6
2.1.3.3. Турбины должны обеспечивать длительную работу в регулировочном диапазоне при отклонениях частоты вращения ротора 98-101% номинальной.
В аварийных условиях допускается работа турбины при следующих значениях частоты сети энергосистемы:
50,5-51,0 Гц - один раз продолжительностью не более 3 мин и не более 500 мин за весь срок эксплуатации;
49,0-48,0 Гц - один раз продолжительностью не более 5 мин и не более 750 мин за весь срок эксплуатации;
48,0-47,0 Гц - один раз продолжительностью не более 1 мин и не более 180 мин за весь срок эксплуатации;
47,0-46,0 Гц - один раз продолжительностью не более 10 с и не более 30 мин за весь срок эксплуатации.
2.1.3.4. Конденсационные турбины должны быть рассчитаны на общее число пусков за весь срок эксплуатации не менее 1000 из неостывшего состояния (остановы на 24-55 ч) и 2000 - из горячего состояния (останов на 5-8 ч) для вновь проектируемых турбин. Продолжительность пусков из различных тепловых состояний указывают в ТУ или ТЗ на турбины конкретных типоразмеров.
2.1.3.5. Теплофикационные турбины должны быть рассчитаны на общее число пусков за весь срок эксплуатации не менее 1800 из различных тепловых состояний, в том числе не менее 100 пусков из холодного состояния.
2.1.4. Требования к системе регулирования
2.1.4.1. Турбины, а также средства контроля и управления турбиной должны предусматривать возможность использования всережимных (включая пуск и останов) автоматизированных систем управления (для теплофикационных турбин - мощностью 100 МВт и выше).
2.1.4.2. Степень неравномерности регулирования частоты вращения при номинальных параметрах пара должна быть в пределах 4-5% номинальной частоты вращения. Местная степень неравномерности должна быть не менее 2% номинальной частоты вращения. Увеличение местной степени неравномерности при мощности менее 15% номинальной не регламентируют, при дроссельном регулировании в диапазоне мощностей от 90% до максимальной, а при сопловом регулировании - 90-100% мощности, регулируемой очередной сопловой группой, местная степень неравномерности не должна превышать среднего значения степени неравномерности более чем в три раза.
Для турбин типа Р степень неравномерности допускается 4,5-6,5% номинальной частоты вращения.
2.1.4.3. Степень нечувствительности системы регулирования частоты вращения при любой мощности не должна превышать 0,06% номинальной частоты вращения в электрогидравлической системе регулирования с регулятором мощности. В гидравлической системе регулирования степень нечувствительности системы регулирования частоты вращения не должна превышать 0,2% номинальной частоты вращения для турбин мощностью до 150 МВт и 0,1% - для турбин мощностью св. 150 МВт.
По согласованию между изготовителем и потребителем допускается увеличение степени нечувствительности в гидравлической системе регулирования до 0,3%.
2.1.4.4. Система регулирования турбины должна иметь механизм управления, обеспечивающий перемещение регулирующих клапанов из положения холостого хода до полной нагрузки за время не более 40 с.
В электрогидравлической системе регулирования должны быть электрические входы для задания мощности турбины и ее быстрого изменения.
2.1.4.5. Система регулирования турбин при внезапном сбросе мощности с отключением генератора от сети во всем диапазоне мощностей, включая номинальную, при номинальных параметрах пара и номинальной частоте вращения должна ограничивать динамический заброс частоты вращения, не допуская срабатывания автоматов безопасности, отрегулированных на включение при повышении частоты вращения ротора до 10-12% сверх номинальной или до значения, указанного в ТУ или ТЗ на турбины конкретных типоразмеров.
2.1.4.6. При одновременном закрытии стопорных и регулирующих клапанов цилиндров высокого и среднего давления и номинальных параметров пара ротор турбины не должен вращаться.
При раздельном закрытии клапанов (только стопорных либо только регулирующих) допустимая частота вращения не должна превышать 50% номинальной.