Сертификация: тел. +7 (495) 175-92-77
Стр. 1
 

18 страниц

396.00 ₽

Купить 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

Настоящий стандарт распространяется на стационарные трехфазные синхронные генераторы мощностью 2500 кВт и более, частотой 50 Гц, синхронной частоты вращения 1500 и 3000 об/мин, предназначенные для непосредственного соединения с паровыми или газовыми турбинами (турбогенераторы), изготовляемые для нужд народного хозяйства и экспорта

Данные о замене ГОСТ 533-85 опубликованы в ИУС № 06-2001

Действие завершено 01.01.2002

Оглавление

1 Основные параметры

2 Технические требования

3 Требования безопасности

4 Комплектность

5 Правила приемки

6 Методы испытаний

7 Маркировка, упаковка, транспортирование и хранение

8 Гарантии изготовителя

Показать даты введения Admin

Цена 5 коп.

ГОСУДАРСТВЕННЫЙ СТАНДАРТ СОЮЗА ССР

МАШИНЫ ЭЛЕКТРИЧЕСКИЕ ВРАЩАЮЩИЕСЯ. ТУРБОГЕНЕРАТОРЫ

ОБЩИЕ ТЕХНИЧЕСКИЕ УСЛОВИЯ

ГОСТ 533-85 (СТ СЭВ 3147-81)

Издание официальное

Е

ГОСУДАРСТВЕННЫЙ КОМИТЕТ СССР ПО СТАНДАРТАМ Москва

УДК 621.313.322.025.3—81:006.354    Группа    Е62

ГОСУДАРСТВЕННЫЙ СТАНДАРТ СОЮЗА ССР

МАШИНЫ ЭЛЕКТРИЧЕСКИЕ ВРАЩАЮЩИЕСЯ. ТУРБОГЕНЕРАТОРЫ

Общие технические условия

Rotating electrical madiinery. Turbo-generators. General specifications

ОКП 33 8300

ГОСТ

533-85

|CT СЭВ 3147—81]

Взамен ГОСТ 533-76

Постановлением Государственного комитета СССР по стандартам от 21 марта 1985 г. № 657 срок действия установлен

с 01.01.86 до 01.01.91

Несоблюдение стандарта преследуется по закону

Настоящий стандарт распространяется на стационарные трехфазные синхронные генераторы мощностью 2500 кВт и более, частотой 50 Гц, синхронной частотой вращения 1500 и 3000 об/мин, предназначенные для непосредственного соединения с паровыми или газовыми турбинами (турбогенераторы), изготовляемые для нужд народного хозяйства и экспорта.

Стандарт соответствует СТ СЭВ 3147—81.

В стандарте учтены рако!мендации МЭК по стандартизации: Публикации 34—1 и 34—3 (1970).

1. ОСНОВНЫЕ ПАРАМЕТРЫ

1.1. Основные параметры турбогенераторов должны соответствовать указанным в табл. 1.

Издание официальное Е

Перепечатка воспрещена © Издательство стандартов, 1985

Стр. 10 ГОСТ 533-85

перерывах или прекращении (поступления масла от источников маслоснабжения.

2.20.    В патрубках подшипников турбогенератора и непосредственно соединенного с ним возбудителя, а также масляных уплотнениях, предназначенных для слива масла, должны быть смотровые окна для наблюдения за струей выходящего масла.

В патрубках подшипников должно быть устройство для установки температурного индикатора.

2.21.    В подшипниках и уплотнениях вала турбогенератора должны быть установлены устройства для дистанционного измерения температуры. В подшипниках турбогенератора мощностью 63 000 кВт и более должна быть предусмотрена возможность установки устройства для дистанционного измерения вибраций и постоянного контроля изоляции (ПОДШИПНИКОВ.

В турбогенераторах с водородным охлаждением должны быть предусмотрены возможности присоединения газоанализаторов для контроля за утечкой водорода в картеры (подшипников и патрубков для подачи инертного газа.

2.22.    Температура масла, выходящего из подшипников турбогенератора, не должна превышать 65°С, а температура вкладыша подшипника 80°С. Температура вкладыша масляных уплотнений не должна превышать 80°С для торцевых и 90^С для кольцевых.

2.23.    Для измерения температуры активной стали сердечника и обмотки статора турбогенератора в статор должно быть уложено следующее число термопреобразователей сопротивления:

не менее 6 — для турбогенераторов мощностью менее 32 000 кВт;

не менее 12 — для турбогенераторов мощностью 32 000 кВт и более.

