РД 34.20.541-92. Методические указания по расчету нормативной рабочей мощности электростанций
(утв. Минтопэнерго России 28.12.1992)
28 декабря 1992 года
1 января 1993 года
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.
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:
N_{\text{раб}}^{\text{н}} = N_{\text{у}}^{\text{нач}} - N_{\text{рек}} - N_{\text{рем}}^{\text{н}} - N_{\text{огр}}, (1)
N_{\text{у}}^{\text{нач}} — установленная электрическая мощность на начало года;
Nрек — среднегодовое снижение мощности из-за останова энергетического оборудования для проведения работ по его реконструкции или модернизации;
N_{\text{рем}}^{\text{н}} — среднегодовое нормативное снижение мощности из-за вывода освоенного энергетического оборудования во все виды ремонта;
Nогр — 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:
N_{\text{рек}} = \frac{\sum [N_{\text{у}(\text{рек})i}(\tau_{(\text{рек})i} - \tau_{(\text{к}.\text{р})i}^{\text{н}})]}{\tau_{\text{год}}(100 - \text{К}_{\text{п}})} 100, (2)
Nу(рек)i — установленная электрическая мощность на начало года i-го турбоагрегата, выводимого на реконструкцию или модернизацию;
\tau_{(\text{рек})i} — продолжительность работ по реконструкции и модернизации i-го агрегата, сут.;
\tau_{(\text{к}.\text{р})i}^{\text{н}} — нормативная продолжительность капитального ремонта i-го агрегата, сут.;
\tau_{\text{год}} — количество календарных суток в году;
Кп — 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 ремонтов.
2.3. Среднегодовое нормативное снижение мощности из-за вывода освоенного энергетического оборудования в ремонт определяется по формуле:
N_{\text{рем}}^{\text{н}} = N_{\text{п}.\text{р}}^{\text{н}} + N_{\text{а}.\text{р}}^{\text{н}}, (3)
где N_{\text{п}.\text{р}}^{\text{н}} — среднегодовое снижение мощности из-за вывода оборудования в плановые виды ремонта:
N_{\text{п}.\text{р}}^{\text{н}} = N_{\text{к}.\text{р}}^{\text{н}} + N_{\text{с}.\text{р}}^{\text{н}} + N_{\text{т}.\text{р}}^{\text{н}} + N_{\text{кот}}^{\text{н}} + N_{\text{об}.\text{ст}}^{\text{н}}, (4)
N_{\text{к}.\text{р}}^{\text{н}},N_{\text{с}.\text{р}}^{\text{н}},N_{\text{т}.\text{р}}^{\text{н}} — среднегодовое снижение мощности из-за вывода турбоагрегатов соответственно в капитальный, средний и текущий ремонты;
N_{\text{кот}}^{\text{н}} — среднегодовое снижение мощности из-за вывода в ремонт котлоагрегатов;
N_{\text{об}.\text{ст}}^{\text{н}} — среднегодовое снижение мощности из-за вывода в ремонт общестанционного оборудования;
N_{\text{а}.\text{р}}^{\text{н}} — 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:
N_{\text{к}.\text{р}}^{\text{н}} = \frac{\sum (N_{\text{у}(\text{к}.\text{р})j}^{\text{нач}}\tau_{(\text{к}.\text{р})j}^{\text{н}})}{\tau_{\text{год}}(100 - \text{К}_{\text{п}})} 100, (5)
N_{\text{у}(\text{к}.\text{р})j}^{\text{нач}} — установленная электрическая мощность (на начало года) j-го турбоагрегата, выводимого в капитальный ремонт;
\tau_{(\text{к}.\text{р})j}^{\text{н}} — нормативная продолжительность капитального ремонта 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 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:
N_{c.\text{р}}^{\text{н}} = \frac{\sum (N_{\text{у}(c.\text{р})l}^{\text{нач}}\tau_{(c.\text{р})l}^{\text{н}})}{\tau_{\text{год}}(100 - \text{К}_{\text{п}})} 100, (6)
N_{\text{у}(c.\text{р})l}^{\text{нач}} — установленная электрическая мощность (на начало года) l-го турбоагрегата, выводимого в средний ремонт;
\tau_{(c.\text{р})l}^{\text{н}} — нормативная продолжительность среднего ремонта 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:
