Некоммерческое Партнерство «Инновации в электроэнергетике»

СТО

70238424.27.100.026-2009

БЛОЧНЫЕ УСТАНОВКИ. ОРГАНИЗАЦИЯ ЭКСПЛУАТАЦИИ И ТЕХНИЧЕСКОГО ОБСЛУЖИВАНИЯ.

НОРМЫ И ТРЕБОВАНИЯ.

Дата введения - 2009-06-19

Издание официальное

Москва

2009

Предисловие

Цели и принципы стандартизации в Российской Федерации установлены Федеральным законом от 27 декабря 2002 г. № 184-ФЗ «О техническом регулировании», а правила применения национальных стандартов Российской Федерации -ГОСТ Р 1.0-2004 «Стандартизация в Российской Федерации. Основные положения»

Сведения о стандарте РАЗРАБОТАН Филиалом ОАО «Инженерный центр ЕЭС» - «Фирма ОРГРЭС»

ВНЕСЕН    Комиссией    по техническому регулированию НП «ИНВЭЛ»

УТВЕРЖДЕН И ВВЕДЕН В ДЕЙСТВИЕ

Приказом НП «ИНВЭЛ» от 20.05.2009 г. № 24 ВВЕДЕН ВПЕРВЫЕ

© НП «ИНВЭЛ», 2009

Настоящий стандарт не может быть полностью или частично воспроизведен, тиражирован и распространен в качестве официального издания без разрешения НП «ИНВЭЛ»

I

Специальные требования по общему и нормированному первичному регулированию частоты регламентируются стандартом организации [6].

7.1.7    Использование системы автоматического управления и режимов работы, препятствующих изменению мощности при изменениях частоты (ограничители мощности и регуляторы давления «до себя» на турбинах, режим скользящего давления при полностью открытых клапанах турбин, регуляторы мощности без частотной коррекции, отключение регуляторов мощности или устройств автоматического регулирования производительности котельных установок и т.п.), допускается только временно при неисправности основного оборудования или систем автоматического регулирования с разрешения технического руководителя энергокомпании и диспетчера ОАО «СО ЕЭС» (технологически изолированной энергосистемы) с оформлением заявки в соответствующий диспетчерский центр.

После изменения мощности, вызванного изменением частоты, персонал электростанций должен принять необходимые меры для выполнения требований участия в первичном регулировании частоты, поддерживая устойчивый режим оборудования вплоть до восстановления частоты.

Противодействие первичному регулированию частоты не допускается, за исключением следующих случаев:

-    с разрешения диспетчера ОАО «СО ЕЭС» (технологически изолированной энергосистемы);

-    при выходе мощности за допустимые при данном состоянии оборудования значения.

Восстановление заданной графиком мощности разрешается после восстановления нормального значения частоты.

7.1.8    Энергоблок должен:

-    допускать пуск на скользящих параметрах пара, за исключением пуска из горячего состояния;

-    допускать режим работы на холостом ходу турбины после ее пуска для проведения испытания генератора в течение не менее 20 ч;

-    обеспечивать работу при скользящем давлении свежего пара при частичной нагрузке регулировочного диапазона;

-    обеспечивать возможность периодической работы с отключенными подогревателями высокого давления (ПВД) и ремонт группы ПВД при работающем энергоблоке.

7.1.9    Энергоблок должен быть оснащен системой автоматического регулирования и устройствами защиты, обеспечивающими останов энергоблока при останове котла, турбины, всех питательных насосов или отключении генератора, трансформатора из-за их внутренних повреждений, а также перевод энергоблока после полного сброса нагрузки на режим работы с нагрузкой собственных нужд или режим холостого хода.

7.1.10    Оборудование, пусковые и электрические схемы, арматура, тепловая изоляция, растопочное и водное хозяйство энергоблоков и электростанций должны быть в состоянии, позволяющем обеспечить одновременный пуск не менее двух энергоблоков электростанции после любой продолжительности простоя.

7.1.11    Пуск энергоблока должен осуществляться под руководством начальник цеха (структурного подразделения) или его заместителя, а после капитально-

7

го или среднего ремонта пуск энергоблока должен проходить под контролем технического руководителя электростанции и с его письменного разрешения.

7.1.12    Работы по анализу пусков и остановов энергоблоков должна проводиться в соответствии с требования п. 6.10 стандарта «Тепловые электростанции. Организация эксплуатации и технического обслуживания. Нормы и требования». [1]

7.1.13    Для обеспечения безопасной и надежной эксплуатации оборудование каждого энергоблока должно подвергаться техническому контролю в соответствии с п.п. 6.6. стандарта организации [1].

7.1.14    Требования к организации технического обслуживания и ремонта оборудования энергоблоков должны соответствовать требованиям, изложенным в п.6.7, стандарта организации [1].

7.2 Требования к работе в стационарных режимах

7.2.1    Нижний предел регулировочного диапазона энергоблока должен быть установлен исходя из условия сохранения неизменного состава работающего оборудования и работы системы автоматического регулирования во всем диапазоне нагрузок без вмешательства персонала. При эксплуатации энергоблоков должна быть обеспечена возможность их работы на техническом минимуме нагрузки, для достижения которого допускается изменение состава работающего оборудования и отключение отдельных автоматических регуляторов.

Нижний предел регулировочного диапазона и технический минимум нагрузки должны быть указаны в местной инструкции. Эти данные должны быть представлены в соответствующий диспетчерский центр ОАО «СО ЕЭС» (технологически изолированной энергосистемы).

Нижний предел регулировочного диапазона нагрузки энергоблока устанавливается в соответствии с требованиями «Норм минимальных допустимых нагрузок энергоблоков 150-1200 МВт» (Приложение В).

