

1,00

1,55

1,45

1,20

1,75; 2,05

1,75

1,45

2.05

3,05

2,85

3,23

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.

ГОСТ 24278-89 С 5

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 нс более 750 мин за весь срок эксплуатации;

48.0— 47,0 Гц — один раз продолжительностью не более I 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 ксостывшего 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 и; 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 вссрежимных (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 меиее 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— 6,5номинальной частоты вращения.

2.1.4.3.    Степень нечувствительности системы регулирования чгстоты вращения при любой мощности не должна превышать

ГОСТ 24278-89 С. 7

0,06% номинальной частоты вращения в электрогидравлической системе регулирования с регулятором мощности. В гидравлической системе регулирования степень нечувствительности системы регулирования частоты вращении 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 иревышап, 50% номинальной.

2.1.4.7.    Турбины должны допускать сброс электрической нагрузки со скоростью, определяемой быстродействием системы ре-1улироваиня турбины.

При длительности работы с полностью закрытыми клапанами турбин нс более 3 с для блоков с питательными турбонасосами и до 10 с — для блоков с питательными электронасосами турбины должны обеспечивать восстановление нагрузки до исходного пли любого другого значения в регулировочном диапазоне со скоростью но 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 на{рузки энергосистемы.

С. 8 ГОСТ 24278-89

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 редукционноохладительных 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 ИТД.

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

2.1.5.6.    Турбины должны обеспечивать возможность принудительного их расхолаживания. Условия работы в режиме расхолаживания устанавливают в ТУ или ТЗ на турбины конкретных типоразмеров.

2.1.5.7.    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;

па 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).

2.1.5.8.    Турбины должны быть снабжены валоповортным устройством, автоматически отключающимся при развороте турбины и, по заказу потребителя, автоматически включающимся при останове ротора.

ГОСТ 24278-89 С. 9

2.1.5.9.. 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 измерения вибрации подшипников опор по средней квадратической внброс-корости. Турбины мощностью 500 МВт и более должны быть снабжены аппаратурой для измерения относительных колебаний вала. У турбин мощностью 500 МВт и более виброизмерительная аппаратура должна иметь выход по переменному току для включения в автоматизированную систему вибродиагностики. Объем средств измерения и контроля устанавливают по согласованию между изготовителем и потребителем.

2.1    5.10. Турбины должны быть снабжены предохранительными устройствами на паропроводах регулируемых отборов и на противодавлении (для теплофикационных турбин).

2.1.5.11. Конденсаторы турбин энергетических блоков должны иметь устройства для приема редуцированного пара от сбросного быстродействующего редукционно-охлаждающего устройства. Количество пара, на npi-ем 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.

2.1    5.12. Конструкция паро- и водоприемных устройств конденсатора должна предупреждать зынос капельной влаги к рабочим лопаткам последних ступеней и эрозионный износ их выходных кромок.

2.1.5.13.    По заказу потребителя конденсаторы турбин должны быть оснащены устройствами для шариковой очистки внутренней поверхности трубок и устройствами предочнетки.

2.1.5.14.    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.

2.1.5.15.    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.

2.1.5.16.    В конструкции подшипников турбин мощностью 500 МВт и более должна быть предусмотрена возможность гидроподъема роторов.