N_{\text{т}.\text{р}}^{\text{н}} = \frac{\sum (N_{\text{у}(\text{т}.\text{р})m}^{\text{нач}}\tau_{(\text{т}.\text{р})m}^{\text{н}})}{\tau_{\text{год}}(100 - \text{К}_{\text{п}})} 100, (7)
N_{\text{у}(\text{т}.\text{р})m}^{\text{нач}} — установленная электрическая мощность (на начало года) m-го турбоагрегата, выводимого в текущий ремонт;
\tau_{(\text{т}.\text{р})m}^{\text{н}} — нормативная продолжительность текущего ремонта 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:
N_{\text{кот}}^{\text{н}} = \sum [\frac{(\sum D_{\text{кот}s}^{\text{рем}} - \sum D_{\text{т}s}^{\text{рем}}) - (\sum D_{\text{кот}s} - \sum D_{\text{т}s})}{\sum D_{\text{т}s}} N_{\text{у}s}^{\text{нач}}], (8)
D_{\text{кот}s}^{\text{рем}},D_{\text{т}s}^{\text{рем}} — в s-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);
Dкотs; Dтs — в s-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:
N_{\text{об}.\text{ст}}^{\text{н}} = \frac{\sum (N_{\text{об}.\text{ст}t}\tau_{\text{об}.\text{ст}t})}{\tau_{\text{год}}(100 - \text{К}_{\text{п}})} 100, (9)
Nоб.стt — снижение мощности из-за вывода в ремонт t-го объекта общестанционного оборудования;
\tau_{\text{об}.\text{ст}t} — продолжительность ремонта t-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:
N_{\text{а}.\text{р}}^{\text{н}} = \sum (N_{\text{у}s}^{\text{нач}} - N_{(\text{п}.\text{р})s}^{\text{н}} - N_{(\text{рек})s})\text{К}_{(\text{а}.\text{р})s}^{\text{н}} \cdot 10^{- 2}, (10)
N_{\text{у}s}^{\text{нач}} — установленная электрическая мощность освоенного оборудования s-й группы на начало года;
N_{(\text{п}.\text{р})s}^{\text{н}} — среднегодовое нормативное снижение мощности s-й группы оборудования из-за вывода освоенных турбоагрегатов в плановые ремонты;
N_{(\text{рек})s} — среднегодовое снижение мощности s-й группы из-за вывода освоенного оборудования в реконструкцию или модернизацию;
\text{К}_{(\text{а}.\text{р})s}^{\text{н}} — норматив снижения мощности s-й группы оборудования из-за останова оборудования в неплановый (аварийный) ремонт, %.
Значения \text{К}_{(\text{а}.\text{р})s}^{\text{н}} приведены в обязательном Приложении 6.
2.4 Среднегодовое снижение мощности из-за ее ограничений определяется по формуле:
N_{\text{огр}} = N_{\text{огр}}^{\text{тсв}} + N_{\text{огр}}^{\text{э}} + N_{\text{огр}}^{\text{о}}, (11)
N_{\text{огр}}^{\text{тсв}} — среднегодовые значения технических, сезонных и временных ограничений мощности;
N_{\text{огр}}^{\text{э}} — среднегодовое снижение мощности из-за ограничений, вызванных кратковременным ухудшением эксплуатационного состояния оборудования в межремонтный период;
N_{\text{огр}}^{\text{о}} — 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:
N_{\text{огр}}^{\text{тсв}} = \sum N_{\text{огр}s}^{\text{с}}K_{s}^{\text{рем}}, (12)
N_{\text{огр}s}^{\text{с}} — согласованное с фирмой ОРГРЭС на расчетный год среднегодовое ограничение мощности s-й группы оборудования;
K_{s}^{\text{рем}} — коэффициент, учитывающий вывод оборудования в ремонт и реконструкцию:
K_{s}^{\text{рем}} = 1 - \frac{N_{\text{рем}}^{\text{н}} + N_{(\text{рек})s}}{N_{\text{у}s}^{\text{нач}}} . (13)
2.4.2. Среднегодовое снижение мощности, вызванное кратковременным ухудшением эксплуатационного состояния освоенного оборудования в межремонтный период, рассчитывается по формуле:
N_{\text{огр}}^{\text{э}} = \sum N_{\text{у}s}^{\text{нач}}\text{К}_{s}^{\text{рем}}\text{К}_{\text{э}s}^{\text{н}} \cdot 10^{- 2}, (14)
где \text{К}_{\text{э}s}^{\text{н}} — норматив снижения мощности из-за ухудшения эксплуатационного состоянии s-й группы оборудования, %.