При нагрузке энергоблока, соответствующей нижнему пределу регулировочного диапазона или техническому минимуму, понижение температур свежего пара и пара после промперегрева должно быть не больше заданного заводами-изготовителями оборудования.

7.2.2    Работа энергоблоков с включенными регуляторами давления пара перед турбиной, воздействующими на регулирующие клапаны турбины (регуляторами «до себя»), если они не входят в состав систем регулирования частоты и мощности в энергосистеме, не допускается. В исключительных случаях при неисправности или неустойчивой работы оборудования допускается временная работа с включенными регуляторами «до себя» с разрешения технического руководителя энергокомпании и диспетчера ОАО «СО ЕЭС» (технологически изолированной энергосистемы) с оформлением заявки в соответствующий диспетчерский центр.

7.3 Требования к организации режимов скользящего давления на энергоблоках

7.3.1 Энергоблоки, спроектированные для работы с постоянным давлением свежего пара, допускается эксплуатировать в режиме скользящего давления с полным открытием части регулирующих клапанов ЦВД турбины после проведения специальных испытаний и согласования режимов с заводами-изготовителями

8

котлов. При этом в местные инструкции должны быть внесены соответствующие дополнения.

Примечание: Данный режим не распространяется на энергоблоки, которые по решению органов диспетчерского управления соответствующего уровня должны эксплуатироваться на номинальном давлении.

7.3.2 Реализация режимов работы со скользящим давлением в пароводяном тракте на газомазутных котлах 150 и 200 МВт может быть осуществлена только после оснащения этих блоков питательными насосами с регулированием частоты оборотов.

7.4    Требования к экономичности энергоблоков

7.4.1    Для энергоблока устанавливается обязательный показатель экономичности - удельный расход в граммах условного топлива на 1 кВт ч отпуска электрической энергии при нагрузках 100, 80 и 60% номинальной мощности энергоблока, а также средневзвешенной годовой нагрузки. Количество электроэнергии, отпущенной с шин энергоблока, определяется как разность между количеством всей выработанной генератором энергоблока электроэнергии и расходом электроэнергии на собственные нужды энергоблока.

Тепловую экономичность отдельных элементов энергоблока принимают по техническим условиям на конкретный вид оборудования.

7.4.2    Количественные значения показателей экономичности устанавливают индивидуально для каждого энергоблока в зависимости от местных природных условий, физико-химических свойств используемого топлива, состава энергетического оборудования и других конкретных факторов.

7.4.3    В технических требованиях на блочную установку должны быть определены следующие основные показатели энергетической эффективности (экономичности) блочной установки (энергоблока) при номинальной нагрузке и принятых расчетных условиях:

-    КПД брутто;

-    КПД нетто;

-    расход электроэнергии на собственные нужды;

-    расход тепла на собственные нужды;

-    удельный расход топлива на отпуск электроэнергии;

-    удельный расход топлива на отпуск тепла [4].

7.5    Требования к маневренности энергоблоков

7.5.1    Энергоблок должен быть оснащен необходимым комплексом средств автоматического управления, обеспечивающим изменение его мощности в соответствии с условиями работы в энергосистеме.

7.5.2    Конструкция оборудования энергоблока, а также средств контроля и управления оборудованием, должны предусматривать возможность использования всережимных (включая пуск и останов) автоматизированных систем управления энергоблоком.

Маневренные свойства энергоблока должны соответствовать «Техническим требованиям к маневренности энергетических блоков тепловых электростанций с конденсационными турбинами» (Приложение А).

7.5.3    Предельная скорость изменения нагрузки энергоблока в регулировочном диапазоне регламентируется в соответствии с «Нормами предельно допусти-

9

мых скоростей изменения нагрузки при работе энергоблоков 160-800 МВт в регулировочном диапазоне» (Приложение Б).

7.5.4    В случае скачкообразного изменения частоты соответствующее изменение мощности энергоблока, предназначенного для участия в нормированном первичном и автоматическом вторичном регулировании частоты, под действием системы первичного регулирования должно происходить таким образом, чтобы полная требуемая величина изменения мощности в пределах заданного нормального резерва первичного регулирования была достигнута за 30 секунд. При этом достижение 50% требуемой величины изменения мощности должно осуществляться в течение не более 10 секунд.

При аварийном скачкообразном изменении частоты соответствующее изменение мощности энергоблока под воздействием системы первичного регулирования должно происходить таким образом, чтобы полная требуемая величина изменения мощности в пределах заданного аварийного резерва первичного регулирования была достигнута за 2 минуты. При этом достижение 50% требуемой величины изменения мощности должно осуществляться в течение не более 10 секунд.

При значительных отклонениях частоты, когда величина требуемой первичной мощности энергоблока превышает заданный резерв первичного регулирования, выдача мощности должна осуществляться в пределах имеющегося диапазона автоматического регулирования с динамикой, определяемой системой регулирования, при условии сохранения технологической устойчивости энергоблока (общее первичное регулирование частоты).

Специальные требования к энергоблокам тепловых электростанций, выделяемым для участия в нормированном первичном и автоматическом вторичном регулировании частоты, регламентируются в соответствии со стандартом организации [5].

7.5.5    Для покрытия диспетчерского графика нагрузки должны быть обеспечены изменения нагрузки энергоблока в регулировочном диапазоне и при необходимости до технического минимума, остановы в резерв и режимы пуска энергоблока из различных тепловых состояний.

7.6 Требования к надежности энергоблоков

7.6.1    Полный назначенный срок службы энергоблока и входящего в него основного оборудования выпуска до 1991г. - не менее 30 лет, оборудования с 1991 г. - 40 лет, кроме быстро изнашивающихся элементов оборудования, перечень и сроки службы которых установлены в стандартах или технических условиях на конкретный вид оборудования.

