Руководящий документ РД 34.20.541-92 Методические указания по расчету нормативной рабочей мощности электростанций.

Руководящий документ РД 34.20.541-92 Методические указания по расчету нормативной рабочей мощности электростанций.

РД 34.20.541-92

МЕТОДИЧЕСКИЕ УКАЗАНИЯ

ПО РАСЧЕТУ НОРМАТИВНОЙ РАБОЧЕЙ МОЩНОСТИ ЭЛЕКТРОСТАНЦИЙ

Дата введения 1993-01-01

РАЗРАБОТАНО Государственным предприятием по оперативно-технологическому управлению Единой энергетической системой ЦДУ ЕЭС

ИСПОЛНИТЕЛИ Б.Д.Сюткин, Ю.Н.Артемьев, С.И.Дудкин, В.И.Орлов

УТВЕРЖДЕНО Министерством топлива и энергетики Российской Федерации 28.12.92 г.

Заместитель министра А.Ф.Дьяков

Настоящие Методические указания предназначены для работников электростанций, производственных объединений энергетики электрификации, территориальных энергетических объединений, объединенных энергетических систем ЦДУ ЕЭС, занимающихся вопросами нормирования рабочей мощности электростанций.

1. ОБЩИЕ ПОЛОЖЕНИЯ

Рабочая мощность - мощность электростанций, которая может быть использована для покрытия потребности нужд народного хозяйства и населения страны.

Рабочая мощность электростанций равна установленной мощности турбоагрегатов за вычетом имеющихся ограничений мощности и мощности оборудования, выведенного в ремонт и для проведения работ по реконструкции или модернизации.

Нормативная рабочая мощность соответствует максимально возможному использованию установленной мощности электростанций.

Нормативная рабочая мощность определяется исходя из нормативных периодичности и продолжительности ремонтов оборудования электростанций, а также согласованных ограничений мощности.

Разность между нормативной рабочей мощностью и фактической рабочей мощностью характеризует эффективность использования установленной мощности электростанций.

Значение нормативной рабочей мощности на планируемый период (год) рассчитывается как средневзвешенный показатель по времени.

Показатель нормативной рабочей мощности используется при:

- расчете тарифа на рабочую мощность электростанций и сальдо-переток мощности;

- оценке деятельности персонала электростанций и энергообъединений по эффективному использованию мощности электростанций;

- расчете контрольных цифр по выработке электроэнергии, разработке энергобалансов.

В настоящих Методических указаниях в качестве единицы измерения электрической мощности принят 1 МВт.

2. РАСЧЕТ НОРМАТИВНОЙ РАБОЧЕЙ МОЩНОСТИ ЭЛЕКТРОСТАНЦИЙ

2.1. Нормативная рабочая мощность в расчетном году определяется по формуле

, (1)

где

- установленная электрическая мощность на начало года;

- среднегодовое снижение мощности из-за останова энергетического оборудования для проведения работ по его реконструкции или модернизации;

- среднегодовое нормативное снижение мощности из-за вывода освоенного энергетического оборудования во все виды ремонта;

- среднегодовое снижение мощности из-за наличия ее ограничений.

При определении нормативной рабочей мощности не учитываются изменения установленной мощности в течение расчетного года, вызванные вводом нового, перемаркировкой и демонтажем действующего оборудования.

2.2. Среднегодовое нормативное снижение мощности из-за останова освоенного энергетического оборудования для проведения работ по реконструкции или модернизации определяется по формуле

, (2)

где

- установленная электрическая мощность на начало года

-го турбоагрегата, выводимого на реконструкцию или модернизацию;

- продолжительность работ по реконструкции и модернизации

-го агрегата, сут;

- нормативная продолжительность капитального ремонта

-го агрегата, сут;

- количество календарных суток в году;

- коэффициент, учитывающий количество календарных суток, приходящихся на праздничные дни (в расчетах принимается равным 2,5), %.

Сроки проведения работ по реконструкции и модернизации оборудования должны совмещаться со сроками капитальных ремонтов.

Снижение мощности из-за останова энергетического оборудования для проведения работ по реконструкции и модернизации рассматривается только для периода превышения сроков указанных работ над нормативными сроками капитальных ремонто

в.

2.3. Среднегодовое нормативное снижение мощности из-за вывода освоенного энергетического оборудования в ремонт определяется по формуле

, (3)

где

- среднегодовое снижение мощности из-за вывода оборудования в плановые виды ремонта:

, (4)

здесь

;

- среднегодовое снижение мощности из-за вывода турбоагрегатов соответственно в капитальный, средний и текущий ремонты;

- среднегодовое снижение мощности из-за вывода в ремонт котлоагрегатов;

- среднегодовое снижение мощности из-за вывода в ремонт общестанционного оборудования;

- среднегодовое нормативное снижение мощности из-за вывода основного оборудования в неплановые (аварийные) ремонты.