Значения \text{К}_{\text{э}s}^{\text{н}} 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:
N_{\text{огр}}^{\text{о}} = \sum N_{\text{у}q}^{\text{нач}}(1 - \text{К}_{oq}^{\text{н}} \cdot 10^{- 2}), (15)
N_{\text{у}q}^{\text{нач}} — установленная мощность q-го агрегата, введенного в эксплуатацию до начала расчетного года и находящегося в стадии освоения;
\text{К}_{oq}^{\text{н}} — 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:
\text{К}_{oq}^{\text{н}} = \frac{n_{oq(a)}\text{К}_{oq(a)}^{\text{н}} + n_{oq(\text{в})}\text{К}_{oq(\text{в})}^{\text{н}}}{12} , (16)
noq(а) и noq(в) — количество месяцев расчетного года, относящееся соответственно к первому (второму или третьему) и второму (третьему или четвертому) годам освоения;
\text{К}_{oq(a)}^{\text{н}},\text{К}_{oq(\text{в})}^{\text{н}} — 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:
\text{К}_{oq(a)}^{\text{н}} = \text{К}_{\text{г}q(a)}^{\text{н}}\text{К}_{\text{м}q(a)}^{\text{н}} \cdot 10^{- 2}; (17)
\text{К}_{oq(\text{в})}^{\text{н}} = \text{К}_{\text{г}q(\text{в})}^{\text{н}}\text{К}_{\text{м}q(\text{в})}^{\text{н}} \cdot 10^{- 2}, (18)
где \text{К}_{\text{г}q}^{\text{н}}\text{иК}_{\text{м}q}^{\text{н}} — нормативные (для каждого из годов освоения) коэффициенты готовности вновь введенного оборудования (обязательное Приложение 7) и освоения его проектной мощности (обязательное Приложение 8).
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
В соответствии с руководящими документами по проведению планово-предупредительных ремонтов в расчетном году предусматривается выполнить следующие ремонты:
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)]:
N_{\text{рек}}^{\text{н}} = \frac{100(55 - 40)}{365(100 - 2,5)} 100 = 4,2;
- в капитальный ремонт [формула (5)]:
N_{\text{к}.\text{р}}^{\text{н}} = \frac{100 \cdot 40}{365(100 - 2,5)} 100 = 11,2;
- в средний ремонт [формула (6)]:
N_{\text{с}.\text{р}}^{\text{н}} = \frac{100 \cdot 16}{365(100 - 2,5)} 100 = 4,5;
- в текущий ремонт [формула (7)]:
N_{\text{т}.\text{р}}^{\text{н}} = \frac{100(8 \cdot 2)}{365(100 - 2,5)} 100 = 4,5.
3.2.2. Среднегодовое снижение мощности из-за несовпадения сроков проведения ремонтов котло- и турбоагрегатов [формула (8)]:
N_{\text{кот}}^{\text{н}} = \frac{(229 - 117) - (480 \cdot 4 - 480 \cdot 4)}{480 \cdot 4} 400 = 23,3,
где среднегодовая номинальная паропроизводительность выводимых в ремонт агрегатов определяется по формуле, аналогичной формуле (5):
D_{\text{кот}}^{\text{рем}} = \frac{480[30 + (24 + 20) + 30 + (46 + 20)]}{365(100 - 2,5)} 100 = 229\text{т }/\text{ч};
D_{\text{т}}^{\text{рем}} = \frac{480(8 + 16 + 8 + 55)}{365(100 - 2,5)} 100 = 117\text{т }/\text{ч}.
3.2.3. Среднегодовое снижение мощности из-за вывода в ремонт общестанционного оборудования — градирни [формула (9)]:
N_{\text{об}.\text{ст}}^{\text{н}} = \frac{50 \cdot 30}{365(100 - 2,5)} 100 = 4,2.
3.2.4 Суммарное среднегодовое снижение мощности из-за вывода оборудования в плановые ремонты [формула (4)]:
N_{\text{п}.\text{р}}^{\text{н}} = 11,2 + 4,5 + 4,5 + 23,3 + 4,2 = 47,7.
3.2.5. Среднегодовое снижение мощности из-за вывода основного энергетического оборудования в неплановый (аварийный) ремонт [формула (10)]:
N_{\text{а}.\text{р}}^{\text{н}} = (400 - 47,7 - 4,2) \cdot 2 \cdot 10^{- 2} = 7,0.
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)]:
N_{\text{огр}}^{\text{тсв}} = 22 \cdot 0,853 = 18,8,
где коэффициент, учитывающий вывод оборудования в ремонт и реконструкцию, определен по формуле (13):
K_{s}^{\text{рем}} = 1 - \frac{54,7 + 4,2}{400} = 0,853;
- вызванных кратковременным ухудшением эксплуатационного состояния оборудования в межремонтный период [формула (14)]:
N_{\text{огр}}^{\text{э}} = 400 \cdot 0,853 \cdot 0,5 \cdot 10^{- 2} = 1,7;
- всего [формула (11)]:
3.2.8 Среднегодовая нормативная рабочая мощность [формула (1)]:
(обязательное)
НОРМЫ ПРОДОЛЖИТЕЛЬНОСТИ РЕМОНТА И ПЕРИОДИЧНОСТИ КАПИТАЛЬНЫХ
РЕМОНТОВ ГИДРАВЛИЧЕСКИХ ТУРБИН (ТИПОВОЙ ОБЪЕМ)
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.