7.6.2    Полный назначенный ресурс составных частей оборудования энергоблока, работающих при температуре 450 °С и выше, - не менее 200000 ч, кроме быстроизнашиваемых элементов, перечень и сроки службы которых установлены в стандартах или технических условиях на конкретный вид оборудования

Примечание - Мероприятия по продлению срока безопасной эксплуатации оборудования производятся в соответствии с положениями стандартов организации [9] и [8].

7.6.3    Средний срок службы между капитальными ремонтами для основного оборудования и энергоблоков, вводимых в эксплуатацию с 1991г. - не менее 5 лет; для пылеугольных котлов энергоблоков мощностью 800 МВт и котлов энергоблоков 500 МВт, работающих на экибастузских углях (А^с > 53-55%) - не менее 4 лет

7.6.4    Установленную безотказную наработку основного оборудования, входящего в состав энергоблока, устанавливают в стандартах или технических условиях на конкретный вид оборудования.

7.6.5    На электростанциях с энергоблоками должна быть предусмотрена единая автоматизированная система учета, сбора, обработки и представления информации о надежности энергоблоков.

7.6.6    Критерием полного отказа энергоблока является прекращение функционирования по назначению (прекращение отпуска электроэнергии) вследствие отказа оборудования, входящего в его состав).

7.6.7    Обязательная номенклатура показателей надежности энергоблока:

-    средняя наработка на отказ Т₀;

-    полный назначенный срок службы Т _сл._п.н;

-    полный назначенный ресурс элементов, работающий при температуре свыше 450 °С, Г_р._п._н.;

-    средний срок службы между капитальными ремонтами Г_{к р};

-    удельная суммарная продолжительность плановых ремонтов на 1 год ремонтного цикла Sp.;

-    коэффициент технического использования К_тм.; коэффициент готовности К_т.

7.6.8    Показатели надежности рассчитывают по следующим формулам: Средняя наработка на отказ (Т₀), ч:

.(1)

где Y, Т_рс1б - суммарная наработка всей группы энергоблоков с аналогичным обо

рудованием в рассматриваемый период календарного времени, ч. Этот период должен быть не менее 2 лет;

^п - число отказов за этот период календарного времени.

Коэффициент технического использования (Т_тм), % :

Г-Уг -Уг,

К_ти =    ^    ^    •    100, (2)

где Т_к - календарное время, ч;

^Т_пл - продолжительность плановых простоев в ремонте за календарное время, ч;

^Т_в - суммарное время восстановления энергоблоков, ч.

Коэффициент готовности энергоблока (7Q, % :

К,=„    --100, (3)

IX-+IX

где Траб - суммарная наработка энергоблока в рассматриваемый период календарного времени, ч;

J]Т_в - суммарное время восстановления энергоблоков за то же период, ч

11

7.6.9 Остановы энергоблоков в резерв на ночное время должны производиться без расхолаживания оборудования. На всех энергоблоках подлежит обеспари-ванию система промежуточного перегрева пара, а на энергоблоках с прямоточными котлами, оснащенными встроенной задвижкой (ВЗ) и встроенным сепаратором, также и пароперегревательный тракт за ВЗ. На барабанных котлах, а также на прямоточных котлах с полнопроходным сепаратором (ППС) должны быть реализованы технологические приемы, исключающие выброс конденсата из паропе-регревательных поверхностей нагрева в горячие паросборные коллекторы.

7.7    Требования, запрещающие пуск энергоблока Пуск энергоблока не допускается в случаях:

-    отклонения показателей теплового и механического состояний турбины от допустимых значений, регламентированных заводом-изготовителем турбины;

-    наличия дефектов системы регулирования и парораспределения, которые могут привести к разгону турбины;

-    неисправности одного из масляных насосов смазки, регулирования, уплотнений генератора или устройств их автоматического включения (АВР);

-    отклонения качества турбинного масла от норм на эксплуатационные масла или понижения температуры масла ниже установленного заводом-изготовителем предела;

-    отклонения качества свежего пара по химическому составу от норм;

-    неисправности любой из технологических защит, действующих на останов оборудования энергоблока;

-    неисправности устройств дистанционного управления оперативными регулирующими органами, а также арматурой, используемой при ликвидации аварийных ситуаций;

-    неготовности к включению блочной обессоливающей установки;

-    повреждения опор и пружинных подвесок трубопроводов.

7.8    Требования, регламентирующие немедленный останов энергоблока

7.8.1 Энергоблок должен быть немедленно остановлен персоналом при отказе в работе защит или при их отсутствии в случаях:

-    отключения турбины, связанного с ее повреждениями или опасными нарушениями режимами работы в соответствии с разделом 6.11 стандарта организации [4] (кроме случаев недопустимого понижения температуры свежего пара или пара после промперегрева);

-    останова котла моноблока или обоих котлов дубль-блока;

-    отключения генератора или трансформатора энергоблока из-за внутреннего повреждения;

-    отключения всех питательных насосов;

-    образования сквозных трещин или разрыва питательного трубопровода, паропровода, корпуса деаэратора;

-    исчезновения напряжения на устройствах дистанционного и автоматического управления или на всех измерительных приборах контроля энергоблока;

-    пожара, угрожающего персоналу, оборудованию или цепям дистанционного управления отключающей арматуры, входящей в схемы защиты оборудования энергоблока.