2.3.1. Среднегодовое нормативное снижение мощности из-за вывода турбоагрегатов в капитальный ремонт определяется по формуле

, (5)

где

- установленная электрическая мощность (на начало года)

-го турбоагрегата, выводимого в капитальный ремонт;

- нормативная продолжительность капитального ремонта

-го турбоагрегата, сут.

В обязательных приложениях 1-4 приведены нормативные значения периодичности и продолжительности капитального, среднего, текущего ремонтов освоенного основного оборудования электростанций, находящегося в эксплуатации менее 75 тыс.ч. Нормативная продолжительность ремонтов установлена для типового объема ремонтных работ.

В течение 40 тыс.ч работы оборудования после проведения его реконструкция или модернизации нормативная продолжительность плановых ремонтов увеличивается на 0,5% за каждые 5 тыс.ч работы.

Нормативная продолжительность плановых ремонтов оборудования увеличивается на 1% за каждые последующие 5 тыс.ч работы свыше 75 тыс.ч с начала эксплуатации или 40 тыс.ч после проведения работ по реконструкции и модернизации оборудования.

В случае проведения дополнительных работ, не предусмотренных типовым объемом, продолжительность капитального ремонта основного оборудования увеличивается в соответствии с нормативами, приведенными в обязательном приложении 5.

Временный норматив продолжительности капитального и текущего ремонтов ГТУ, ГАЭС и ПГУ утверждается Минтопэнерго Российской Федерации для каждой электростанции.

За начало отсчета ремонтного цикла принимается год, следующий за тем, в котором проведен капитальный ремонт или закончены работы по модернизации (реконструкции) основного оборудования.

Отказ электростанции от проведения капитального ремонта в нормативный срок не может являться причиной изменения последовательности выполнения ремонтов очередного ремонтного цикла.

Электростанции, оборудование которых по объективным причинам требует увеличения нормативной продолжительности ремонтов, не менее чем за 6 мес до начала расчетного года представляют в Минтопэнерго Российской Федерации обоснования для установления индивидуального норматива продолжительности ремонтов.

2.3.2. Среднегодовое нормативное снижение мощности из-за вывода турбоагрегатов в средний ремонт определяется по формуле

, (6)

где

- установленная электрическая мощность (на начало года)

-го турбоагрегата, выводимого в средний ремонт;

- нормативная продолжительность среднего ремонта

-го турбоагрегата, сут (см.приложения 1-4).

2.3.3. Среднегодовое нормативное снижение мощности из-за вывода турбоагрегатов в текущий ремонт определяется по формуле

(7)

где -

- установленная электрическая мощность (на начало года)

-го турбоагрегата, выводимого в текущий ремонт;

- нормативная продолжительность текущего ремонта

-го турбоагрегата, сут (см.приложения 1-4).

2.3.4. Для групп оборудования с поперечными связями планирование сроков проведения ремонта котлоагрегатов должно производиться таким образом, чтобы они совпадали со сроками ремонта турбоагрегатов.

Однако нормативные значения периодичности и продолжительности ремонта котлоагрегатов отличаются от соответствующих показателей турбоагрегатов и зачастую сроки проведения ремонта котло- и турбоагрегатов не совпадают. В таких случаях и при условии, что суммарная номинальная паропроизводительность котлоагрегатов больше суммарного номинального расхода пара на все турбоагрегаты, среднегодовое снижение мощности из-за вывода котлоагрегатов в ремонт определяется по формуле

, (8)

где

;

- в

-й группе оборудования среднегодовые номинальные значения паропроизводительности каждого из выводимых в ремонт котлоагрегатов и расходов пара на каждый из выводимых в ремонт турбоагрегатов, т/ч; определяются по формулам, аналогичным (5)-(7);

;

- в

-й группе оборудования номинальные значения паропроизводительности каждого из котлоагрегатов и расхода пара на каждый из турбоагрегатов, т/ч.

При отрицательных значениях выражения (8) снижение мощности из-за ремонта котлоагрегатов отсутствует.

2.3.5. Среднегодовое снижение мощности из-за вывода в ремонт общестанционного оборудования определяется по формуле

, (9)

где

- снижение мощности из-за вывода в ремонт

-го объекта общестанционного оборудования;

- продолжительность ремонта

-го объекта общестанционного оборудования в соответствии с утвержденным графиком, сут.

