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

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 machinery. Turbo-generators. General specifications

ОКП 33 8300

Постановлением Государственного комитета СССР по стандартам от 21 марта 1985 г, Н$ 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 турбина>ми (турбогенераторы), изготовляемые для нужд народного хозяйства и экспорта.

Стандарт соответствует СТ СЭВ 3147—81.

В стандарте учтены рекомендации 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

Основные параметры турбогенераторов, соединяемых с газовыми турбинами, а также с шаровыми 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 800 000 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 наполнений 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, 4043;

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.

• 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 давле

нии не должна быть более:

• 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 160000 кВт;

1,6 » » » до 500000 кВт;

1,5» » » 800 000 кВт и более.

Статическую перегружаемость W_p следует вычислять ио формуле

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

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

coscpnom— 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%.

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 il'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;

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

• 2.5. Турбогенераторы должны работать при поминальной 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 j 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.

• 2.7. Конструкцией обмотки статора турбогенератора должнз 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

  
  
  
  

  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 1 200 000 кВт. Перегрузки по току 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.

• 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 12 000 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 дБД.

• 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 маслоснабжения 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 до-пуокается 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 110 000 кВт и более должно предусматриваться кратковременное резервирование подачи масла и аварийный останов без тяжелых последствий при

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 63000 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 — дл-я 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.

гост из—as Стр. it

• 2.25. Для измерения температуры охлаждающей жидкости должно быть установлено следующее число термометров:

не менее двух — в зоне входа охлаждающей жидкости;

не менее трех — в зоне выхода охлаждающей жидкости.

• 2.26. Место установки термопреобразователей сопротивления и термометров должно быть указано в инструкции то эксплуатации турбогенераторов.

• 2.27. Турбогенераторы с воздушным охлаждением должны быть оборудованы системой пожаротушения распыленной водой. Степень автоматизации системы .пожаротушения должна быть установлена в технических условиях на турбогенераторы конкретных типов.

При изготовлении турбогенераторов из материалов, не поддерживающих горение, систему водяного шажаротушения не устанавливают.

• 2.28. Турбогенераторы в нормальных условиях эксплуатации должны включаться в сеть методом точной автоматической синхронизации.

• 2.29. Турбогенераторы допускают скорость набора и изменения активной и реактивной нагрузок не 'менее 6% номинальной в минуту. Допускаемое число сбросов и набросов нагрузки устанавливается в технических условиях на турбогенераторы конкретных типов.

• 2.30. Степени защиты турбогенераторов с воздушным охлаждением IP44, турбогенераторов сводородным охлаждением — IP55, контактных колец — IP10 по ГОСТ 14254—80.

• 2.31. Турбогенераторы должны быть рассчитаны на применение дистиллята для охлаждения обмоток статора и ротора с электрическим удельным сопротивлением не менее 2 000 Ом-м при температуре 40°С.

Допускается кратковременно снижать электрическое удельное сопротивление дистиллята до 500 Oim>m.

• 2.32. Объем и требования к устройствам контроля и защиты турбогенераторов должны соответствовать ГОСТ 25457—82.

• 2.33. Показатели надежности и долговечности турбогенераторов должны быть не ниже, указанных в табл. 3.

Таблица 3

Показатели надежности и долговечности турбогенераторов, предназначенных для покрытия тиковых нагрузок, устанавливаются в технических условиях на турбогенераторы конкретных типов.

• 2.34. Значение массы турбогенератора должно устанавливаться в технических условиях на турбогенераторы конкретных типов.

• 3. ТРЕБОВАНИЯ БЕЗОПАСНОСТИ

  • 3.1. Требования безопасности — по ГОСТ 12.2.007.1—75.

• 4. КОМПЛЕКТНОСТЬ

  • 4.1. В комплект турбогенератора должны входить оборудование и устройства систем возбуждения, систем охлаждения, масло-снабжения уплотнений, контроля и автоматики, запасные части и монтажные приспособления в объеме, установленном в технических условиях на турбогенераторы конкретных типов.