12

7.9 Требования к теплофикационным энергоблокам

7.9.1    Теплофикационные энергоблоки, работающие с полным расходом циркуляционной воды через конденсатор, могут быть привлечены к покрытию диспетчерского графика электрических нагрузок с сохранением заданного количества отпускаемого тепла. Теплофикационные энергоблоки, работающие на встроенном пучке конденсатора или с отсечкой ЦНД, как правило, не должны привлекаться к покрытию переменной части графика электрических нагрузок. В отдельных случаях допускается разгрузка указанных энергоблоков с переводом тепловой нагрузки на пиковые или резервные источники. Количество теплофикационных энергоблоков, не привлекаемых к покрытию переменного графика нагрузок, должно быть определено диспетчером ОАО «СО ЕЭС» (технологически изолированной энергосистемы). Наиболее экономичное оборудование (энергоблоки СКД) диспетчер ОАО «СО ЕЭС» должен привлекать к покрытию переменного графика нагрузок лишь при исчерпании возможностей менее экономичного оборудования.

7.9.2    В теплофикационных энергоблоках, оснащенных блочными обессоливающими установками (БОУ), конденсат греющего пара сетевых подогревателей должен направляться через БОУ только в случаях нарушения плотности трубной системы этих подогревателей.

7.9.3    Теплофикационные энергоблоки, работающие с отсечкой ЦНД или на встроенном пучке конденсатора, не должны привлекаться к противоаварийному регулированию.

13

Приложение А

(обязательное)

Технические требования к маневренности энергетических блоков тепловых электростанций с конденсационными

турбинами

А.1 Общие положения

А. 1.1 Технические требования определяют показатели маневренности оборудования энергетических базовых блоков с конденсационными турбинами с барабанными и прямоточными котлами, работающими на органическом топливе на тепловых электростанциях, с расчетным сроком службы не менее 30 лет.

Выполнение Технических требований обеспечит регулирование мощности блоков в соответствии с требованиями энергосистем при нормальной эксплуатации в условиях, характеризуемых регулярными изменениями нагрузки в регулировочном диапазоне и ограниченным количеством остановов в резерв на нерабочие дни и ночное время с последующими пусками соответственно из неостывшего и горячего состояний. Технические требования определяют также условия работы блоков в аварийных режимах.

Оборудование высокоманевренных (полупиковых и пиковых) блоков, в том числе блоков, предназначенных для замещения демонтируемого устаревшего оборудования, должно разрабатываться по специальным техническим требованиям.

А. 1.2 Электротехническое и вспомогательное оборудование, не указанное в данных Технических требованиях, а также тепловые и пусковые схемы блоков не должны ограничивать характеристики маневренности, регламентируемые указанными требованиями.

А. 1.3 Настоящие Технические требования должны рассматриваться как обязательные для всего оборудования, выпускаемого по техническим заданиям, согласованным в 1986 г. и последующие годы.

Для оборудования, выпускаемого по техническим заданиям, выданным до утверждения настоящих Технических требований, эти требования должны учитываться при разработке новых технических условий на поставку оборудования исходя из возможностей его конструкции.

А.2 Общеблочные технические требования

А.2.1 Блоки должны обеспечивать возможность остановов на нерабочие дни (24-55 ч) и последующих пусков из неостывшего состояния без расхолаживания оборудования с длительностью полного нагружения от момента включения турбогенератора в сеть блоков мощностью менее 300 МВт 2 ч 30 мин, 300 МВт - 3 ч, 500 и 800 МВт -4 ч. Время от розжига горелок до включения генератора в сеть блоков мощностью 300 МВт и ниже не должно превышать 2,0 и 2,5 ч соответственно для блоков с котлами докритического и сверхкритического давлений (в

14

том числе до толчка турбины - 1,5 и 2,0 ч соответственно). Для блоков мощностью 500 МВт и выше указанное время не должно превышать 3,0 ч (в том числе до толчка турбины 2 ч 20 мин).

Конструкция блоков должна обеспечивать также возможность останова на ночь (5-8 ч) без расхолаживания их элементов с длительностью полного нагружения при последующем пуске из горячего состояния блоков мощностью менее 300 МВт - 1ч, 300 МВт -1 ч 30 мин, 500 и 800 МВт -2 ч. Время от розжига горелок до включения генератора в сеть не должно превышать 1 ч (в том числе до толчка турбины 40 мин) для блоков мощностью 300 МВт и ниже с прямоточными котлами. Для блоков с барабанными котлами, а также мощностью 500 МВт и выше указанное время должно составлять 1,5ч(1ч10 мин).

А.2.2 После останова продолжительностью до 30 мин (от погашения до розжига горелок) блоки должны обеспечивать возможность пуска с продолжительностью периода от розжига горелок до включения в сеть не более 30 мин (в том числе до толчка турбины - 20 мин) и продолжительностью набора номинальной нагрузки не более:

-    40 мин для блоков с газомазутными котлами;

-1ч для блоков с котлами на твердом топливе.

А.2.3. Оборудование блоков должно быть рассчитано (по утвержденной методике) на общее количество остановов-пусков за весь срок службы не менее:

-    блоки мощностью 500 МВт и выше - 100 из холодного состояния; 600 из неостывшего состояния и 300 из горячего состояния;

-    блоки мощностью до 500 МВт - 100 из холодного состояния, 1000 из неостывшего состояния и 900 из горячего состояния.

А.2.4 Нижний предел регулировочного диапазона нагрузок блоков должен составлять:

30 % номинальной - для блоков с газомазутными котлами, работающих на номинальном давлении;

40 % номинальной - для блоков с газомазутными котлами, работающих на скользящем давлении;

60-65 % номинальной - для блоков с пылеугольными котлами при сухом удалении шлака (на влажных бурых углях 60-70 %);

70 % номинальной - для блоков с пылеугольными котлами при жидком удалении шлака.