2.3.6. Среднегодовое нормативное снижение мощности из-за останова основного энергетического оборудования в неплановый (аварийный) ремонт определяется по формуле

, (10)

- установленная электрическая мощность освоенного оборудования

-й группы оборудования на начало года;

- среднегодовое нормативное снижение мощности

-й группы оборудования из-за вывода освоенных турбоагрегатов в плановые ремонты;

- среднегодовое снижение мощности

-й группы из-за вывода освоенного оборудования в реконструкцию или модернизацию;

- норматив снижения мощности

-й группы оборудования из-за останова оборудования в неплановый (аварийный) ремонт, %.

Значения

приведены в обязательном приложении

2.4. Среднегодовое снижение мощности из-за ее ограничений определяется по формуле

, (11)

где

- среднегодовые значения технических, сезонных и временных ограничений мощности;

- среднегодовое снижение мощности из-за ограничений, вызванных кратковременным ухудшением эксплуатационного состояния оборудования в межремонтный период;

- среднегодовое снижение мощности, вызванное освоением вновь введенного оборудования (устранение строительно-монтажных недоделок, проведение испытаний и наладочных работ и др.).

2.4.1. Среднегодовое снижение мощности из-за наличия технических, сезонных и временных ограничений мощности освоенного оборудования определяется по формуле

, (12)

где

- согласованное с фирмой ОРГРЭС на расчетный год среднегодовое ограничение мощности

-й группы оборудования;

- коэффициент, учитывающий вывод оборудования в ремонт и реконструкцию,

. (13)

2.4.2. Среднегодовое снижение мощности, вызванное кратковременным ухудшением эксплуатационного состояния освоенного оборудования в межремонтный период, рассчитывается по формуле

, (14)

где

- норматив снижения мощности из-за ухудшения эксплуатационного состояния

-й группы оборудования, %.

Значения

принимаются равными:

0,5 для гидроэлектростанций и всех групп оборудования тепловых электростанций, работающих на газе и мазуте;

1,0 для всех групп оборудования тепловых электростанций, работающих на твердом топливе (кроме сланца);

1,5 для групп оборудования тепловых электростанций, работающих на сланцах.

2.4.3. Среднегодовое снижение мощности оборудования, находящегося в стадии освоения, определяется по формуле

, (15)

где

- установленная мощность

-го агрегата, введенного в эксплуатацию до начала расчетного года и находящегося в стадии освоения;

- среднегодовой нормативный коэффициент освоения оборудования, %.

Началом периода освоения вновь введенного агрегата считается месяц, следующий за тем, в котором был подписан акт о приемке нового агрегата в эксплуатацию.

В течение расчетного года для осваиваемого агрегата может закончиться очередной год освоения (первый, второй или третий). В таком случае для данного агрегата среднегодовой нормативный коэффициент освоения рассчитывается по формуле

, (16)

где

- количество месяцев расчетного года, относящееся соответственно к первому (второму или третьему) и второму (третьему или четвертому) годам освоения;

;

- нормативный коэффициент освоения оборудования соответственно для первого (второго или третьего) и второго (третьего или четвертого) годов освоения.

Нормативный коэффициент освоения оборудования, отражающий снижение его мощности и время простоя во всех видах ремонта, для каждого из годов освоения определяется по формулам:

; (17)

, (18)

где

- нормативные (для каждого из годов освоения) коэффициенты готовности вновь введенного оборудования (обязательное приложение 7) и освоения его проектной мощности (обязательное приложение 8).

3. ПРИМЕР РАСЧЕТА НОРМАТИВНОЙ РАБОЧЕЙ МОЩНОСТИ

Расчет выполнен для ТЭЦ, на которой установлены 4 котлоагрегата ТГМ-96 паропроизводительностью по 480 т/ч и четыре турбоагрегата T-100-130 мощностью по 100 МВт и номинальным расходом свежего пара 480 т/ч.

3.1. Исходные данные для расчета

Котло- и турбоагрегаты ТЭЦ отработали от 40 до 55 тыс.ч.

В соответствии с руководящими документами по проведению планово-предупредительных ремонтов в расчетном году предусматривается выполнить следующие ремонты:


Наименование и станционный номер оборудования	Вид ремонта	Нормативная продолжительность ремонта, сут
Турбоагрегат N 1	Текущий	8
Турбоагрегат N 2	Средний	16
Турбоагрегат N 3	Текущий	8
Турбоагрегат N 4	Капитальный	40
	Реконструкция	55
Котлоагрегат N 1	Текущий	30
Котлоагрегат N 2	Средний	24
	Текущий	20
Котлоагрегат N 3	Текущий	30
Котлоагрегат N 4	Капитальный	46
	Текущий	20
Градирня	Средний	30

Среднее снижение мощности ТЭЦ за время проведения ремонта градирни составит 50 МВт.

Оборудование, находящееся в стадии освоения, на электростанции отсутствует.

Согласованное с фирмой ОРГРЭС среднегодовое снижение мощности в расчетном году из-за наличия технических, сезонных и временных ограничений составит 22 МВт.

