Утверждены
Министерством топлива
и энергетики
Российской Федерации
28 декабря 1992 года
Вводится в действие -
1 января 1993 года
МЕТОДИЧЕСКИЕ УКАЗАНИЯ
ПО РАСЧЕТУ НОРМАТИВНОЙ РАБОЧЕЙ МОЩНОСТИ ЭЛЕКТРОСТАНЦИЙ
РД 34.20.541-92
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.
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
нормативной 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:
н нач н
N = N - N - N - N , (1)
раб у рек рем огр
где:
нач
N - установленная электрическая мощность на начало года;
у
N - среднегодовое снижение мощности из-за останова
рек
энергетического оборудования для проведения работ по его
реконструкции или модернизации;
н
N - среднегодовое нормативное снижение мощности из-за
рем
вывода освоенного энергетического оборудования во все виды
ремонта;
N - среднегодовое снижение мощности из-за наличия ее
огр
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:
- н ¬
SUM ¦N (тау - тау )¦ 100
L у(рек)i (рек)i (к.р)i -
N = ------------------------------------------, (2)
рек тау (100 - К )
год п
где:
N - установленная электрическая мощность на начало года
у(рек)i
i-го турбоагрегата, выводимого на реконструкцию или модернизацию;
тау - продолжительность работ по реконструкции и
(рек)i
модернизации i-го агрегата, сут.;
н
тау - нормативная продолжительность капитального
(к.р)i
ремонта i-го агрегата, сут.;
тау - количество календарных суток в году;
год
К - коэффициент, учитывающий количество календарных суток,
п
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 ремонтов.
2.3. Среднегодовое нормативное снижение мощности из-за вывода
освоенного энергетического оборудования в ремонт определяется по
формуле:
н н н
N = N + N , (3)
рем п.р а.р
н
где N - среднегодовое снижение мощности из-за вывода
п.р
оборудования в плановые виды ремонта:
н н н н н н
N = N + N + N + N + N , (4)
п.р к.р с.р т.р кот об.ст
здесь:
н н н
N ; N ; N - среднегодовое снижение мощности из-за
к.р с.р т.р
вывода турбоагрегатов соответственно в капитальный, средний и
текущий ремонты;
н
N - среднегодовое снижение мощности из-за вывода в ремонт
кот
котлоагрегатов;
н
N - среднегодовое снижение мощности из-за вывода в
об.ст
ремонт общестанционного оборудования;
н
N - среднегодовое нормативное снижение мощности из-за
а.р
вывода основного оборудования в неплановые (аварийные) ремонты.
2.3.1. Среднегодовое нормативное снижение мощности из-за
вывода турбоагрегатов в капитальный ремонт определяется по
формуле:
нач н
SUM (N тау )
н у(к.р)j (к.р)j
N = ------------------------ 100, (5)
к.р тау (100 - К )
год п
где:
нач
N - установленная электрическая мощность (на начало
у(к.р)j
года) j-го турбоагрегата, выводимого в капитальный ремонт;
н
тау - нормативная продолжительность капитального ремонта
(к.р)j
j-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
реконструкции 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 ПУ, 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:
нач н
SUM (N тау
н у(с.р)l (с.р)l)
N = ------------------------ 100, (6)
с.р тау (100 - К )
год п
где:
нач
N - установленная электрическая мощность (на начало
у(с.р)l
года) l-го турбоагрегата, выводимого в средний ремонт;
н
тау - нормативная продолжительность среднего ремонта
(с.р)l
l-го турбоагрегата, сут. (см. Приложения 1 - 4).
2.3.3. Среднегодовое нормативное снижение мощности из-за
вывода турбоагрегатов в текущий ремонт определяется по формуле:
нач н
SUM (N тау )
н у(т.р)m (т.р)m
N = ------------------------ 100, (7)
т.р тау (100 - К )
год п
где:
нач
N - установленная электрическая мощность (на начало
у(т.р)m
года) m-го турбоагрегата, выводимого в текущий ремонт;
н
тау - нормативная продолжительность текущего ремонта
(т.р)m
m-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:
- рем рем ¬
¦(SUM D - SUM D ) - (SUM D - SUM D ) ¦
н ¦ кот s т s кот s т s нач¦
N = SUM ¦------------------------------------------------- N ¦, (8)
кот ¦ SUM D у s¦
L т s -
где:
рем рем
D ; D - в s-й группе оборудования среднегодовые
кот s т s
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);
D ; D - в s-й группе оборудования номинальные значения
кот s т s
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:
SUM (N тау )
н об.ст t об.ст. t
N = -------------------------- 100, (9)
об.ст тау (100 - К )
год п
где:
N - снижение мощности из-за вывода в ремонт t-го
об.ст t
объекта общестанционного оборудования;
тау - продолжительность ремонта t-го объекта
об.ст t
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:
н нач н н -2
N = SUM (N - N - N ) К х 10 , (10)
а.р у s (п.р)s (рек)s (а.р)s
где:
нач
N - установленная электрическая мощность освоенного
у s
оборудования s-й группы на начало года;
н
N - среднегодовое нормативное снижение мощности s-й
(п.р)s
группы оборудования из-за вывода освоенных турбоагрегатов в
плановые ремонты;
н
N - среднегодовое снижение мощности s-й группы из-за
(рек)s
вывода освоенного оборудования в реконструкцию или модернизацию;
н
К - норматив снижения мощности s-й группы оборудования
(а.р)s
из-за останова оборудования в неплановый (аварийный) ремонт, %.
н
Значения К приведены в обязательном Приложении 6.
(а.р)s
2.4. Среднегодовое снижение мощности из-за ее ограничений
определяется по формуле:
тсв э о
N = N + N + N , (11)
огр огр огр огр
где:
тсв
N - среднегодовые значения технических, сезонных и
огр
временных ограничений мощности;
э
N - среднегодовое снижение мощности из-за ограничений,
огр
вызванных кратковременным ухудшением эксплуатационного состояния
оборудования в межремонтный период;
о
N - среднегодовое снижение мощности, вызванное освоением
огр
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:
тсв с рем
N = SUM N К , (12)
огр огр s s
где:
с
N - согласованное с фирмой ОРГРЭС на расчетный год
огр s
среднегодовое ограничение мощности s-й группы оборудования;
рем
К - коэффициент, учитывающий вывод оборудования в ремонт и
s
реконструкцию:
н
N + N
рем рем (рек)s
К = 1 - ----------------. (13)
s нач
N
у s
2.4.2. Среднегодовое снижение мощности, вызванное
кратковременным ухудшением эксплуатационного состояния освоенного
оборудования в межремонтный период, рассчитывается по формуле:
э нач рем н -2
N = SUM N К К х 10 , (14)
огр у s s э s
н
где К - норматив снижения мощности из-за ухудшения
э s
эксплуатационного состоянии s-й группы оборудования, %.