К комплекту должны быть (приложены эксплуатационная и ремонтная документация по ГОСТ 2.601—68, ГОСТ 2.602—68 и ГОСТ 2.609—79 в объеме, установленном в технических условиях на турбогенераторы конкретных типов.

• 5. ПРАВИЛА ПРИЕМКИ

  • 5.1. Для проверки соответствия турбогенераторов и возбудителей требованиям настоящего стандарта предприятие-изготовитель должно проводить приемочные, приемо-сдаточные, периодические и типовые испытания.

  • 5.2. Приемо-сдаточные испытания должны быть проведены на каждом турбогенераторе -по следующей программе:

измерение сопротивления изоляции обмоток, относительно корпуса и между обмотками;

измерение сопротивления изоляции заложенных температурных индикаторов;

измерение сопротивления обмоток при постоянном токе в холодном состоянии;

измерение сопротивления термопреобразователей сопротивления при постоянном токе в холодном состоянии;

определение характеристики установившегося трехфазного короткого замыкания;

испытание изоляции обмоток ротора и статора относительно корпуса и между обмотками на электрическую прочность по ГОСТ 183—74;

определение характеристики холостого хода;

проверка симметричности напряжения;

испытание ротора при повышенной частоте вращения; измерение вибрации подшипников и контактных колец; измерение сопротивления изоляции подшипников; измерение температуры масла в подшипниках;

шроверка отсутствия витковых замыканий в обмотке ротора; испытание междувитковой изоляции обмотки статора по ГОСТ 183—74;

проверка состояния уплотнений вала в сборе и определении утечки воздуха отри избыточного давлении воздуха не менее номинального давления водорода (для машин с водородным охлаждением).

Примечание. Отдельные испытания по пп. 5.2 и 5.4 допускается проводить по согласованию с потребителем на месте установки турбогенератора.

• 5.3. Турбогенераторы мощностью 32 000 кВт и более следует подвергать приемо-сдаточным испытаниям на месте установки по окончании монтажа турбогенератора по программе п. 5.2, за исключением испытаний ротора при повышенной частоте вращения и испытаний междувитковой изоляции; испытания изоляции обмоток статора относительно корпуса и между обмотками на электрическую прочность проводится выпрямленным напряжением, равным 1,6 80%-ного испытательного напряжения переменного тока, указанного в ГОСТ 183—74, длительностью не более 1 мин, за исключением тех турбогенераторов с водяным охлаждением обмотки статора, конструкция которого не допускает этого испытания; испытание изоляции обмоток статора относительно корпуса и между обмотками на электрическую прочность в течение 1 мин проводится напряжением переменного тока, равным 80% испытательного напряжения, указанного в ГОСТ 183—74; испытание изоляции обмотки ротора относительно корпуса при неподвижном состоянии напряжением 1000 В частоты 50 Гц в течение 1 мин.

Дополнительно проводят:

испытание на нагревание (при невозможности проведения испытаний при номинальной нагрузке допускается проводить испытания при неполной нагрузке);

проверку работы системы водородного охлаждения и определения утечки водорода из турбогенератора (для «машин с водородным охлаждением);

проверку работы системы жидкостного охлаждения (для машин с жидкостным охлаждением).

• 5.4. Приемочные испытания следует проводить на опытных (головных) образцах турбогенераторов по программе приемосдаточных испытаний, включая:

испытания на кратковременную перегрузку по току; определение коэффициента полезного действия;

испытание на нагревание;

определение коэффициента искажения синусоидальности кривой линейного напряжения;

опытное определение индуктивных сопротивлений и постоянных -времени обмоток;

измерение электрического напряжения между концами вала; испытание механической 'прочности (при ударном токе короткого замыкания;

измерение уровня звука;

определение номинального тока возбуждения, номинального изменения напряжения и регулировочной характеристики турбогенератора;

определение тока 3-й гармоники, если машина предназначается для работы с соединением обмотки статора в треугольник;

'проверка работы газо-масляной системы водородного охлаждения и определение утечки водорода (для машин с водородным охлаждением);

проверка работы системы жидкостного охлаждения (для машин с жидкостным охлаждением);

измерение вибраций сердечника, корпуса и лобовых частей обмотки статора.