Для установленного на ТЭЦ оборудования:

норматив снижения рабочей мощности из-за неплановых (аварийных) ремонтов основного оборудования составляет 2,0% (см. приложение 6);

норматив снижения рабочей мощности из-за ухудшения эксплуатационного состояния оборудования в межремонтный период составляет 0,5% (п.2.4.2).

3.2. Расчет рабочей мощности (МВт)

3.2.1. Среднегодовое снижение мощности из-за вывода турбоагрегатов:

- в реконструкцию [формула (2)]

;

- в капитальный ремонт [формула (5)]

;

- в средний ремонт [формула (6)]

;

- в текущий ремонт [формула (7)]

3.2.2. Среднегодовое снижение мощности из-за несовпадения сроков проведения ремонтов котло- и турбоагрегатов [формула (8)]

где среднегодовая номинальная паропроизводительность выводимых в ремонт агрегатов определяется по формуле, аналогичной формуле (5)

т/ч;

т/ч.

3.2.3. Среднегодовое снижение мощности из-за вывода в ремонт общестанционного оборудования - градирни [формула (9)]

3.2.4. Суммарное среднегодовое снижение мощности из-за вывода оборудования в плановые ремонты формула (4)

3.2.5. Среднегодовое снижение мощности из-за вывода основного энергетического оборудования в неплановый (аварийный) ремонт [формула (10)]

3.2.6. Суммарное среднегодовое снижение мощности из-за вывода оборудования во все виды ремонтов [формула (3)]

3.2.7. Среднегодовое снижение мощности из-за наличия ограничений:

технических, сезонных и временных, согласованных с фирмой ОРГРЭС формула (12)

где коэффициент, учитывающий вывод оборудования в ремонт и реконструкцию, определен по формуле (13):

;

- вызванных кратковременным ухудшением эксплуатационного состояния оборудования в межремонтный период [формула (14)],

;

- всего [формула (11)]

3.2.8. Среднегодовая нормативная рабочая мощность [формула (1)]

Приложение 1

Обязательное

НОРМЫ ПРОДОЛЖИТЕЛЬНОСТИ РЕМОНТА И ПЕРИОДИЧНОСТИ

КАПИТАЛЬНЫХ РЕМОНТОВ ПАРОВЫХ ТУРБИН (ТИПОВОЙ ОБЪЕМ)


Тип турбины	Давление, МПа (кгс/см )	Мощ- ность, МВт	Периодич- ность капитальных ремонтов, лет	Ремонтный цикл	Продолжительность ремонта, календарные сутки
					капи- таль- ного	сред- него	теку- щего
Турбины конденсационные и теплофикационные одноцилиндровые	До 6,5 (65)	До 12	5	Т-Т-Т-Т-К	12	-	4
Турбины конденсационные и теплофикационные двухцилиндровые	До 6,5 (65)	До 12	5	Т-Т-Т-Т-К	13	-	4
Турбины конденсационные и теплофикационные одноцилиндровые	До 6,5 (65)	13-15	5	Т-Т-Т-Т-К	16	-	5
Турбины конденсационные и теплофикационные двухцилиндровые	До 6,5 (65)	13-24	5	Т-Т-Т-Т-К	18	-	6
Турбины конденсационные и теплофикационные одноцилиндровые	До 6,5 (65)	26-50	5	Т-Т-Т-Т-К	21	-	6
Турбины конденсационные и теплофикационные двухцилиндровые	До 6,5 (65)	26-50	5	Т-Т-Т-Т-К	23	-	7
Турбины конденсационные и теплофикационные двухцилиндровые	До 6,5 (65)	51-100	5	Т-Т-Т-Т-К	25	-	7
Турбины с противодавлением	До 6,5 (65)	До 12	5	Т-Т-Т-Т-К	12	-	4
ПТ-12-90/10	9 (90)	12	5	Т-Т-Т-Т-К	18	-	6
К-25-90	9 (90)	25	5	Т-Т-Т-Т-К	23	-	7
ПТ-25-90/10	9 (90)	25	4	Т-Т-Т-К	25	-	8
P-12-90/13
P-12-90/18	9 (90)	12	5	Т-Т-Т-Т-К	18	-	6
P-12-90/31
P-25-90/31	9 (90)	25	5	Т-Т-Т-Т-К	27	-	7
Р-25-90/18
ПР-25-90/10/0,9	9 (90)	25	5	Т-Т-Т-Т-К	27	-	7
К-50-90	9 (90)	50	5	Т-Т-Т-Т-К	26	-	7
K-100-90	9 (90)	100	5	Т-Т-С-Т-К	31	12	9
ПТ-60/75-90/13	9 (90)	60	5	Т-Т-Т-Т-К	31	-	9
T-50/60-130	13 (130)	50	5	Т-Т-Т-Т-К	35	-	9
ПТ-50/80-130/7	13 (130)	50	5	Т-Т-Т-Т-К	35	-	9
P-40-130/31	13 (130)	40	5	Т-Т-Т-Т-К	23	-	6
Р-50-130/13	13 (130)	50	5	Т-Т-Т-Т-К	25	-	7
ПТ-60/75-130/13	13 (130)	60	5	Т-Т-Т-Т-К	36	-	9
ПТ-80/100-130/1З	13 (130)	80	5	Т-Т-Т-Т-К	36	-	9
T-100/120-130	13 (130)	100	5	Т-Т-С-Т-К	40	16	8
P-100-130/15	13 (130)	100	5	Т-Т-С-Т-К	29	16	8
ПТ-135/165-130/15	13 (130)	135	5	Т-Т-С-Т-К	38	16	8
Т-175/210-130	13 (130)	175	5	Т-Т-С-Т-К	42	17	9