А.2.5 Оборудование блоков должно быть рассчитано на 2 -10⁴ циклов разгрузок и нагружении на номинальном давлении в пределах полного регулировочного диапазона. При этом допускается средняя скорость изменения нагрузки 1,5 и 1,0% номинальной мощности в минуту для блоков докритического и сверхкритического давлений соответственно. При эксплуатации блоков с прямоточными котлами на скользящем давлении должна допускаться скорость изменения нагрузки (в зоне скользящего давления) 6% номинальной мощности в минуту. На номинальном давлении блоки должны допускать также плановое изменение нагрузки на +20% номинальной мощности (блоки сверхкритического давления) и на ±25% (блоки докритического давления) со скоростью до 4% номинальной мощности в минуту. При дальнейшем изменении нагрузки в ту же сторону должны быть обес-

15

печены скорости 0,7 и 1% номинальной мощности в минуту для блоков сверхкритического и докритического давлений соответственно.

А.2.6 Для блоков с барабанными котлами в диапазоне нагрузок от 60 до 30% номинальной допускается снижение температуры свежего пара от номинального уровня в установившемся режиме не более 25°С, а при совместном сжигании основного и растопочного топлив - не более 35°С. Для блоков с прямоточными котлами температура свежего пара должна поддерживаться на номинальном уровне во всем регулировочном диапазоне нагрузок.

При этом для блоков всех типов должен быть обеспечен необходимый запас на регулирование динамических отклонений температуры свежего пара.

А.2.7 Для всех типов блоков снижение температуры пара промежуточного перегрева от номинального уровня в установившемся режиме должно быть не более:

-    15°С - в диапазоне нагрузок ниже 70% номинальной, включая 50%;

-    30°С - в диапазоне нагрузок ниже 50% номинальной, включая 30%.

Отклонения температуры пара промежуточного перегрева в переходных режимах не должны превышать предельных значений по условиям срабатывания защит.

А.2.8 Блок должен допускать сброс мощности с любого значения исходной нагрузки до нижнего предела регулировочного диапазона при подаче сигналов от регулятора частоты вращения и внешних схем управления со скоростью, определяемой быстродействием регулирования турбины на сброс нагрузки. Длительность работы блока с новым значением мощности не должна ограничиваться. За весь срок эксплуатации должно допускаться не менее 90 сбросов мощности в указанном диапазоне.

А.2.9 Блоки должны допускать сброс мощности с любого значения вплоть до нуля со скоростью, определяемой быстродействием системы регулирования турбины. При этом должна допускаться работа с полностью закрытыми клапанами в течение до 1,5 с при условии восстановления нагрузки до исходного или любого другого значения в пределах регулировочного диапазона со скоростью, определяемой только быстродействием регулирования турбины на наброс нагрузки, но не менее 20% номинальной мощности в секунду.

После восстановления нагрузки длительность работы блока с новым значением мощности в пределах регулировочного диапазона не должна ограничиваться.

Число таких режимов за весь срок эксплуатации должно быть не более 150.

А.2.10 После сброса нагрузки оборудование блока должно допускать возможность работы на нагрузке собственных нужд длительностью до 40 мин.

Число таких режимов за весь срок эксплуатации должно быть не более 150 (без использования аварийного впрыска котла).

А.2.11 Для ликвидации аварийного дефицита мощности в энергосистеме или при перегрузке линии электропередачи блоки в пределах регулировочного диапазона при исходном номинальном давлении должны допускать наброс нагрузки до 20% номинальной, вплоть до верхнего предела регулировочного диапазона, в качестве которого принимается номинальная мощность, со скоростью, определяемой максимальным быстродействием системы регулирования. При этом измене-

Содержание

1    Область применения....................................................................................................1

2    Нормативные ссылки...................................................................................................1

3    Термины и определения..............................................................................................2

4    Обозначения и сокращения.........................................................................................4

5    Требования, обеспечивающие безопасность эксплуатации блочных....................4

установок..........................................................................................................................4

6    Специальные требования, обеспечивающие безопасность эксплуатации

блочных установок..........................................................................................................5

7    Требования к процессам организации эксплуатации и технического

обслуживания...................................................................................................................5

Приложение А (обязательное) Технические требования к маневренности

энергетических блоков тепловых электростанций с конденсационными...............14

турбинами.......................................................................................................................14

Приложение Б (обязательное) Нормы предельно допустимых скоростей изменения нагрузки при работе энергоблоков 160-800 МВт в регулировочном

диапазоне........................................................................................................................20

Приложение В (обязательное) Нормы минимальных допустимых нагрузок

энергоблоков 150-1200 МВт.........................................................................................22

Приложение Г (обязательное) Норматив продолжительности пуска энергоблоков мощностью 150-800 МВт тепловых электростанций из

различных тепловых состояний...................................................................................29

Библиография.................................................................................................................32

II

ние мощности турбоустановки без дополнительного переоткрытия регулирующих клапанов турбины при исходном номинальном давлении должно составлять за 1 с не менее 255 соответствующего статического возмущения клапанами, а за 5 с - не менее 55%. Вследствие одновременного воздействия на котел дальнейший процесс изменения мощности должен протекать с максимальной скоростью, определяемой динамическими свойствами котла. Длительность работы блока с новым значением мощности не должна ограничиваться. При указанных режимах нагружения для увеличения приемистости допускается переоткрытие регулирующих клапанов турбины. Количество набросов мощности за весь срок службы не должно превышать 300.

А.2.12 Блоки при установившемся режиме или плановом изменении нагрузки в регулировочном диапазоне должны допускать неограниченное число отклонений мощности от графика на +7% номинальной со скоростью 2% в секунду при любом виде воздействия с целью обеспечения регулирования частоты и перетоков мощности по линиям электропередачи.