н
Значения К принимаются равными:
э s
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:
о нач н -2
N = SUM N (1 - К х 10 ), (15)
огр у q о q
где:
нач
N - установленная мощность q-го агрегата, введенного в
у q
эксплуатацию до начала расчетного года и находящегося в стадии
освоения;
н
К - среднегодовой нормативный коэффициент освоения
о q
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:
н н
n К + n К
н оq(а) оq(а) оq(в) оq(в)
К = -----------------------------, (16)
о q 12
где:
n и n - количество месяцев расчетного года,
oq(а) oq(в)
относящееся соответственно к первому (второму или третьему) и
второму (третьему или четвертому) годам освоения;
н н
К ; К - нормативный коэффициент освоения оборудования
оq(а) оq(в)
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:
н н н -2
К = К К 10 , (17)
оq(а) гq(а) мq(а)
н н н -2
К = К К х 10 , (18)
оq(в) гq(в) мq(в)
н н
где К и К - нормативные (для каждого из годов освоения)
гq мq
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 Т-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:
----------------------T---------------T--------------------------¬
¦ Наименование ¦ Вид ремонта ¦ Нормативная ¦
¦ и станционный номер ¦ ¦ продолжительность ¦
¦ оборудования ¦ ¦ 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 ¦
L---------------------+---------------+---------------------------
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)]:
н 100 (55 - 40)
N = ---------------- х 100 = 4,2;
рек 365 (100 - 2,5)
- в капитальный ремонт [формула (5)]:
н 100 х 40
N = ---------------- х 100 = 11,2;
к.р 365 (100 - 2,5)
- в средний ремонт [формула (6)]:
н 100 х 16
N = ---------------- х 100 = 4,5;
с.р 365 (100 - 2,5)
- в текущий ремонт [формула (7)]:
н 100 х 16
N = ---------------- х 100 = 4,5.
т.р 365 (100 - 2,5)
3.2.2. Среднегодовое снижение мощности из-за несовпадения
сроков проведения ремонтов котло- и турбоагрегатов [формула (8)]:
н (229 - 117) - (480 х 4 - 480 х 4)
N = --------------------------------- х 400 = 23,3,
кот 480 х 4
где среднегодовая номинальная паропроизводительность выводимых
в ремонт агрегатов определяется по формуле, аналогичной формуле
(5):
рем 480 [30 + (24 + 20) + 30 + (46 + 20)]
D = ------------------------------------- 100 = 229 т/ч;
кот 365 (100 - 2,5)
рем 480 (8 + 16 + 8 + 55)
D = --------------------- 100 = 117 т/ч.
т 365 (100 - 2,5)
3.2.3. Среднегодовое снижение мощности из-за вывода в ремонт
общестанционного оборудования - градирни [формула (9)]:
н 50 х 30
N = --------------- х 100 = 4,2.
об.ст 365 (100 - 2,5)
3.2.4. Суммарное среднегодовое снижение мощности из-за вывода
оборудования в плановые ремонты [формула (4)]:
н
N = 11,2 + 4,5 + 4,5 + 23,3 + 4,2 = 47,7.
п.р
3.2.5. Среднегодовое снижение мощности из-за вывода основного
энергетического оборудования в неплановый (аварийный) ремонт
[формула (10)]:
н -2
N = (400 - 47,7 - 4,2) х 2 х 10 = 7,0.
а.р
3.2.6. Суммарное среднегодовое снижение мощности из-за вывода
оборудования во все виды ремонтов [формула (3)]:
н
N = 47,7 + 7,0 = 54,7.
рем
3.2.7. Среднегодовое снижение мощности из-за наличия
ограничений:
- технических, сезонных и временных, согласованных с фирмой
ОРГРЭС [формула (12)]:
тсв
N = 22 х 0,853 = 18,8,
огр
где коэффициент, учитывающий вывод оборудования в ремонт и
реконструкцию, определен по формуле (13):
рем 54,7 + 4,2
К = I - ------------ = 0,853;
s 400
- вызванных кратковременным ухудшением эксплуатационного
состояния оборудования в межремонтный период [формула (14)]:
э -2
N = 400 х 0,853 х 0,5 х 10 = 1,7;
огр
- всего [формула (11)]:
N = 18,8 + 1,7 + 0 = 20,5.
огр
3.2.8. Среднегодовая нормативная рабочая мощность [формула
(1)]:
н
N = 400 - 4,2 - 54,7 - 20,5 = 320,6.