Приложение 2

Обязательное

НОРМЫ ПРОДОЛЖИТЕЛЬНОСТИ РЕМОНТА И ПЕРИОДИЧНОСТИ

КАПИТАЛЬНЫХ РЕМОНТОВ ГИДРАВЛИЧЕСКИХ ТУРБИН (ТИПОВОЙ ОБЪЕМ)


	Продолжительность простоя, календарные сутки
Тип гидротурбины	в году проведения капитального ремонта			в году проведения текущего ремонта
	в капи- тальном ремонте	в текущем ремонте	всего
Ковшовые и радиально-осевые с диаметром рабочего колеса от 1,5 до 2,9 м	22	4	26	6
Радиально-осевые с диаметром рабочего колеса от 3,0 до 5,4 м мощностью до 100 МВт включительно	28	5	33	8
То же мощностью более 100 МВт	30	6	36	9
Радиально-осевые с диаметром рабочего колеса от 5,5 до 6,5 м мощностью до 150 МВт включительно	32	7	39	9
То же мощностью более 150 МВт	37	8	45	14
Радиально-осевые с диаметром рабочего колеса 7,0 м и выше	42	9	51	16
Поворотно-лопастные с диаметром рабочего колеса до 3,6 м	25	4	29	7
Поворотно-лопастные с диаметром рабочего колеса от 3,6 до 4,5 м	28	5	33	8
Поворотно-лопастные с диаметром рабочего колеса от 5,0 до 7,5 м	31	7	38	9
Поворотно-лопастные с диаметром рабочего колеса от 8,0 до 9,5 м	35	8	43	12
Капсульные гидроагрегаты при диаметре рабочего колеса турбины до 6,0 м	30	7	37	9
Поворотно-лопастные с диаметром рабочего колеса свыше 9,5 м	38	9	47	14
Капсульные гидроагрегаты при диаметре рабочего колеса турбины более 6,0 м	35	8	43	9
Примечания: 1. Периодичность капитальных ремонтов согласно ГОСТ 10595-80 (п.1.19) составляет не менее 4 лет при наработке не менее 25 тыс.ч и распространяется на все типы гидравлических турбин. Формула ремонтного цикла: Т-Т-Т-КТ. - 2. Нормы продолжительности ремонта гидравлических турбин в зимний период увеличиваются на 10%, а для ГЭС, расположенных в условиях Крайнего Севера, - на 15%. - 3. Продолжительность планово-предупредительного ремонта гидравлических турбин мощностью до 10 МВт не нормируется. - 4. Увеличение продолжительности плановых ремонтов при работе ГЭС в непроектном режиме утверждается Минтопэнерго Российской Федерации для каждой электростанции.

Приложение 3

Обязательное

НОРМЫ ПРОДОЛЖИТЕЛЬНОСТИ РЕМОНТА

И ПЕРИОДИЧНОСТИ КАПИТАЛЬНЫХ РЕМОНТОВ ЭНЕРГОБЛОКОВ (ТИПОВОЙ ОБЪЕМ)

Тип энергоблока

Вид и продолжительность ремонта (календарные сутки) по годам ремонтного цикла

Перио-

дич-

ность капи-

таль-

ных ремон-

тов, лет

Энергоблоки (дубль-

блоки) 150-160 МВт с котлами ПК-38, ПК-38-2, ПК-38-3, ПК-38-5, ПК-24, ТП-90, ТП-92, ТП-240-1, ТП-50, ТП-51

СТ

13+8

24+8

13+8

42+8

13+8

24+8

13+8

46+8

13+8

24+8

13+8

54+8

Энергоблоки 150-160 МВт с котлом ТГМ-94 (открытая компоновка)

СТ

13+8

18+8

13+8

49+8

13+8

18+8

13+8

49+8

13+8

18+8

13+8

54+8

Энергоблоки 150-160 МВт с котлом ТГМ-94 (закрытая компоновка)