Для турбогенераторов с жидкостным охлаждением обмотки статора должна быть предусмотрена возможность контроля температуры обмотки в каждой параллельной ветви охлаждающей жидкости и контроля температуры сердечника статора не менее чем в 6 точках.

2.24.    Для измерения температуры охлаждающего газа должно быть установлено следующее 'число температурных индикаторов:

не менее двух (в зоне входа охлаждающего газа) и по одному или более (на выходе из каждого газоохладителя) —для турбогенераторов с встроенными газоохладителями;

не менее двух — в зоне выхода горячего газа;

не менее трех — в зоне выхода горячего газа из обмотки статора для турбогенераторов с непосредственным газовым охлаждением обмотки статора;

один или более — перед или после каждого вентилятора и компрессора.

оо

Сл

со

N3

. .

г -

о

о

ю

N3

OS

1—«

OS

со

1—^

о

о

о

о

о

о

со

N3

N3

OS

N3

о

о

о

о

о

о

о

о

о

о

о

Сл

о

о

о

о

о

о

о

о

о

о

о

о

о

о

о

о

о

о

о

о

о

о

о

о

Активная мощность, кВт

со

о

о

о

Частота вращения, об/мин

N3

N3

N3

О

о

Сл

оо

о

О OS

OS со

о

о

о

о

о

о

-4

Сл

о

о

Сл

о

Сл со о о

СО ~ О сл

Напряжение, В

о

о

о

о

о

о о

о о

оо

Сл

со

N3

, ■

, .

со

оо

Сл

оо

СО

--а

4^

1—*

оо

оо

OS

оо

оо

-0

00

о

сл

■<1

СЛ

со

Полная мощ

со

о

о

оо

о

Сл

--а

о

о

СЛ

о

ное! ь, кВ * А

о

о

о

о

о

о

Сл

о

о

о

о

N3

о

о

о

о

о

о

о

о

о

о

о

Сл

о

о

о

Коэффициент

со

оо

оо

мощности

Сл

C0S Ср

со

СО

со

со

СО

со

СО

со

со

СО

со

со

Коэффициент

оо

оо

00

оо

00

00

оо

00

-4

-4

-4

-4

Сл

Vi

OS

СЛ

V

со

N3

OS

Сл

СО

о

полезнее действия, %

V

V

V

Отношение корот

о

о

о

кого замыкания,

V

о. е.

О

ю

О

00

о

о

о

о

со

СЛ

оо

00

о

о

о

о

СО

Сл

N3

о

и

и

Й

К о

Сл

о

п

/л 8

СО

со

о

П

о

и

о

й

Е о

00

N0

Ч

п

СЛ

—4

N3

-4

OS

со

OS

1—^

Сл

со

оо

о •

О

О

со

4^

о

О

о

о

о

о

о

о

" О

СО

со

о

п

со

о

СО

со

о

О

о

00

сл

О

со

СО 10

со

со

СО

о

п

р

00

сл

Переходное индуктивное сопротивление по продольной оси (ненасыщенное значение)

Активная мощность, кВт

Я

of.

If

81

Н я

я 2

S8—EES 1DOJ Z do

При номинальной нагрузке    При    максимальной    длительной

нагрузке

Продолжение табл. 1

При номинальной нагрузке

При максимальной длительной нагрузке

Активная мощность, кВт

Частота вращения, об/мин

Напряжение, В

Полная мощность, кВ • А

Коэффициент

мощности

COS Ср

Коэффициент полезного действия, %

Отношение короткого замыкания, о. е.

Переходное индуктивное сопротивление по продольной оси (ненасыщенное значение)

Активная мощность, кВт

Коэффициент

мощности

COS ср

1000000

3000

24000

1111000

0,9

98,75

>0,40

<0,40

1100000

0,90

(^01Л, воды^-330С)

1000000

0,85

(^охл. ВОДЫ^.25°С)

1200000

1330000

98,8

1320000

0,90

(^охл, воды^ЗЗ°С)

500000

1500

20000

588000

0,85

98,6

>0,40

<0,40

550000

0,90

(^ОХЛ. ВОДЫ^ЗЗ°С)

0,85

(^охл. воды <|25°С)

1000000

24000

1111000

0,9

98,7

<0,50

1100000

0,90

(^охл. воды ^33°С)

1000000

0,85

(^ОХЛ. ВОДЫ^25°С)

Примечание. Для турбогенераторов мощностью 63 ООО кВт и более при максимальной длительной нагрузке допускается повышать давление водорода в корпусе турбогенератора, значение которого должно быть установлено в инструкции по эксплуатации,

i

ГОСТ 533-85 Стр, 3

Стр. 4 ГОСТ $33—85

Основные параметры турбогенераторов, соединяемых с газовыми турбинами, а также с даровыми турбинами, изготовляемых для экспорта, могут отличаться от указанных в табл. 1 и устанавливаться по согласованию между потребителем и изготовителем.