А.2.13 Блоки должны допускать работу в аварийных режимах со следующими частотами вращения роторов турбогенераторов при нагрузках в пределах регулировочного диапазона:

-    50,5-51,0 с'¹ - одноразово продолжительностью не менее 3 и не более 500 мин за весь срок службы;

-    49,0-48,0 с'¹ - одноразово продолжительностью не менее 5 и не более 750 мин за весь срок службы;

-    48,0-47,0 с'¹ - одноразово продолжительностью не менее 1 и не более 180 мин за весь срок службы;

-    47,0-46,0 с'¹ - одноразово продолжительностью не менее 10 с и не более 30 мин за весь срок службы.

А.2.14 Блоки должны оснащаться необходимым комплексом средств автоматического управления, обеспечивающим изменение мощности в соответствии с условиями их работы в энергосистеме.

Блоки должны также оснащаться системами автоматизации всех процессов непрерывного управления при пусках из различных тепловых состояний. Кроме того, должно предусматриваться дискретное управление в объеме, необходимом для обеспечения взаимодействия устройств непрерывного управления в пределах каждого из этапов автоматизированного пуска. Для выполнения операций между указанными этапами допускается участие оператора блока.

При изменениях нагрузки блока со скоростями и в пределах, соответствующих настоящим Техническим требованиям, системы автоматического управления должны обеспечивать качество регулирования, при котором не требуется вмешательство персонала, и отклонения технологических параметров не приводят к срабатыванию технологических защит и блокировок.

А.2.15 В технических проектах котлов и турбин новых типов должны содержаться обоснования характеристик маневренности, соответствующих настоящим Техническим требованиям, а также требованиям концепции технической политики энергокомпаний.

А.2.16 Организация, проектирующая блок в целом, должна определить его экономичность при нагрузках 100, 70% и техническом минимуме на номинальном

17

Введение

Стандарт организации «Блочные установки. Организация эксплуатации и техническое обслуживание. Нормы и требования» (далее Стандарт) разработан в соответствии с требованиями Федерального закона № 184-ФЗ «О техническом регулировании».

При разработке стандарта рассмотрены относящиеся к области его применения, действовавшие в электроэнергетике нормативно-технические документы или отдельные разделы этих документов.

III

СТАНДАРТ ОРГАНИЗАЦИИ

Блочные установки.

Организация эксплуатации и технического обслуживания.

_Нормы    и    требования._

Дата введения - 2009-06-19

1 Область применения

Настоящий Стандарт:

-    распространяется на энергоблоки мощностью от 100 до 1200 МВт с паровыми турбинами и с давлением перегретого пара до 25 МПа, установленными на тепловых электростанциях, работающих на органическом топливе;

-    предназначен для использования в электроэнергетике организациями (обществами, компаниями), выполняющими проектирование, строительство, монтаж, наладку, эксплуатацию, техническое обслуживание и ремонт оборудования, зданий и сооружений тепловых электростанций;

-    требования Стандарта обязательны для применения организациями, в установленном порядке на добровольной основе, присоединившимися к Стандарту.

2 Нормативные ссылки

В настоящем стандарте использованы нормативные ссылки на следующие законы, стандарты и/или классификаторы:

Федеральный закон от 27.12.2002 г., № 184-ФЗ «О техническом регулировании»

Федеральный закон от 21.07.1997 г. № 116-ФЗ «О промышленной безопасности опасных производственных объектов»;

ГОСТ Р 1.4-2004. Стандартизация в Российской Федерации. Стандарты организаций. Общие положения

ГОСТ Р 1.5-2004. Стандартизация в Российской Федерации. Стандарты национальные Российской Федерации. Правила построения, изложения, оформления и обозначения

ГОСТ 12.1.004-91 Пожарная безопасность. Общие требования;

ГОСТ 18322-78 Система технического обслуживания и ремонта техники. Термины и определения

ГОСТ 20911-89. Техническая диагностика. Термины и определения ГОСТ 23875-88 Качество электрической энергии. Термины и определения ГОСТ 25866-83 Эксплуатация техники. Термины и определения ГОСТ 27.002 - 89 Надежность в технике. Основные понятия. Термины и определения

ГОСТ 27625-88 Государственный стандарт союза ССР. Блоки энергетические для тепловых электростанций. Требования к надежности, маневренности и экономичности

ГОСТ 26691-85 Государственный стандарт союза ССР. Теплоэнергетика. Термины и определения

1

ГОСТ 24277-85 Турбины паровые стационарные для ТЭС. Общие технические требования. Транспортировка и хранение. Гарантии изготовления

ГОСТ 533-85 Машины электрические вращающиеся. Турбогенераторы. Общие технические условия

ГОСТ 13033-84 Приборы и средства автоматизации электрические аналоговые. Общие технические условия

ГОСТ 2.102-68 ЕСКД Виды и комплектность конструкторских документов СТО 59012820.27.100.002-2005 Нормы участия энергоблоков ТЭС в нормированном первичном и автоматическом вторичном регулировании частоты

СТО Оперативно-диспетчерское управление в электроэнергетике. Регулирование частоты и перетоков активной мощности в ЕЭС и изолированно работающих энергосистемах России. Требования к организации и осуществлению процесса, технологическим средствам: / Утв. Приказом ОАО РАО «ЕЭС России» № 535 от 31.08.07 г.

СТО Тепловые электрические станции. Методики оценки состояния основного оборудования: / Утв. Приказом ОАО РАО «ЕЭС России» № 200 от 28.03.07 г.

СТО 17330282.27.010.001-2008 Электроэнергетика. Термины и определения Правила технической эксплуатации электрических станций и сетей Российской Федерации: /Утв. Приказом Министерства энергетики Российской Федерации от 19июня 2003 г. №229; Зарегистрировано Министерством юстиции Российской Федерации от 20 июня 2003 г. № 4799.