раб
Приложение 1
(обязательное)
НОРМЫ
ПРОДОЛЖИТЕЛЬНОСТИ РЕМОНТА И ПЕРИОДИЧНОСТИ КАПИТАЛЬНЫХ
РЕМОНТОВ ПАРОВЫХ ТУРБИН (ТИПОВОЙ ОБЪЕМ)
------------------T------------T---------T---------T---------T--------------------¬
¦ Тип турбины ¦ Давление, ¦Мощность,¦Периодич-¦Ремонт- ¦ Продолжительность ¦
¦ ¦ МПа ¦ МВт ¦ность ¦ный цикл ¦ремонта, календарные¦
¦ ¦(кгс/кв. см)¦ ¦капиталь-¦ ¦ сутки ¦
¦ ¦ ¦ ¦ных ¦ +-------T------T-----+
¦ ¦ ¦ ¦ремонтов,¦ ¦капи- ¦сред- ¦теку-¦
¦ ¦ ¦ ¦лет ¦ ¦тально-¦него ¦щего ¦
¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦го ¦ ¦ ¦
+-----------------+------------+---------+---------+---------+-------+------+-----+
¦Турбины конден- ¦До 6,5 (65) ¦До 12 ¦5 ¦Т-Т-Т-Т-К¦12 ¦- ¦4 ¦
¦сационные и ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦
¦теплофикационные ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦
¦одноцилиндровые ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦
¦Турбины конден- ¦До 6,5 (65) ¦До 12 ¦5 ¦Т-Т-Т-Т-К¦13 ¦- ¦4 ¦
¦сационные и ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦
¦теплофикационные ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦
¦двухцилиндровые ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦
¦Турбины конден- ¦До 6,5 (65) ¦13 - 15 ¦5 ¦Т-Т-Т-Т-К¦16 ¦- ¦5 ¦
¦сационные и ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦
¦теплофикационные ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦
¦одноцилиндровые ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦
¦Турбины конден- ¦До 6,5 (65) ¦13 - 24 ¦5 ¦Т-Т-Т-Т-К¦18 ¦- ¦6 ¦
¦сационные и ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦
¦теплофикационные ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦
¦двухцилиндровые ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦
¦Турбины конден- ¦До 6,5 (65) ¦26 - 50 ¦5 ¦Т-Т-Т-Т-К¦21 ¦- ¦6 ¦
¦сационные и ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦
¦теплофикационные ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦
¦одноцилиндровые ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦
¦Турбины конден- ¦До 6,5 (65) ¦26 - 50 ¦5 ¦Т-Т-Т-Т-К¦23 ¦- ¦7 ¦
¦сационные и ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦
¦теплофикационные ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦
¦двухцилиндровые ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦
¦Турбины конден- ¦До 6,5 (65) ¦51 - 100 ¦5 ¦Т-Т-Т-Т-К¦25 ¦- ¦7 ¦
¦сационные и ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦
¦теплофикационные ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦
¦двухцилиндровые ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦
¦Турбины с проти- ¦До 6,5 (65) ¦До 12 ¦5 ¦Т-Т-Т-Т-К¦12 ¦- ¦4 ¦
¦водавлением ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦
¦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 ¦
¦Р-12-90/13 ¦9(90) ¦12 ¦5 ¦Т-Т-Т-Т-К¦18 ¦- ¦6 ¦
¦Р-12-90/18 ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦
¦Р-12-90/31 ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦
¦Р-25-90/31 ¦9(90) ¦25 ¦5 ¦Т-Т-Т-Т-К¦22 ¦- ¦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 ¦
¦К-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 ¦
¦Т-50/60-130 ¦13(130) ¦50 ¦5 ¦Т-Т-Т-Т-К¦35 ¦- ¦9 ¦
¦ПТ-50/60-130/7 ¦13(130) ¦50 ¦5 ¦Т-Т-Т-Т-К¦35 ¦- ¦9 ¦
¦Р-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-80/100-130/13 ¦13(130) ¦80 ¦5 ¦Т-Т-Т-Т-К¦36 ¦- ¦9 ¦
¦Т-100/120-130 ¦13(130) ¦100 ¦5 ¦Т-Т-С-Т-К¦40 ¦16 ¦8 ¦
¦Р-100-130/15 ¦13(130) ¦100 ¦5 ¦Т-Т-Т-Т-К¦29 ¦- ¦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 ¦
L-----------------+------------+---------+---------+---------+-------+------+------
Приложение 2
(обязательное)
НОРМЫ
ПРОДОЛЖИТЕЛЬНОСТИ РЕМОНТА И ПЕРИОДИЧНОСТИ КАПИТАЛЬНЫХ
РЕМОНТОВ ГИДРАВЛИЧЕСКИХ ТУРБИН (ТИПОВОЙ ОБЪЕМ)
--------------------------------T--------------------------------¬
¦ Тип гидротурбины ¦ Продолжительность простоя, ¦
¦ ¦ календарные сутки ¦
¦ +---------------------T----------+
¦ ¦ в году проведения ¦ в году ¦
¦ ¦капитального ремонта ¦проведения¦
¦ +-------T-------T-----+ текущего ¦
¦ ¦в капи-¦в теку-¦всего¦ ремонта ¦