1.2.    Турбогенераторы должны изготовляться для продолжительного режима работы S1 по ГОСТ 183-74.

Турбогенераторы мощностью до 800 ООО кВт за весь срок службы допускают не менее 10 000 включений в сеть (не более 330 в год), а турбогенераторы большей мощности — не менее 3 600 включений (не более 120 в год).

Турбогенераторы, соединенные с газовыми турбинами, допускают не менее 500 включений в год.

1.3.    Турбогенераторы должны изготовляться климатического исполнения У категории 3 по ГОСТ 15150—>69. По согласованию между потребителем и изготовителем допускается изготовлять турбогенераторы других исполнений и категорий.

:1.4. Номинальные значения климатических факторов внешней среды — по ГОСТ 15150-69 и ГОСТ 15543-70 при: высоте над уровнем моря не более 1000 м; нижнем значении температуры окружающего воздуха 5°>С; верхнем значении температуры окружающего воздуха 40°С; температуре охлаждающей воды, поступающей в газо-охладители или в первый теплообменник со стороны начального поступления охлаждающей воды, 33°С;

температуре охлаждающего газа, выходящего из газо-охладителя, 40ЧС;

температуре охлаждающей жидкости, поступающей для непосредственного охлаждения турбогенераторов или их частей, 40°С.

Окружающая среда — невзрывоопасная, не содержащая пыли в концентрациях, снижающих параметры турбогенераторов в недопустимых пределах.

1.5.    Номинальный расход охлаждающей воды, поступающей в газоохладители и теплообменники, должен быть установлен в технических условиях на турбогенераторы конкретных типов.

1.6.    Допускаемые режимы работы турбогенераторов при температуре охлаждающей воды, отличной от 33°С, и охлаждающих газа и жидкости, отличных от 40°С, должны быть установлены в технических условиях на турбогенераторы конкретных типов.

1.7.    Избыточное давление водорода в корпусе для турбогенераторов с водородным охлаждением не должно быть менее 0,5- 105 Па.

ГОСТ 533-85 Стр. 5

1.8. В турбогенераторах с косвенным водородным охлаждением чистота водорода должна быть не ниже 97%, при непосредственном—не ниже 98 %.

Утечка водорода в сутки из корпуса при номинальном давлении не должна быть более:

3 м3

для турбогенераторов мощностью до 30000 кВт;

7 м3

»

»

» до 63000 кВт;

10 м3

»

»

» до 110000 кВт;

12 м3

»

»

» до 800000 кВт;

18 м3

»

»

» свыше 800 000 кВт.

1.9.    Система охлаждения турбогенератора должна быть установлена в технических условиях на турбогенераторы конкретных типов.

1.10.    Допускаемая длительная мощность турбогенераторов с водородным или жидкостным охлаждением, работающих при воздушном охлаждении, должна быть установлена в технических условиях на турбогенераторы конкертных типов.

1.11.    Статическая перегружаемость не должна быть ниже:

1,7 — для турбогенераторов мощностью до 160 ООО кВт;

1,6    »    »    »    до 500000 кВт;

1,5    »    »    »    800 000 кВт и более.

Статическую перегружаемость Wp следует вычислять по формуле

цу —-,

г/к * coScPnom

где i/nom—ток возбуждения при номинальной нагрузке, А;

*/к— ток возбуждения при установившемся трехфазном коротком замыкании и при номинальном токе статора, А;

совфаот — номинальный коэффициент мощности.

2. ТЕХНИЧЕСКИЕ ТРЕБОВАНИЯ

2.1.    Турбогенераторы и системы возбуждения должны изготовляться в соответствии с требованиями настоящего стандарта, ГОСТ 183-74, ГОСТ 21558-76, технических условий по рабочим чертежам, утвержденным в установленном порядке.

2.2.    Турбогенераторы должны сохранять номинальную и максимальную длительную мощности при одновременных отклонениях напряжения на выводах до ±5% и частоты до ±2,5% номинальных значений, при этом в режимах работы с повышенным напряжением и пониженной частотой сумма абсолютных значений отклонений напряжения и частоты не должна превышать 6%.