Примечание - При пользовании настоящим стандартом целесообразно проверить действие ссылочных стандартов и классификаторов в информационной системе общего пользования - на официальном сайте национального органа Российской Федерации по стандартизации в сети Интернет или по ежегодно издаваемому информационному указателю "Национальные стандарты", который опубликован по состоянию на 1 января текущего года, и по соответствующим ежемесячно издаваемым информационным указателям, опубликованным в текущем году. Если ссылочный документ заменен (изменен), то при пользовании настоящим стандартом следует руководствоваться замененным (измененным) документом. Если ссылочный документ отменен без замены, то положение, в котором дана ссылка на него, применяется в части, не затрагивающей эту ссылку.

3 Термины и определения

В настоящем стандарте применены термины в соответствие со СТО «Электроэнергетика. Термины и определения. 17330282.27.010.001-2008», а также следующие термины с соответствующими определениями:

3.1    капитальный ремонт энергоблока: Ремонт, выполняемый для восстановления технико-экономических характеристик энергоблока до проектных или близких к проектным значениям, с заменой и (или) восстановлением любых составных частей (ГОСТ 27625-88).

3.2    контроль технического состояния: Проверка соответствия значений параметров объекта требованиям технической документации и определение на этой основе одного из заданных видов технического состояния в данный момент времени.

2

Пр имечание: Видами технического состояния являются, например, исправное, работоспособное, неисправное, неработоспособное и т.д. в зависимости от значений параметров в данный момент времени (ГОСТ 20911-89).

3.3    основное оборудование энергоблока: Паровой котел, паровая турбина, генератор, трансформатор; составные части оборудования энергоблока, работающие при температуре 450 °С и выше - главные паропроводы, стопорные и регулирующие клапаны, цилиндры высокого и среднего давления паровых турбин и др. (ГОСТ 27625-88).

3.4    периодичность технического обслуживания (ремонта): Интервал времени или наработки между данным видом технического обслуживания (ремонта) и последующим таким же видом или другим большей сложности.

Примечание: под видом технического обслуживания (ремонта) понимают техническое обслуживание (ремонт), выделяемое (выделяемый) по одному из признаков: этапу осуществления, периодичности, объему работ, условиям эксплуатации, регламентации и т.д. (ГОСТ 18332-78).

3.5    пуск энергоблока на скользящих параметрах свежего пара:    Пуск

энергоблока при пониженных давлении и температуре в пароводяном тракте котла, изменяемых при развороте и нагружении турбины в сторону повышения вплоть до номинальных значений (ГОСТ 27625-88).

3.6    работа энергоблока на скользящем давлении: Работа энергоблока с переменным давлением в пароводяном тракте котла, уменьшающемся против номинального в зависимости от снижения нагрузки энергоблока (ГОСТ 27625-88).

3.7    регулировочный диапазон нагрузки энергоблока: Интервал нагрузок, внутри которого мощность может изменяться автоматически без изменения состава вспомогательного оборудования и горелочных устройств (ГОСТ 27625-88).

3.8    средний ремонт энергоблока: Ремонт, выполняемый для восстановления технико-экономических характеристик энергоблока в заданных пределах, с заменой и (или) восстановлением составных частей ограниченной номенклатуры (ГОСТ 27625-88).

3.9    средняя наработка на отказ: Отношение наработки восстанавливаемого объекта к математическому ожиданию числа его отказов в течение всей наработки. Относится ко всему периоду нормальной эксплуатации, начинающемуся по истечении времени освоения энергоблока, определяемого техническими условиями на конкретный вид оборудования (ГОСТ 27625-88).

3.10    текущий ремонт энергоблока: Ремонт, выполняемый для поддержания технико-экономических характеристик энергоблока в заданных пределах, с заменой и (или) восстановлением отдельных быстроизнашивающихся сборочных единиц и деталей (ГОСТ 27625-88).

3.14    тепловая электростанция: Электростанция, преобразующая химическую энергию топлива в электрическую энергию или электрическую энергию и тепловую энергию (ГОСТ 19431-84).

3.15    техническая документация: Совокупность документов, необходимая и достаточная для непосредственного использования на каждой стадии жизненного цикла продукции.

Примечание - к технической документации относятся конструкторская и технологическая документация, техническое задание на разработку продукции и т.д. Техническую документацию можно подразделить на исходную, проектную, рабочую, информационную. (Справочник

3

«Термины и определения ОАО РАО "ЮС РОССИИ"» Приложение 1 к приказу № 296 от 11.05.2005).

3.16    техническое обслуживание (ТО): Комплекс операций или операция по поддержанию работоспособности или исправности изделия при использовании по назначению, ожидании, хранении и транспортировании (ГОСТ 18322-78).

3.17    удельный расход топлива на отпуск электроэнергии: Количество топлива, израсходованного на единицу отпущенной электрической энергии (ГОСТ 26691-85).

3.18    удельный расход топлива на отпуск тепла: Количество топлива, израсходованного на единицу отпущенного тепла ((ГОСТ 26691-85).

3.20    электростанция: Энергоустановка или группа энергоустановок для производства электрической энергии или электрической энергии и тепла (ГОСТ 23875-88).

3.21    паротурбинный энергоблок: Комплекс, состоящий из котельной и паротурбинной установок, электрогенератора, трансформатора и вспомогательных устройств.

4 Обозначения и сокращения

АВР - автоматическое включение резерва;

БОУ- блочная обессоливающая установка;

БПУ - быстродействующее пропорциональное устройство;

ВЗ - встроенная задвижка;

ДКД- докритическое давление;

ОАО - открытое акционерное общество;

ПВД - подогреватель высокого давления;

ПГУ - парогазовая установка;

ППС- полнопроходной сепаратор;

РД - руководящий документ;

СКД- сверхкритическое давление;

ТО - техническое обслуживание;

ТЭС - тепловая электростанция;

ЦВД- цилиндр высокого давления;

ЦНД - цилиндр низкого давления.