¦ ¦тальном¦щем ре-¦ ¦ ¦
¦ ¦ремонте¦монте ¦ ¦ ¦
+-------------------------------+-------+-------+-----+----------+
¦Ковшовые и радиально-осевые с ¦22 ¦4 ¦26 ¦6 ¦
¦диаметром рабочего колеса ¦ ¦ ¦ ¦ ¦
¦от 1,5 до 2,9 м ¦ ¦ ¦ ¦ ¦
¦Радиально-осевые с диаметром ¦28 ¦5 ¦33 ¦8 ¦
¦рабочего колеса от 3,0 до ¦ ¦ ¦ ¦ ¦
¦5,4 м, мощностью до 100 МВт ¦ ¦ ¦ ¦ ¦
¦включительно ¦ ¦ ¦ ¦ ¦
¦То же, мощностью более 100 МВт ¦30 ¦6 ¦36 ¦9 ¦
¦Радиально-осевые с диаметром ¦32 ¦7 ¦39 ¦9 ¦
¦рабочего колеса от 5,5 до ¦ ¦ ¦ ¦ ¦
¦6,5 м, мощностью до 150 МВт ¦ ¦ ¦ ¦ ¦
¦включительно ¦ ¦ ¦ ¦ ¦
¦То же, мощностью более 150 МВт ¦37 ¦8 ¦45 ¦14 ¦
¦Радиально-осевые с диаметром ¦42 ¦9 ¦51 ¦16 ¦
¦рабочего колеса 7,0 м и выше ¦ ¦ ¦ ¦ ¦
¦Поворотно-лопастные с диаметром¦25 ¦4 ¦29 ¦7 ¦
¦рабочего колеса до 3,6 м ¦ ¦ ¦ ¦ ¦
¦Поворотно-лопастные с диаметром¦28 ¦5 ¦33 ¦8 ¦
¦рабочего колеса от 3,6 до 4,5 м¦ ¦ ¦ ¦ ¦
¦Поворотно-лопастные с диаметром¦31 ¦7 ¦38 ¦9 ¦
¦рабочего колеса от 5,0 до 7,5 м¦ ¦ ¦ ¦ ¦
¦Поворотно-лопастные с диаметром¦35 ¦8 ¦43 ¦12 ¦
¦рабочего колеса от 8,0 до 9,5 м¦ ¦ ¦ ¦ ¦
¦Капсульные гидроагрегаты при ¦30 ¦7 ¦37 ¦9 ¦
¦диаметре рабочего колеса ¦ ¦ ¦ ¦ ¦
¦турбины до 6,0 м ¦ ¦ ¦ ¦ ¦
¦Поворотно-лопастные с диаметром¦38 ¦9 ¦47 ¦14 ¦
¦рабочего колеса свыше 9,5 м ¦ ¦ ¦ ¦ ¦
¦Капсульные гидроагрегаты при ¦35 ¦8 ¦43 ¦9 ¦
¦диаметре рабочего колеса ¦ ¦ ¦ ¦ ¦
¦турбины более 6,0 м ¦ ¦ ¦ ¦ ¦
L-------------------------------+-------+-------+-----+-----------
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)
-------------------T---------T---------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------¬
¦ Тип энергоблока ¦Периодич-¦ Вид и продолжительность ремонта (календарные сутки) по годам ремонтного цикла ¦
¦ ¦ность ка-¦ ¦
¦ ¦питальных+------------T------------T------------T------------T------------T------------T-------T-------T-------T--------T-------T-------T------T------T------+
¦ ¦ремонтов,¦ 1 ¦ 2 ¦ 3 ¦ 4 ¦ 5 ¦ 6 ¦ 7 ¦ 8 ¦ 9 ¦ 10 ¦ 11 ¦ 12 ¦ 13 ¦ 14 ¦ 15 ¦
¦ ¦лет ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦
+------------------+---------+------------+------------+------------+------------+------------+------------+-------+-------+-------+--------+-------+-------+------+------+------+
¦Энергоблоки ¦5 ¦Т Т ¦Т Т ¦СТ ¦Т Т ¦К Т ¦Т Т ¦Т Т ¦СТ ¦Т Т ¦К Т ¦Т Т ¦Т Т ¦СТ ¦Т Т ¦К Т ¦
¦(дубль-блоки) 150 ¦ ¦ 1 2 ¦ 1 2 ¦ 2 ¦ 1 2 ¦ 1 2 ¦ 1 2 ¦ 1 2 ¦ 2 ¦ 1 2 ¦ 2 2 ¦ 1 2 ¦ 1 2 ¦ 2 ¦ 1 2 ¦ 3 2 ¦
¦- 160 МВт с кот- ¦ ¦13 + 8 ¦13 + 8 ¦24 + 8 ¦13 + 8 ¦42 + 8 ¦13 + 8 ¦13 + 8 ¦24 + 8 ¦13 + 8 ¦46 + 8 ¦13 + 8 ¦13 + 8 ¦24 + 8¦13 + 8¦54 + 8¦
¦лами ПК-38, ПК- ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦
¦38-2, ПК-38-3, ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦
¦ПК-38-5, ПК-24, ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦
¦ТП-90, ТП-92, ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦
¦ТП-240-1, ТП-50, ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦
¦ТП-51 ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦
¦Энергоблоки 150 - ¦5 ¦Т Т ¦Т Т ¦СТ ¦Т Т ¦К Т ¦Т Т ¦Т Т ¦СТ ¦Т Т ¦К Т ¦Т Т ¦Т Т ¦СТ ¦Т Т ¦К Т ¦
¦160 МВт с котлом ¦ ¦ 1 2 ¦ 1 2 ¦ 2 ¦ 1 2 ¦ 1 2 ¦ 1 2 ¦ 1 2 ¦ 2 ¦ 1 2 ¦ 2 2 ¦ 1 2 ¦ 1 2 ¦ 2 ¦ 1 2 ¦ 3 2 ¦
¦ТГМ-94 (открытая ¦ ¦13 + 8 ¦13 + 8 ¦18 + 8 ¦13 + 8 ¦49 + 8 ¦13 + 8 ¦13 + 8 ¦18 + 8 ¦13 + 8 ¦49 + 8 ¦13 + 8 ¦13 + 8 ¦18 + 8¦13 + 8¦54 + 8¦
¦компоновка) ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦
¦Энергоблоки 150 - ¦5 ¦Т Т ¦Т Т ¦СТ ¦Т Т ¦К К ¦Т Т ¦Т Т ¦СТ ¦Т Т ¦К Т ¦Т Т ¦Т Т ¦СТ ¦Т Т ¦К Т ¦
¦160 МВт с котлом ¦ ¦ 1 2 ¦ 1 2 ¦ 2 ¦ 1 2 ¦ 1 2 ¦ 1 2 ¦ 1 2 ¦ 2 ¦ 1 2 ¦ 2 2 ¦ 1 2 ¦ 1 2 ¦ 2 ¦ 1 2 ¦ 3 2 ¦
¦ТГМ-94 (закрытая ¦ ¦13 + 8 ¦13 + 8 ¦18 + 8 ¦13 + 8 ¦42 + 8 ¦13 + 8 ¦13 + 8 ¦18 + 8 ¦13 + 8 ¦46 + 8 ¦13 + 8 ¦13 + 8 ¦18 + 8¦13 + 8¦54 + 8¦
¦компоновка) ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦
¦Энергоблоки 200 - ¦4 ¦Т Т ¦СТ ¦Т Т ¦К Т ¦Т Т ¦СТ ¦Т Т ¦К Т ¦Т Т ¦СТ ¦Т Т ¦К Т ¦- ¦- ¦- ¦
¦210 МВт с котлами ¦ ¦ 1 2 ¦ 2 ¦ 1 2 ¦ 1 2 ¦ 1 2 ¦ 2 ¦ 1 2 ¦ 2 2 ¦ 1 2 ¦ 2 ¦ 1 2 ¦ 3 2 ¦ ¦ ¦ ¦