СТ

13+8

18+8

13+8

42+8

13+8

18+8

13+8

46+8

13+8

18+8

13+8

54+8

Энергоблоки 200-210 МВт с котлами ПК-40, ПК-40-1, ПК-40-2, ПК-47, ПК-47-1, ПК-47-3, ПК-47-5, ПК-33, ТП-100, ТП-100А, ТП-108, ТПЕ-208

СТ

13+8

24+8

13+8

44+8

13+8

24+8

13+8

48+8

13+8

24+8

13+8

56+8

Энергоблоки 200 МВт с котлами ТП-100, ТП-100А*

Энергоблоки 200-210 МВт с котлами ТГМ-104, ТГМ-104С, TM-104, ТГМЕ-206, ТПЕ-213

СТ

13+8

25+8

13+8

44+8

13+8

25+8

13+8

48+8

13+8

25+8

13+8

56+8

Энергоблоки 200-210 МВт с котлами ТГ-104*

СТ

13+8

25+8

13+8

44+8

13+8

25+8

13+8

48+8

13+8

25+8

Энергоблоки 200 МВт с котлом ТП-101 (топливо - эстонский сланец)

СТ

20+27+10

20+20+10

81+20+10

20+27+10

20+20+10

88+20+10

Энергоблоки 200 МВт с котлом ТП-67 (дубль-

блоки, топливо - эстонский сланец)

СТ

20+27+10

20+83+10

20+27+10

20+83+10

20+27+10

20+90+10

Энергоблоки 300 МВт с котлом ТГМП-114

СТ

16+8

24+8

16+8

49+8

16+8

24+8

16+8

53+8

16+8

24+8

16+8

65+8

Энергоблоки 300 МВт с котлами ПК-39, ПК-39-1, ПК-39-11

СТ

18+10

27+10

18+10

50+10

18+10

27+10

18+10

58+10

18+10

27+10

18+10

65+10

Энергоблоки 300 МВт с котлами ПК-41, ПК-41-1

СТ

16+8

24+8

16+8

49+8

16+8

24+8

16+8

56+8

16+8

24+8

16+8

65+8

Энергоблоки 300 МВт с котлами ТПП-312, ТПП-312А

СТ

16+10

27+10

16+10

49+10

16+10

27+10

16+10

60+10

16+10

27+10

16+10

70+10

Энергоблоки 300 МВт с котлами ТГМП-314, ТГМП-314А, ТГМП-314Б, ТГМП-314П

СТ

16+8

25+8

16+8

51+8

16+8

25+8

16+8

58+8

16+8

25+8

16+8

68+8

Энергоблоки 300 МВт с котлами ТГМП-314, ТГМП-314А, ТГМП-314Б, ТГМП-314П*

СТ

16+8

25+8

16+8

58+8

16+8

25+8

16+8

58+8

16+8

25+8

16+8

62+8

Энергоблоки 300 МВт с котлами ТПП-210, ТПП-210А, П-50, ТПП-110

СТ

18+9

27+9

18+9

50+9

18+9

27+9

18+9

55+9

18+9

27+9

18+9

60+9

Энергоблоки 300 МВт с котлами ТПП-210,

ТПП-210А, П-50*

Энергоблоки 300 МВт с котлами ТГМП-324, ТГМП-324А, ТГМП-344, ТГМП-344А

СТ

16+8

24+8

16+8

50+8

16+8

24+8

16+8

61+8

16+8

24+8

16+8

68+8

Энергоблоки 300 МВт с котлом П-59

СТ

20+12

28+12

56+12

20+12

28+12

60+12

20+12

28+12

70+12

Теплофикационные энергоблоки с турбиной Т-250 и котлами ТГМП-314Б, ТГМП-314Ц, ТГМП-314П, ТГМП-344А, ТПП-210А

СТ

16+8

25+8

16+8

58+8

16+8

25+8

16+8

58+8

16+8

25+8

16+8

68+8

Энергоблоки 500 МВт с котлами П-57, П-57-1, П-57-2, П-57-3

СТ

20+10

40+10

20+10

62+10

20+10

40+10

20+10

70+10

20+10

40+10

20+10

83+10

Энергоблоки 800 МВт с котлом ТГМП-204

СТ

20+10

37+10

20+10

65+10

20+10

37+10

20+10

75+10

20+10

37+10

20+10

80+10

________________

* Приведены ремонтные циклы, виды и продолжительность ремонтов энергоблоков с увеличенной периодичностью капитальных ремонтов. Увеличенная периодичность капитальных ремонтов принимается в зависимости от условий эксплуатации энергетическим объединением по согласованию с Минтопэнерго Российской Федерации.