5 Требования, обеспечивающие безопасность эксплуатации блочных

установок

5.1    Общие требования, обеспечивающие безопасность эксплуатации блочных установок

5.1.1    При эксплуатации и техническом обслуживании блочных установок должны быть обеспечены требования безопасной эксплуатации в соответствии с

[1,7].

5.1.2    При эксплуатации и техническом обслуживании блочных установок должны быть обеспечены требования пожарной безопасности, согласно ГОСТ 12.1.004-91 и правил [10].

4

6 Специальные требования, обеспечивающие безопасность эксплуатации

блочных установок.

6.1.1    Требования к персоналу

6.1.1.1.    Требования к персоналу, производящему эксплуатацию и техническое обслуживание блочных установок ТЭС должны соответствовать требованиям, изложенным в и. 6.4. Стандарта организации [1].

6.1.1.2.    При отсутствии (отказе) системы автоматического регулирования частоты и мощности энергоблоков в случае наброса (сброса) нагрузки турбин из-за изменения частоты персонал должен немедленно приступить к изменению нагрузки котлов в пределах регулировочного диапазона в целях восстановления исходного давления свежего пара. Если изменения нагрузки могут привести к перегрузкам линий электропередачи, угрожающим нарушением устойчивости энергосистемы, то в местных инструкциях должны быть указаны согласованные с органами диспетчерского управления соответствующего уровня изменения частоты, при которых должны начинаться указанные действия персонала.

6.1.2    Требования к технической документации.

6.1.2.1. В целях обеспечения безопасной эксплуатации блочных установок ТЭС должны соблюдаться требования к технической документации, изложенным в и. 6.8. Стандарта организации [1].

6.1.3    Изменения проектных пусковых схем на действующих энергоблоках допускаются:

-    для целевых испытаний новых схемных решений и режимов пуска, согласованных с заводами-изготовителями оборудования;

-    при модернизации пусковых схем в целях их приближения к типовой пусковой схеме или улучшения эксплуатационных качеств;

При эксплуатации блочных установок должны соблюдаться требования местных производственных инструкций, составленных на основе заводских и проектных данных, типовых инструкций и других нормативно-технических документов, опыта эксплуатации и результатов испытаний, а также с учетом местных условий. Инструкции должны быть подписаны начальником соответствующего производственного подразделения и утверждены техническим руководителем ТЭС.

7 Требования к процессам организации эксплуатации и технического обслуживания

7.1    Общие требования

7.1.1    При эксплуатации блочных установок должно обеспечиваться их участие в регулировании частоты и мощности при нормальных (в соответствии с диспетчерским графиком) и аварийных режимах энергосистемы при этом должны выполняться следующие положения:

7.1.2    При эксплуатации котлов должны быть обеспечены:

-    надежность и безопасность работы всего основного и вспомогательного оборудования;

-    возможность достижения номинальной паропроизводительности котлов, параметров и качества пара и воды;

-    экономичный режим работы, установленный на основе испытаний и заводских инструкций; ¹

-    регулировочный диапазон нагрузок, определенный для каждого типа котла и вида сжигаемого топлива;

-    изменение паропроизводительности котлов в пределах регулировочного диапазона под воздействием устройств автоматики.

-    минимально допустимые нагрузки;

-    допустимые выбросы вредных веществ в атмосферу.

7.1.3    При эксплуатации паротурбинных установок должны быть обеспечены:

-    надежность работы основного и вспомогательного оборудования;

-    готовность принятия номинальных электрической и тепловой нагрузок и их изменения до технического минимума;

-    нормативные показатели экономичности основного и вспомогательного оборудования

7.1.4    При эксплуатации генераторов и синхронных компенсаторов должны быть обеспечены их бесперебойная работа в допустимых режимах, надежное действие систем возбуждения, охлаждения, маслоснабжения, устройств контроля, защиты, автоматики и диагностики.

7.1.5    При эксплуатации трансформаторов (автотрансформаторов) и шунтирующих масляных реакторов должны выполняться условия их надежной работы. Нагрузки, уровень напряжения, температура отдельных элементов трансформаторов (реакторов), характеристики масла и параметры изоляции должны находиться в пределах установленных норм; устройства охлаждения, регулирования напряжения, другие элементы должны содержаться в исправном состоянии.

7.1.6    Общее первичное регулирование частоты должно осуществляться всеми электростанциями путем изменения мощности под воздействием автоматических регуляторов частоты вращения роторов турбоагрегатов и производительности котлов. При этом статизм регулирования (степень неравномерности), а также зона (степень) нечувствительности по частоте должны соответствовать указанным ниже характеристикам регуляторов частоты вращения ротора турбины и обеспечиваться совокупностью всего энергетического оборудования и систем регулирования энергоблока, электростанции.

Степень неравномерности регулирования частоты враще- 4-5 ния (при номинальных параметрах пара)², %

Местная степень неравномерности по частоте вращения,

%:

минимальная в любом диапазоне нагрузок, не ниже    2,5

максимальная:

в диапазоне нагрузок до 15 % номинальной не более,    10

в диапазоне нагрузок от 15 % номинальной до макси-    6

мальной, не более

Степень нечувствительности³ по частоте вращения, %, не 0,3 более

1

2

’) Для турбин типа Р степень неравномерности допускается 4,5-6,5%

3

) Для турбин выпуска до 1950 г. степень нечувствительности допускается до 0,5%

6