¦ПК-40, ПК-40-1, ¦ ¦13 + 8 ¦25 + 8 ¦13 + 8 ¦44 + 8 ¦13 + 8 ¦25 + 8 ¦13 + 8 ¦48 + 8 ¦13 + 8 ¦25 + 8 ¦13 + 8 ¦56 + 8 ¦- ¦- ¦- ¦
¦ПК-40-2, ПК-47, ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦
¦ПК-47-1, ПК-47-3, ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦
¦ПК-47-5, ПК-33, ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦
¦ТП-100, ТП-100А, ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦
¦ТП-108, ТПЕ-208 ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦
¦Энергоблоки 200 ¦5 ¦Т ¦Т ¦С ¦Т ¦К ¦Т ¦Т ¦С ¦Т ¦К ¦Т ¦Т ¦С ¦Т ¦К ¦
¦МВт с котлами ТП- ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ 1 ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ 2 ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ 3 ¦
¦100, ТП-100А <*> ¦ ¦13 ¦13 ¦25 ¦13 ¦44 ¦13 ¦13 ¦25 ¦13 ¦48 ¦13 ¦13 ¦25 ¦13 ¦57 ¦
¦Энергоблоки 200 - ¦5 ¦Т Т ¦Т Т ¦СТ ¦Т Т ¦К Т ¦Т Т ¦Т Т ¦СТ ¦Т Т ¦К Т ¦Т Т ¦Т Т ¦СТ ¦Т Т ¦К Т ¦
¦210 МВт с котлами ¦ ¦ 1 2 ¦ 1 2 ¦ 2 ¦ 1 2 ¦ 1 2 ¦ 1 2 ¦ 1 2 ¦ 2 ¦ 1 2 ¦ 2 2 ¦ 1 2 ¦ 1 2 ¦ 2 ¦ 1 2 ¦ 3 2 ¦
¦ТГМ-104, ТГМ-104С,¦ ¦13 + 8 ¦13 + 8 ¦25 + 8 ¦13 + 8 ¦44 + 8 ¦13 + 8 ¦13 + 8 ¦25 + 8 ¦13 + 8 ¦48 + 8 ¦13 + 8 ¦13 + 8 ¦25 + 8¦13 + 8¦56 + 8¦
¦ТМ-104, ТГМЕ-206, ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦
¦ТПЕ-213 ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦
¦Энергоблоки 200 - ¦6 ¦Т Т ¦Т Т ¦СТ ¦Т Т ¦Т Т ¦К Т ¦Т Т ¦Т Т ¦СТ ¦Т Т ¦Т Т ¦К Т ¦Т Т ¦Т Т ¦СТ ¦
¦210 МВт с котлами ¦ ¦ 1 2 ¦ 1 2 ¦ 2 ¦ 1 2 ¦ 1 2 ¦ 1 2 ¦ 1 2 ¦ 1 2 ¦ 2 ¦ 1 2 ¦ 1 2 ¦ 2 2 ¦ 1 2 ¦ 1 2 ¦ 2 ¦
¦ТГ-104 <*> ¦ ¦13 + 8 ¦13 + 8 ¦25 + 8 ¦13 + 8 ¦13 + 8 ¦44 + 8 ¦13 + 8 ¦13 + 8 ¦25 + 8 ¦13 + 8 ¦13 + 8 ¦48 + 8 ¦13 + 8¦13 + 8¦25 + 8¦
¦Энергоблоки 200 ¦3 ¦Т СТ ¦Т Т Т ¦К Т Т ¦Т СТ ¦Т Т Т ¦К Т Т ¦- ¦- ¦- ¦- ¦- ¦- ¦- ¦- ¦- ¦
¦МВт с котлом ТП- ¦ ¦ 1 2 ¦ 1 1 2 ¦ 1 1 2 ¦ 1 2 ¦ 1 1 2 ¦ 2 1 2 ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦
¦101 (топливо - ¦ ¦20 + 27 + 10¦20 + 20 + 10¦81 + 20 + 10¦20 + 27 + 10¦20 + 20 + 10¦88 + 20 + 10¦- ¦- ¦- ¦- ¦- ¦- ¦- ¦- ¦- ¦
¦эстонский сланец) ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦
¦Энергоблоки 200 ¦2 ¦Т СТ ¦Т К Т ¦Т СТ ¦Т К Т ¦Т СТ ¦Т К Т ¦- ¦- ¦- ¦- ¦- ¦- ¦- ¦- ¦- ¦
¦МВт с котлом ТП- ¦ ¦ 1 2 ¦ 1 1 2 ¦ 1 2 ¦ 1 1 2 ¦ 1 2 ¦ 1 2 2 ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦
¦67 (дубль-блоки, ¦ ¦20 + 27 + 10¦20 + 83 + 10¦20 + 27 + 10¦20 + 83 + 10¦20 + 27 + 10¦20 + 90 + 10¦- ¦- ¦- ¦- ¦- ¦- ¦- ¦- ¦- ¦
¦топливо - ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦
¦эстонский сланец) ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦
¦Энергоблоки 300 ¦4 ¦Т Т ¦СТ ¦Т Т ¦К Т ¦Т Т ¦СТ ¦Т Т ¦К Т ¦Т Т ¦СТ ¦Т Т ¦К Т ¦- ¦- ¦- ¦
¦МВт с котлом ¦ ¦ 1 2 ¦ 2 ¦ 1 2 ¦ 1 2 ¦ 1 2 ¦ 2 ¦ 1 2 ¦ 2 2 ¦ 1 2 ¦ 2 ¦ 1 2 ¦ 3 2 ¦ ¦ ¦ ¦
¦ТГМП-114 ¦ ¦16 + 8 ¦24 + 8 ¦16 + 8 ¦49 + 8 ¦16 + 8 ¦24 + 8 ¦16 + 8 ¦53 + 8 ¦16 + 8 ¦27 + 8 ¦16 + 8 ¦65 + 8 ¦- ¦- ¦- ¦
¦Энергоблоки 300 ¦4 ¦Т Т ¦СТ ¦Т Т ¦К Т ¦Т Т ¦СТ ¦Т Т ¦К Т ¦Т Т ¦СТ ¦Т Т ¦К Т ¦- ¦- ¦- ¦
¦МВт с котлами ПК- ¦ ¦ 1 2 ¦ 2 ¦ 1 2 ¦ 1 2 ¦ 1 2 ¦ 2 ¦ 1 2 ¦ 2 2 ¦ 1 2 ¦ 2 ¦ 1 2 ¦ 3 2 ¦ ¦ ¦ ¦
¦39, ПК-39-1, ПК- ¦ ¦18 + 10 ¦27 + 10 ¦18 + 10 ¦50 + 10 ¦18 + 10 ¦27 + 10 ¦18 + 10¦58 + 10¦18 + 10¦27 + 10 ¦18 + 10¦65 + 10¦- ¦- ¦- ¦
¦39-П ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦
¦Энергоблоки 300 ¦4 ¦Т Т ¦СТ ¦Т Т ¦К Т ¦Т Т ¦СТ ¦Т Т ¦К Т ¦Т Т ¦СТ ¦Т Т ¦К Т ¦- ¦- ¦- ¦
¦МВт с котлами ПК- ¦ ¦ 1 2 ¦ 2 ¦ 1 2 ¦ 1 2 ¦ 1 2 ¦ 2 ¦ 1 2 ¦ 2 2 ¦ 1 2 ¦ 2 ¦ 1 2 ¦ 3 2 ¦ ¦ ¦ ¦
¦41, ПК-41-1 ¦ ¦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 ¦4 ¦Т Т ¦СТ ¦Т Т ¦К Т ¦Т Т ¦СТ ¦Т Т ¦К Т ¦Т Т ¦СТ ¦Т Т ¦К Т ¦- ¦- ¦- ¦
¦МВт с котлами ¦ ¦ 1 2 ¦ 2 ¦ 1 2 ¦ 1 2 ¦ 1 2 ¦ 2 ¦ 1 2 ¦ 2 2 ¦ 1 2 ¦ 2 ¦ 1 2 ¦ 3 2 ¦ ¦ ¦ ¦
¦ТПП-312, ТПЛ-312А ¦ ¦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 ¦4 ¦Т Т ¦СТ ¦Т Т ¦К Т ¦Т Т ¦СТ ¦Т Т ¦К Т ¦Т Т ¦СТ ¦Т Т ¦К Т ¦- ¦- ¦- ¦
¦МВт с котлами ¦ ¦ 1 2 ¦ 2 ¦ 1 2 ¦ 1 2 ¦ 1 2 ¦ 2 ¦ 1 2 ¦ 2 2 ¦ 1 2 ¦ 2 ¦ 1 2 ¦ 3 2 ¦ ¦ ¦ ¦
¦ТГМ-314, ТГМП- ¦ ¦16 + 8 ¦25 + 8 ¦16 + 8 ¦51 + 8 ¦16 + 8 ¦25 + 8 ¦16 + 8 ¦58 + 8 ¦16 + 8 ¦25 + 8 ¦16 + 8 ¦68 + 8 ¦- ¦- ¦- ¦
¦314А, ТГМП-314Б, ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦
¦ТГМП-314П ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦
¦Энергоблоки 300 ¦5 ¦Т Т ¦Т Т ¦СТ ¦Т Т ¦К Т ¦Т Т ¦Т Т ¦СТ ¦Т Т ¦К Т ¦Т Т ¦Т Т ¦СТ ¦Т Т ¦К Т ¦
¦МВт с котлами ¦ ¦ 1 2 ¦ 1 2 ¦ 2 ¦ 1 2 ¦ 1 2 ¦ 1 2 ¦ 1 2 ¦ 2 ¦ 1 2 ¦ 2 2 ¦ 1 2 ¦ 1 2 ¦ 2 ¦ 1 2 ¦ 3 2 ¦
¦ТГМП-314, ТГМП- ¦ ¦16 + 8 ¦16 + 8 ¦25 + 8 ¦16 + 8 ¦58 + 8 ¦16 + 8 ¦16 + 8 ¦25 + 8 ¦16 + 8 ¦58 + 8 ¦16 + 8 ¦16 + 8 ¦25 + 8¦16 + 8¦62 + 8¦
¦314А, ТГМП-314Б, ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦
¦ТГМП-314П <*> ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦
¦Энергоблоки 300 ¦4 ¦Т Т ¦СТ ¦Т Т ¦К Т ¦Т Т ¦СТ ¦Т Т ¦К Т ¦Т Т ¦СТ ¦Т Т ¦К Т ¦- ¦- ¦- ¦
¦МВт с котлами ¦ ¦ 1 2 ¦ 2 ¦ 1 2 ¦ 1 2 ¦ 1 2 ¦ 2 ¦ 1 2 ¦ 2 2 ¦ 1 2 ¦ 2 ¦ 1 2 ¦ 3 2 ¦ ¦ ¦ ¦
¦ТПП-210, ТПП-210А,¦ ¦18 + 9 ¦27 + 9 ¦18 + 9 ¦50 + 9 ¦18 + 9 ¦27 + 9 ¦18 + 9 ¦55 + 9 ¦18 + 9 ¦27 + 9 ¦18 + 9 ¦60 + 9 ¦- ¦- ¦- ¦
¦П-50, ТПП-110 ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦
¦Энергоблоки 300 ¦5 ¦Т ¦Т ¦С ¦Т ¦К ¦Т ¦Т ¦С ¦Т ¦К ¦Т ¦Т ¦С ¦Т ¦К ¦
¦МВт с котлами ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ 1 ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ 2 ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ 3 ¦
¦ТПП-210, ТПП-210А,¦ ¦16 ¦16 ¦27 ¦16 ¦55 ¦16 ¦16 ¦27 ¦16 ¦60 ¦16 ¦16 ¦27 ¦16 ¦65 ¦
¦П-50 <*> ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦
¦Энергоблоки 300 ¦4 ¦Т Т ¦СТ ¦Т Т ¦К Т ¦Т Т ¦СТ ¦Т Т ¦К Т ¦Т Т ¦СТ ¦Т Т ¦К Т ¦- ¦- ¦- ¦
¦МВт с котлами ¦ ¦ 1 2 ¦ 2 ¦ 1 2 ¦ 1 2 ¦ 1 2 ¦ 2 ¦ 1 2 ¦ 2 2 ¦ 1 2 ¦ 2 ¦ 1 2 ¦ 3 2 ¦ ¦ ¦ ¦
¦ТГМП-324, ТГМП- ¦ ¦16 + 8 ¦24 + 8 ¦16 + 8 ¦50 + 8 ¦16 + 8 ¦24 + 8 ¦16 + 8 ¦61 + 8 ¦16 + 8 ¦24 + 8 ¦16 + 8 ¦68 + 8 ¦- ¦- ¦- ¦
¦324А, ТГПМ-344, ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦
¦ТГМП-344А ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦
¦Энергоблоки 300 ¦3 ¦Т Т ¦СТ ¦К Т ¦Т Т ¦СТ ¦К Т ¦Т Т ¦СТ ¦К Т ¦- ¦- ¦- ¦- ¦- ¦- ¦
¦МВт с котлом П-59 ¦ ¦ 1 2 ¦ 2 ¦ 1 2 ¦ 1 2 ¦ 2 ¦ 2 2 ¦ 1 2 ¦ 2 ¦ 3 2 ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦
¦ ¦ ¦20 + 12 ¦28 + 12 ¦55 + 12 ¦20 + 12 ¦28 + 12 ¦60 + 12 ¦20 + 12¦28 + 12¦70 + 12¦- ¦- ¦- ¦- ¦- ¦- ¦
¦Теплофикационные ¦4 ¦Т Т ¦СТ ¦Т Т ¦К Т ¦Т Т ¦СТ ¦Т Т ¦К Т ¦Т Т ¦СТ ¦Т Т ¦К Т ¦- ¦- ¦- ¦
¦энергоблоки с ¦ ¦ 1 2 ¦ 2 ¦ 1 2 ¦ 1 2 ¦ 1 2 ¦ 2 ¦ 1 2 ¦ 2 2 ¦ 1 2 ¦ 2 ¦ 1 2 ¦ 3 2 ¦ ¦ ¦ ¦
¦турбиной Т-250 и ¦ ¦16 + 8 ¦25 + 8 ¦16 + 8 ¦58 + 8 ¦16 + 8 ¦25 + 8 ¦16 + 8 ¦58 + 8 ¦16 + 8 ¦25 + 8 ¦16 + 8 ¦68 + 8 ¦- ¦- ¦- ¦
¦котлами ТГМП-314Б,¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦
¦ТГМП-314Ц, ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦
¦ТПМП-314П, ТГМП- ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦
¦344А, ТПП-210А ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦
¦Энергоблоки 500 ¦4 ¦Т Т ¦СТ ¦Т Т ¦К Т ¦Т Т ¦СТ ¦Т Т ¦К Т ¦Т Т ¦СТ ¦Т Т ¦К Т ¦- ¦- ¦- ¦
¦МВт с котлами ¦ ¦ 1 2 ¦ 2 ¦ 1 2 ¦ 1 2 ¦ 1 2 ¦ 2 ¦ 1 2 ¦ 2 2 ¦ 1 2 ¦ 2 ¦ 1 2 ¦ 3 2 ¦ ¦ ¦ ¦
¦П-57, П-57-1, ¦ ¦20 + 10 ¦40 + 10 ¦20 + 10 ¦62 + 10 ¦20 + 10 ¦40 + 10 ¦20 + 10¦70 + 10¦20 + 10¦40 + 10 ¦20 + 10¦83 + 10¦- ¦- ¦- ¦
¦П-57-2, П-57-3 ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦
¦Энергоблоки 800 ¦4 ¦Т Т ¦СТ ¦Т Т ¦К Т ¦Т Т ¦СТ ¦Т Т ¦К Т ¦Т Т ¦СТ ¦Т Т ¦К Т ¦- ¦- ¦- ¦
¦МВт с котлом ¦ ¦ 1 2 ¦ 2 ¦ 1 2 ¦ 1 2 ¦ 1 2 ¦ 2 ¦ 1 2 ¦ 2 2 ¦ 1 2 ¦ 2 ¦ 1 2 ¦ 3 2 ¦ ¦ ¦ ¦
¦ТГМП-204 ¦ ¦20 + 10 ¦37 + 10 ¦20 + 10 ¦65 + 10 ¦20 + 10 ¦37 + 10 ¦20 + 10¦75 + 10¦20 + 10¦37 + 10 ¦20 + 10¦83 + 10¦- ¦- ¦- ¦
L------------------+---------+------------+------------+------------+------------+------------+------------+-------+-------+-------+--------+-------+-------+------+------+-------
--------------------------------
<*> 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 , К , К - капитальный ремонт первой, второй и третьей категорий;
1 2 3
Т , Т - текущий ремонт первой и второй категорий.
1 2
Приложение 4
(обязательное)
НОРМЫ
ПРОДОЛЖИТЕЛЬНОСТИ РЕМОНТА И ПЕРИОДИЧНОСТИ КАПИТАЛЬНЫХ
РЕМОНТОВ ПАРОВЫХ КОТЛОВ (ТИПОВОЙ ОБЪЕМ)
--------------------T-------------------T---------T-----------T--------------------------------------------------¬