• 5.5. Периодические испытания следует проводить не реже одного раза в семь лет на одном турбогенераторе по программе п. 5.4, за исключением испытания механической прочности (при ударном токе короткого замыкания.

• 5.6. Типовые испытания необходимо проводить по специальной программе при изменении конструкции, материалов или технологического процесса, если эти изменения могут оказать влияние на характеристики и параметры турбогенераторов.

• 5.7. Приемочные, приемо-сдаточные, периодические и типовые испытания систем возбуждения турбогенераторов проводят по ГОСТ 21558—76.

• 6. МЕТОДЫ ИСПЫТАНИЙ

  • 6.1. Методы испытаний турбогенераторов — по ГОСТ 10169—77, ГОСТ 11828—75, ГОСТ 11929—81 и ГОСТ 25000—81.

• 7. МАРКИРОВКА, УПАКОВКА, ТРАНСПОРТИРОВАНИЕ И ХРАНЕНИЕ

  • 7.1. На каждом турбогенераторе с воздушным охлаждением должна быть укреплена табличка по ГОСТ 12869—67 и ГОСТ 12971—77, содержащая:

товарный знак предприятия-изготовителя;

тип турбогенератора;

порядковый номер турбогенератора по системе нумерации предприятия-изготовителя;

активную мощность, кВт;

коэффициент мощности;

номинальное напряжение статора, В;

номинальную частоту вращения, об/мин;

номинальную частоту, Гц;

число фаз;

номинальный ток статора, А;

номинальный ток ротора, А;

направление вращения (если левое);

год выпуска;

обозначение настоящего стандарта.

• 7.2. На табличке каждого турбогенератора с водородным или водородно-жидкостным охлаждением дополнительно должно быть указано номинальное рабочее давление водорода в турбогенераторе в килопаскалях.

• 7.3. Маркировка тары — по ГОСТ 14192—77.

• 7.4. Условия транспортирования сборочных единиц турбогенераторов в части воздействия механических факторов «С» по ГОСТ 23216—78, а в части воздействия климатических факторов также как условия 8 по ГОСТ 15150—69.

• 7.5. Условия хранения сборочных единиц турбогенераторов по ГОСТ 15150—'69 устанавливают в технических условиях на турбогенераторы конкретных типов. Срок хранения без переконсервации — год.

• 7.6. Упаковка и консервация составных частей турбогенератора (деталей и сборочных единиц) по ГОСТ 23216—78.

• 8. ГАРАНТИИ ИЗГОТОВИТЕЛЯ

8.1. Изготовитель гарантирует соответствие турбогенераторов требованиям настоящего стандарта при соблюдении правил транспортирования, хранения, монтажа и эксплуатации.

Гарантийный срок эксплуатации—'3 года со дня ввода в эксплуатацию, а для турбогенераторов, предназначенных для экспорта, — год со дня ввода в эксплуатацию, но не более 3 лет с момента проследования их через Государственную границу СССР.

Редактор М. В. Глушкова

Технический редактор М. И. Максимова Корректор Л. А. Пономарева

Сдано в наб. 02.04.85 Подл, в печ. 21.05.85 1,0 усл. п. л. 1,125 усл. кр.-отт. 0.97 уч.-азд. л. Тар. 12 000 Цена 5 коп.

ПРОИЗВОДНЫЕ ЕДИНИЦЫ СИ, ИМЕЮЩИЕ СПЕЦИАЛЬНЫЕ НАИМЕНОВАНИЯ