, К

- капитальный ремонт первой, второй и третьей категории; Т

, Т

- текущий ремонт первой и второй категории.

Приложение 4

Обязательное

НОРМЫ ПРОДОЛЖИТЕЛЬНОСТИ РЕМОНТА

И ПЕРИОДИЧНОСТИ КАПИТАЛЬНЫХ РЕМОНТОВ ПАРОВЫХ КОТЛОВ (ТИПОВОЙ ОБЪЕМ)


				Продолжительность простоя, календарные сутки
Давление пара, МПа (кгс/см )	Паропроизво- дительность, т/ч	Периодич- ность капи- тальных ремон- тов, лет	Ремонтный цикл	в году проведения капитального ремонта			в году проведения среднего ремонта			в году прове- дения только текущего ремонта
				в капи- тальном ремонте	в теку- щем ре- монте	всего	в сред- нем ре- монте	в теку- щем ре- монте	всего
До 6,5 (65) вкл.	До 35 вкл.	5	Т-Т-СТ-Т-КТ	16	6	22	6	6	12	9
До 6,5 (65) вкл.	Св. 35 до 100 вкл.	5	Т-Т-СТ-Т-КТ	18	7	25	7	7	14	11
До 6,5 (65) вкл.	Св. 100 до 150 вкл.	5	Т-Т-СТ-Т-КТ	20	8	28	8	8	16	12
До 6,5 (65) вкл.	Св. 150 до 220 вкл.	5	Т-Т-СТ-Т-КТ	23	9	32	9	9	18	14
Св. 6,5 (65) до 12,5 (125) вкл.	Св. 70 до 120 вкл.	4	Т-СТ-Т-КТ	23	9	32	9	9	18	14
Св. 6,5 (65) до 12,5 (125) вкл.	150-170	4	Т-СТ-Т-КТ	25	11	36	10	9	19	16
Св. 6,5 (65) до 12,5 (125) вкл.	200-300	4	Т-СТ-Т-КТ	33	13	46	13	13	26	20
14 (140)	320	4	Т-СТ-Т-КТ	38	16	54	17	14	31	24
10-11 (100-110)	420-430	4	Т-СТ-Т-КТ	40	16	56	18	16	34	24
14 (140); 15 (150)	400-420	4	Т-СТ-Т-КТ	44	18	62	20	18	38	27
14 (140)	480-500	4	Т-СТ-Т-КТ	46	20	66	24	20	44	30
Примечания. 1. Нормы продолжительности ремонта для паровых котлов с поперечными связями приведены при сжигании пылеугольного топлива с содержанием золы до 35%. При других видах топлива или более высоком содержании золы к нормам продолжительности ремонта применяются коэффициенты: для газа - 0,8; для смеси мазута и газа - 0,85; для мазута - 0,9; для пылеугольного топлива с зольностью выше 35% - 1,2; для сланцев - 1,4. - 2. Для текущих ремонтов приведена годовая (суммарная) продолжительность ремонтов.

Приложение 5

Обязательное

УВЕЛИЧЕНИЕ НОРМАТИВНОЙ ПРОДОЛЖИТЕЛЬНОСТИ КАПИТАЛЬНЫХ РЕМОНТОВ ТУРБИН, КОТЛОВ И ЭНЕРГОБЛОКОВ В СВЯЗИ С ПРОВЕДЕНИЕМ ДОПОЛНИТЕЛЬНЫХ РАБОТ, НЕ ПРЕДУСМОТРЕННЫХ ТИПОВЫМИ ОБЪЕМАМИ


Наименование дополнительных работ		Повышающий коэффициент (норматив продолжительности капитального ремонта)
1.	Перевод турбин в теплофикационный режим работы	1,2
2.	Замена проточной части турбины	1,1
3.	Перевод котла на сжигание другого вида топлива	1,2
4.	Замена гибов водоопускных и пароперегревательных труб	1,2
5.	Полная замена основных поверхностей нагрева котлов в связи с сжиганием непроектных видов топлива или топлива ухудшенного качества	1,1
6.	Замена основных элементов электрофильтров или других золоулавливающих устройств:
	котлов электростанций с поперечными связями	1,3
	энергоблоков мощностью 150-200 МВт	Продолжительность капитального ремонта 80 сут
	энергоблоков мощностью 300 МВт	Продолжительность капитального ремонта 100 сут
7.	Замена воздухоподогревателя:
	энергоблоков 150 МВт	Продолжительность капитального ремонта 90 сут
	энергоблоков 200 и 300 МВт	Продолжительность капитального ремонта 100 сут

Приложение 6

Обязательное

НОРМАТИВ СНИЖЕНИЯ РАБОЧЕЙ МОЩНОСТИ ИЗ-ЗА НЕПЛАНОВЫХ (АВАРИЙНЫХ)