Стр. 6 ГОСТ 533-85

Турбогенераторы допускают длительную работу при отклонениях напряжения от номинального значения до ± 10 %. Допускаемые нагрузки при отклонениях напряжения более чем на ±5% (но не выше ±10%) от номинального значения должны быть указаны в инструкции по эксплуатации турбогенераторов.

Допускаемая нагрузка и продолжительность работы при отклонениях частоты свыше ±'2,5% должны быть указаны в технических условиях на турбогенераторы конкретных типов.

2.3.    Турбогенераторы допускают длительную работу при несимметричной нагрузке, если токи в фазах не превышают номинального значения, а токи обратной последовательности не превышают 8% номинального значения тока статора. При этом допускается повышение температуры активных частей машин на 5°С.

2.4.    Турбогенераторы по термической стойкости ротора при кратковременной работе в несимметричных режимах должны выдерживать тепловые воздействия при значениях произведения квадрата тока обратной последовательности в относительных единицах на допускаемое время работы в секундах в несимметричном режиме li't не менее:

30 с — для турбогенераторов с косвенным охлаждением обмоток;

15 с — для турбогенераторов с косвенным охлаждением обмоток статора и непосредственным охлаждением обмотки ротора;

8 с — для турбогенераторов мощностью до 800 000 кВт включительно с непосредственным водородным или жидкостным охлаждением обмоток статора и ротора;

б с — для турбогенераторов мощностью свыше 800 000 кВт с непосредственным водородным или жидкостным охлаждением обмоток статора и ротора.

2.5.    Турбогенераторы должны работать при номинальной активной мощности в режиме потребления реактивной мощности при коэффициенте, равном 0,95.

Допускаемые значения потребляемой реактивной мощности в зависимости от активной нагрузки должны быть указаны изготовителем турбогенератора в инструкции по эксплуатации.

2.6.    Предельные значения температур активных и конструктивных частей турбогенераторов, соприкасающихся с изоляцией, при продолжительной работе с нагрузками, указанными в п. 1.1, не должны быть выше предусмотренных ГОСТ 8865-70.

Турбогенераторы должны изготовляться с высоковольтной изоляцией термореактивных связующих. По согласованию с I отребителем допускается использовать другие виды изоляции. При этом допускаемые значения температуры в соответствии с методами их измерений для изоляции классов В и F не должны быть более указанных в табл. 2.

Части турбогенераторов или охлаждающая среда

Измерение методом

сопротивле

ния

термопреобразователей сопротивления, уложенных в паз

термометра

сопротивле

ния

гермопреобразователей сопротивления, уложенных в паз

термо

метра

класс В

класс F

°С, не более

Ох л а;:: дающая жидкость, выходящая из обмоток статора и ротора и сердечника статора

Охлаждающий газ, выходящий из сердечника и обмотки статора Обмотка статора Обмотка ротора: при косвенном охлаждении при непосредственном охлаждении газом с выпуском: не более чем в двух зонах в 3—4 зонах в 5—7 зонах

в 8 зонах и более по длине ротора Активная сталь сердечника статора Примечания;

1. Допускаемая температура обмотки ротора,

130

100

105

ПО

115

120

120

85

110

145

115

120

125

130

140

140

85

130

измеренная методом сопротивления, при непосредственном охлаждении жид

костью, должна быть установлена в инструкции по эксплуатации турбогенераторов.

2    Термопреобразователями сопротивления, уложенными под клин, допускается измерять только температуру обмоток с жидкостным охлаждением,

3    Вентиляция ротора при непосредственном охлаждении обмотки газом характеризуется числом радиальных зон выхода газа по всей длине ротора Зоны выхода охлаждающего газа из лобовьих частей обмотки с одной стороны ротора следует учитывать как одну зону. Общие зоны выхода охлаждающей среды двух аксиальных противоположно направленных потоков следует рассматривать как две зоны

4    Снижение допускаемой температуры обмотки статора для турбогенераторов номинальным напряжением свыше И кВ и для турбогенераторов с косвенным водородным охлаждением при давлении водорода свыше 0,5 • 105 Па по ГОСТ 183-74

5. Допускаемое значение температуры обмотки статора при непосредственном охлаждении жидкостью устанавливается в инструкции по эксплуатации турбогенератора, но не более указанного в табл. 2.

6 При применении по согласованию между изготовителем и потребителем микалентной компаундированной изоляции для обмотки статора температуры охлаждающего газа, выходящего из сердечника и обмотки статора, активней стали сердечника и обмотки ciuTupa снижаются на 15°С.

ГОСТ 533-85 Стр.

2.7.    Конструкцией обмотки статора турбогенератора должна быть предусмотрена одинаковая электрическая прочность изоляции в лобовых и пазовых частях обмотки статора.