¦ Давление пара, ¦Паропроизводитель- ¦Периодич-¦ Ремонтный ¦ Продолжительность простоя, календарные сутки ¦
¦ МПа (кгс/кв. см) ¦ность, т/ч ¦ность ка-¦ цикл +--------------------T--------------------T--------+
¦ ¦ ¦питальных¦ ¦ в году проведения ¦ в году проведения ¦в году ¦
¦ ¦ ¦ремонтов,¦ ¦капитального ремонта¦ среднего ремонта ¦прове- ¦
¦ ¦ ¦лет ¦ +-------T-------T----+-------T-------T----+дения ¦
¦ ¦ ¦ ¦ ¦в капи-¦в те- ¦все-¦в сред-¦в теку-¦все-¦только ¦
¦ ¦ ¦ ¦ ¦тальном¦кущем ¦го ¦нем ре-¦щем ре-¦го ¦текущего¦
¦ ¦ ¦ ¦ ¦ремонте¦ремонте¦ ¦монте ¦монте ¦ ¦ремонта ¦
+-------------------+-------------------+---------+-----------+-------+-------+----+-------+-------+----+--------+
¦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 ¦Св. 70 до 120 вкл. ¦4 ¦Т-СТ-Т-КТ ¦23 ¦9 ¦32 ¦9 ¦9 ¦18 ¦14 ¦
¦12,5 (125) вкл. ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦
¦Св. 6,5 (65) до ¦150 - 170 ¦4 ¦Т-СТ-Т-КТ ¦25 ¦11 ¦36 ¦10 ¦9 ¦19 ¦16 ¦
¦12,5 (125) вкл. ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦
¦Св. 6,5 (65) до ¦200 - 300 ¦4 ¦Т-СТ-Т-КТ ¦33 ¦13 ¦46 ¦13 ¦13 ¦26 ¦20 ¦
¦12,5 (125) вкл. ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦
¦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 ¦
L-------------------+-------------------+---------+-----------+-------+-------+----+-------+-------+----+---------
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 приведены 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
-------------------------------------T---------------------------¬
¦ Наименование дополнительных работ ¦ Повышающий коэффициент ¦
¦ ¦(норматив продолжительности¦
¦ ¦ капитального ремонта) ¦
+------------------------------------+---------------------------+
¦1. Перевод турбин в теплофикационный¦1,2 ¦
¦режим работы ¦ ¦
¦2. Замена проточной части турбины ¦1,1 ¦
¦3. Перевод котла на сжигание другого¦1,2 ¦
¦вида топлива ¦ ¦
¦4. Замена гибов водоопускных и па- ¦1,2 ¦
¦роперегревательных труб ¦ ¦
¦5. Полная замена основных ¦1,1 ¦
¦поверхностей нагрева котлов в связи ¦ ¦
¦с сжиганием непроектных видов ¦ ¦
¦топлива или топлива ухудшенного ¦ ¦
¦качества ¦ ¦
¦6. Замена основных элементов ¦ ¦
¦электрофильтров или других ¦ ¦
¦золоулавливающих устройств: ¦ ¦
¦ котлов электростанций с поперечными¦1,3 ¦
¦связями ¦ ¦
¦ энергоблоков мощностью 150 - 200 ¦Продолжительность капиталь-¦
¦МВт ¦ного ремонта 80 сут. ¦
¦ энергоблоков мощностью 300 МВт ¦Продолжительность капиталь-¦
¦ ¦ного ремонта 100 сут. ¦
¦7. Замена воздухоподогревателя: ¦ ¦
¦ энергоблоков 150 МВт ¦Продолжительность капиталь-¦
¦ ¦ного ремонта 90 сут. ¦
¦ энергоблоков 200 и 300 МВт ¦Продолжительность капиталь-¦
¦ ¦ного ремонта 100 сут. ¦
L------------------------------------+----------------------------
Приложение 6
(обязательное)
НОРМАТИВ СНИЖЕНИЯ РАБОЧЕЙ МОЩНОСТИ
ИЗ-ЗА НЕПЛАНОВЫХ (АВАРИЙНЫХ) РЕМОНТОВ
н
ОСНОВНОГО ОБОРУДОВАНИЯ ЭЛЕКТРОСТАНЦИЙ - К
(а.р)
------------------------------------------------T----------------¬
¦ Тип электростанции, сокращенное ¦ Значение ¦
¦ наименование группы оборудования ¦ н ¦
¦ ¦ К , % ¦
¦ ¦ (а.р) ¦
+-----------------------------------------------+----------------+
¦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 150Т ¦2,5 ¦
¦Несерийное оборудование ¦2,5 ¦
¦Остальные группы оборудования ¦2,0 ¦
¦Гидроэлектростанции ¦0,5 ¦
L-----------------------------------------------+-----------------
Норматив снижения рабочей мощности ТЭС установлен для
оборудования, сжигающего твердое топливо с содержанием золы до
н
35%. К этому значению К вводятся поправочные коэффициенты:
(а.р)
------------------------------------------------T----------------¬
¦ 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 ¦
L-----------------------------------------------+-----------------
Приложение 7
(обязательное)
ВЫПИСКА
ИЗ ПРИЛОЖЕНИЯ N 1 К ПОСТАНОВЛЕНИЮ ГОСПЛАНА СССР
ОТ 10 МАЯ 1984 Г. N 95
КОЭФФИЦИЕНТЫ ГОТОВНОСТИ ВВОДИМЫХ В ДЕЙСТВИЕ
ЭНЕРГОБЛОКОВ И АГРЕГАТОВ ЭЛЕКТРОСТАНЦИЙ
---------------------------------------T-------------------------¬
¦ Наименование и характеристика ¦ Коэффициенты готовности ¦