РЕМОНТОВ ОСНОВНОГО ОБОРУДОВАНИЯ

ЭЛЕКТРОСТАНЦИЙ -


Тип электростанции, сокращенное наименование группы оборудования	Значение , %
Тепловые электростанции
Блок 1200, блоки 800, блоки 500	3,5
Блоки 300К, блоки 300Т, ТЭЦ-240	3,0
Блоки 200К, блоки 200Т, блоки 150К, блоки 150T	2,5
Несерийное оборудование	2,5
Остальные группы оборудования	2,0
Гидроэлектростанции	0,5

Норматив снижения рабочей мощности ТЭС установлен для оборудования, сжигающего твердое топливо с содержанием золы до 35%. К этому значению

вводятся поправочные коэффициенты:


Сжигаемое топливо	Поправочный коэффициент
Газ	0,8
Мазут	0,9
Смесь газа и мазута	0,85
Уголь с зольностью выше 35%	1,2
Сланцы	1,4

Приложение 7

Обязательное

ВЫПИСКА

ИЗ ПРИЛОЖЕНИЯ N 1 K ПОСТАНОВЛЕНИЮ ГОСПЛАНА СССР

ОТ 10 МАЯ 1984 г. N 95

КОЭФФИЦИЕНТЫ ГОТОВНОСТИ ВВОДИМЫХ В ДЕЙСТВИЕ ЭНЕРГОБЛОКОВ И АГРЕГАТОВ ЭЛЕКТРОСТАНЦИЙ


Наименование и характеристика энергоблоков и агрегатов	Коэффициенты готовности энергоблока или агрегата в процентах от годового календарного фонда времени, %
	в первый год работы	во второй год работы	в третий год работы
Теплофикационная паровая турбина и котлоагрегат на давление пара у турбины 130 кгс/см при работе:
на твердом топливе	83	85	85
на газомазутном топливе	84	87	87
Энергоблок паровой мощностью 180-210 МВт при работе:
на твердом топливе	80	85	85
на газомазутном топливе	82	87	87
Энергоблок паровой мощностью 250-300 МВт при работе:
на твердом топливе	79	84	85
на газомазутном топливе	81	87	87
Энергоблок паровой мощностью 500 МВт при работе на твердом топливе	68	80	82
Энергоблок паровой мощностью 800 МВт при работе:
на твердом топливе	68	80	80
на газомазутном топливе	70	84	84
Гидроагрегаты	85	90	90
Примечание. Коэффициент готовности определяется как отношение суммы времени нахождения энергоблоков и агрегатов в работе и резерве к календарному времени отчетного периода.

Приложение 8

Обязательное

НОРМАТИВНЫЙ КОЭФФИЦИЕНТ ОСВОЕНИЯ ПРОЕКТНОЙ МОЩНОСТИ


	Первый год освоения												Второй год освоения
Группа оборудо- вания	I квартал			II квартал			III квартал			IV квартал			I квартал
	Месяц
	I	II	III	IV	V	VI	VII	VIII	IX	X	XI	XII	I	II	III
1. Тепло- фикацион- ный турбоагрегат и котло- агрегат ТЭС с давлением 13 МПа (130 кгс/см ) при работе на угле	0,417	0,65	0,883	1,0	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-
2. То же на газомазутном топливе	0,475	0,825	1,0	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-
3. Энерго- блок 180-210 МВт с пылеуголь- ным котлом	0,392	0,575	0,758	0,925	1,0	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-
4. То же с газомазутным котлом	0,475	0,825	1,0	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-
5. Энерго- блок 250-300 МВт с пылеуголь- ным котлом	0,392	0,575	0,758	0,858	0,875	0,892	0,95	1,0	-	-	-	-	-	-	-
6. То же с газомазутным котлом	0,417	0,65	0,883	1,0	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-
7. Энерго- блок 500 МВт с пылеуголь- ным котлом	0,392	0,575	0,758	0,858	0,875	0,892	0,908	0,925	0,942	0,963	0,988	1,0	-	-	-
8. Энерго- блок 800 МВт с пылеуголь- ным котлом	0,325	0,375	0,425	0,475	0,525	0,575	0,625	0,675	0,725	0,775	0,825	0,875	0,925	0,975	1,0
9. То же с газомазутным котлом	0,383	0,55	0,717	0,817	0,85	0,883	0,925	0,975	1,0	-	-	-	-	-	-
Примечания: 1. Нормативные коэффициенты освоения проектной мощности для агрегатов на давление свежего пара менее 13 МПа принимаются по нормативам ТЭС 13 МПа. - 2. Нормы продолжительности освоения проектных мощностей для головных энергоблоков по согласованию с Минтопэнерго Российской Федерация могут увеличиваться до 30%.