2.8.    Сопротивление изоляции обмоток турбогенератора г, МОм, относительно его корпуса и сопротивление изоляции между обмотками при расчетной рабочей температуре турбогенератора следует определять по формуле

г=-

U

1000+

1000

где U—номинальное напряжение обмотки турбогенератора, В;

Р— номинальная мощность турбогенератора, кВ - А.

Сопротивление изоляции, определенное по формуле при температуре ниже расчетной рабочей, следует удваивать на каждые полные или неполные 20°С разности между расчетной рабочей температурой и той температурой, при которой выполнено измерение.

Сопротивление изоляции обмоток турбогенератора во всех случаях не должно быть менее 0,5 МОм.

2.9.    Динамическая стойкость турбогенераторов к токам короткого замыкания—по ГОСТ 183-74.

2.10.    Систему возбуждения турбогенератора по ГОСТ 21558—76 устанавливают по согласованию между изготовителем и потребителем. Система возбуждения турбогенератора должна обеспечивать работу его в режимах, предусмотренных настоящим стандартом или техническими условиями на турбогенераторы конкретных типов.

2.11.    Ротор турбогенератора должен выдерживать двукратный номинальный ток возбуждения:

не менее 50 с—для турбогенераторов с косвенным охлаждением обмотки ротора;

не менее 20 с — для турбогенераторов с непосредственным охлаждением обмотки ротора;

не менее 15 с — для турбогенераторов мощностью 800 000 и 1 000 000 кВт;

не менее 10 с —для турбогенераторов мощностью 1 200000 кВт,

Перегрузки по таку статора по ГОСТ 183-74.

2.12.    Число выведенных наружу концов обмотки статора

должно быть:

6 — при одной ветви;

не менее 9 — при двух параллельных ветвях;

не менее 15 — при четырех параллельных ветвях.

По согласованию между изготовителем и потребителем допускается уменьшать число выведенных наружу концов.

ГОСТ 533-45 Стр. 9

2.13.    Схема соединения фаз обмотки статора —звезда.

По согласованию между изготовителем и потребителем допускается соединять фазы Обмотки статора в треугольник.

2.14.    Направление вращения турбогенераторов мощностью 32 000 кВт и выше должно быть правое, если смотреть со стороны турбины. Для турбогенераторов мощностью 12 ООО кВт и ниже направление вращения должно быть согласовано между предприятиями— изготовителями турбины и генератора.

2.15.    Вибрация (эффективное значение вибрационной скорости) подшипников турбогенераторов при всех режимах работы, предусмотренных настоящим стандартом, должна соответствовать требованиям ГОСТ 25364-82 при номинальной частоте вращения. Нормы вибрации сердечника статора, лобовых частей обмоток и контактных колец устанавливаются в технических условиях на турбогенераторы конкретных типов.

2.16.    Уровень звука, измеренный на расстоянии 1 м от наружного контура турбогенератора и сочлененного с ним возбудителя, не должен превышать 90 дБЛ.

2.17.    Оболочка корпуса и торцевые щиты турбогенераторов с водородным охлаждением должны выдерживать гидравлическое избыточное давление, равное 8 • 105 Па в течение 15 мин.

2.18.    Подшипник турбогенератора, масляное уплотнение вала, маслоуловители в турбогенераторах с водородным охлаждением со стороны, противоположной турбине, подшипники непосредственно присоединенных возбудителя и подвозбудителя, а также водоподводы к валу и подшипники редуктора (если таковые имеются) должны быть электрически изолированными от фундаментных плит и маслопроводов.

Электрическое сопротивление этой изоляции, измеренное мегаомметром напряжением 1000 В, должна быть не менее 1 МОм.

2.19.    Смазка подшипников турбогенератора и непосредственно соединенного с ним возбудителя должна -осуществляться под давлением от масляного насоса паровой турбины.

Подачу масла в масляное уплотнение вала турбогенератора с водородным охлаждением следует проводить от системы масло-снабжения турбины или по индивидуальной схеме.

В качестве уплотняющего масла в уплотнениях вала и смазочного масла в (подшипниках следует применять турбинное масло.

По согласованию между изготовителем и потребителем допускается применять в опорных (подшипниках -и уплотнениях вала другую смазочную жидкость.

В системах маслоснабжения уплотнения вала турбогенераторов мощностью 63 000 кВт и более и системах маслоснабжения подшипников турбогенераторов мощностью 110000 кВт и более должно предусматриваться кратковременное резервирование лодачи масла и аварийный останов без тяжелых /последствий при