¦ энергоблоков и агрегатов ¦энергоблока или агрегата ¦
¦ ¦ в процентах от годового ¦
¦ ¦ календарного фонда ¦
¦ ¦ времени, % ¦
¦ +-------T--------T--------+
¦ ¦в пер- ¦во вто- ¦в третий¦
¦ ¦вый год¦рой год ¦год ра- ¦
¦ ¦работы ¦работы ¦боты ¦
+--------------------------------------+-------+--------+--------+
¦Теплофикационная паровая турбина и ¦ ¦ ¦ ¦
¦котлоагрегат на давление пара у тур- ¦ ¦ ¦ ¦
¦бины 130 кгс/кв. 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 ¦68 ¦80 ¦82 ¦
¦при работе на твердом топливе ¦ ¦ ¦ ¦
¦Энергоблок паровой мощностью 800 МВт ¦ ¦ ¦ ¦
¦при работе: ¦ ¦ ¦ ¦
¦ на твердом топливе ¦68 ¦80 ¦80 ¦
¦ на газомазутном топливе ¦70 ¦84 ¦84 ¦
¦Гидроагрегаты ¦85 ¦90 ¦90 ¦
L--------------------------------------+-------+--------+---------
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
------------------T-----------------------------------------------------------------------T---------------¬
¦ Группа ¦ Первый год освоения ¦ Второй год ¦
¦ оборудования ¦ ¦ освоения ¦
¦ +-----------------T-----------------T-----------------T-----------------+---------------+
¦ ¦ I квартал ¦ II квартал ¦ III квартал ¦ IV квартал ¦ I квартал ¦
¦ +-----------------+-----------------+-----------------+-----------------+---------------+
¦ ¦ Месяц ¦
¦ +-----T-----T-----T-----T-----T-----T-----T-----T-----T-----T-----T-----T-----T-----T---+
¦ ¦ I ¦ II ¦ III ¦ IV ¦ V ¦ VI ¦ VII ¦VIII ¦ IX ¦ X ¦ XI ¦ ХII ¦ I ¦ II ¦III¦
+-----------------+-----+-----+-----+-----+-----+-----+-----+-----+-----+-----+-----+-----+-----+-----+---+
¦1. Теплофика- ¦0,417¦0,65 ¦0,883¦1,0 ¦- ¦- ¦- ¦- ¦- ¦- ¦- ¦- ¦- ¦- ¦- ¦
¦ционный турбо- ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦
¦агрегат и котло- ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦
¦агрегат ТЭС с ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦
¦давлением 13 МПа ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦
¦(130 кгс/кв. см) ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦
¦при работе на ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦
¦угле ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦
¦2. То же, на ¦0,475¦0,825¦1,0 ¦- ¦- ¦- ¦- ¦- ¦- ¦- ¦- ¦- ¦- ¦- ¦- ¦
¦газомазутном ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦
¦топливе ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦
¦3. Энергоблок ¦0,392¦0,575¦0,758¦0,925¦1,0 ¦- ¦- ¦- ¦- ¦- ¦- ¦- ¦- ¦- ¦- ¦
¦180 - 210 МВт с ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦
¦пылеугольным ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦
¦котлом ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦
¦4. То же, с газо-¦0,475¦0,825¦1,0 ¦- ¦- ¦- ¦- ¦- ¦- ¦- ¦- ¦- ¦- ¦- ¦- ¦
¦мазутным котлом ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦
¦5. Энергоблок ¦0,392¦0,575¦0,758¦0,858¦0,875¦0,892¦0,95 ¦1,0 ¦- ¦- ¦- ¦- ¦- ¦- ¦- ¦
¦250 - 300 МВт с ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦
¦пылеугольным ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦
¦котлом ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦
¦6. То же, с газо-¦0,417¦0,65 ¦0,883¦1,0 ¦- ¦- ¦- ¦- ¦- ¦- ¦- ¦- ¦- ¦- ¦- ¦
¦мазутным котлом ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦
¦7. Энергоблок ¦0,392¦0,575¦0,758¦0,858¦0,875¦0,892¦0,908¦0,925¦0,942¦0,963¦0,988¦1,0 ¦- ¦- ¦- ¦
¦500 МВт с пыле- ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦
¦угольным котлом ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦
¦8. Энергоблок ¦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¦
¦800 МВт о пыле- ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦
¦угольным котлом ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦
¦9. То же, с газо-¦0,383¦0,55 ¦0,717¦0,817¦0,85 ¦0,883¦0,925¦0,975¦1,0 ¦- ¦- ¦- ¦- ¦- ¦- ¦
¦мазутным котлом ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦
L-----------------+-----+-----+-----+-----+-----+-----+-----+-----+-----+-----+-----+-----+-----+-----+----
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
Федерации могут увеличиваться до 30%.
|