| Тип энергоблока | Периодичность капитальных ремонтов, лет | Вид и продолжительность ремонта (календарные сутки) по годам ремонтного цикла | ||||||||||||||
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | 8 | 9 | 10 | 11 | 12 | 13 | 14 | 15 | ||
| 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 | 5 | Т1Т2 | Т1Т2 | СТ2 | Т1Т2 | К1Т2 | Т1Т2 | Т1Т2 | СТ2 | Т1Т2 | К2Т2 | Т1Т2 | Т1Т2 | СТ2 | Т1Т2 | К3Т2 |
| 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 | ||
| Энергоблоки 150 — 160 МВт с котлом ТГМ-94 (открытая компоновка) | 5 | Т1Т2 | Т1Т2 | СТ2 | Т1Т2 | К1Т2 | Т1Т2 | Т1Т2 | СТ2 | Т1Т2 | К2Т2 | Т1Т2 | Т1Т2 | СТ2 | Т1Т2 | К3Т2 |
| 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 | ||
| Энергоблоки 150 — 160 МВт с котлом ТГМ-94 (закрытая компоновка) | 5 | Т1Т2 | Т1Т2 | СТ2 | Т1Т2 | К1К2 | Т1Т2 | Т1Т2 | СТ2 | Т1Т2 | К2Т2 | Т1Т2 | Т1Т2 | СТ2 | Т1Т2 | К3Т2 |
| 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 | ||
| 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 | 4 | Т1Т2 | СТ2 | Т1Т2 | К1Т2 | Т1Т2 | СТ2 | Т1Т2 | К2Т2 | Т1Т2 | СТ2 | Т1Т2 | К3Т2 | - | - | - |
| 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 МВт с котлами ТП-100, ТП-100А <*> | 5 | Т | Т | С | Т | К1 | Т | Т | С | Т | К2 | Т | Т | С | Т | К3 |
| 13 | 13 | 25 | 13 | 44 | 13 | 13 | 25 | 13 | 48 | 13 | 13 | 25 | 13 | 57 | ||
| Энергоблоки 200 — 210 МВт с котлами ТГМ-104, ТГМ-104С, ТМ-104, ТГМЕ-206, ТПЕ-213 | 5 | Т1Т2 | Т1Т2 | СТ2 | Т1Т2 | К1Т2 | Т1Т2 | Т1Т2 | СТ2 | Т1Т2 | К2Т2 | Т1Т2 | Т1Т2 | СТ2 | Т1Т2 | К3Т2 |
| 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 | ||
| Энергоблоки 200 — 210 МВт с котлами ТГ-104 <*> | 6 | Т1Т2 | Т1Т2 | СТ2 | Т1Т2 | Т1Т2 | К1Т2 | Т1Т2 | Т1Т2 | СТ2 | Т1Т2 | Т1Т2 | К2Т2 | Т1Т2 | Т1Т2 | СТ2 |
| 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 МВт с котлом ТП-101 (топливо — эстонский сланец) | 3 | Т1СТ2 | Т1Т1Т2 | К1Т1Т2 | Т1СТ2 | Т1Т1Т2 | К2Т1Т2 | - | - | - | - | - | - | - | - | - |
| 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) | 2 | Т1СТ2 | Т1К1Т2 | Т1СТ2 | Т1К1Т2 | Т1СТ2 | Т1К2Т2 | - | - | - | - | - | - | - | - | - |
| 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 | 4 | Т1Т2 | СТ2 | Т1Т2 | К1Т2 | Т1Т2 | СТ2 | Т1Т2 | К2Т2 | Т1Т2 | СТ2 | Т1Т2 | К3Т2 | - | - | - |
| 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 МВт с котлами ПК-39, ПК-39-1, ПК-39-П | 4 | Т1Т2 | СТ2 | Т1Т2 | К1Т2 | Т1Т2 | СТ2 | Т1Т2 | К2Т2 | Т1Т2 | СТ2 | Т1Т2 | К3Т2 | - | - | - |
| 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 | 4 | Т1Т2 | СТ2 | Т1Т2 | К1Т2 | Т1Т2 | СТ2 | Т1Т2 | К2Т2 | Т1Т2 | СТ2 | Т1Т2 | К3Т2 | - | - | - |
| 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, ТПЛ-312А | 4 | Т1Т2 | СТ2 | Т1Т2 | К1Т2 | Т1Т2 | СТ2 | Т1Т2 | К2Т2 | Т1Т2 | СТ2 | Т1Т2 | К3Т2 | - | - | - |
| 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 ТГМ-314, ТГМП-314А, ТГМП-314Б, ТГМП-314П | 4 | Т1Т2 | СТ2 | Т1Т2 | К1Т2 | Т1Т2 | СТ2 | Т1Т2 | К2Т2 | Т1Т2 | СТ2 | Т1Т2 | К3Т2 | - | - | - |
| 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 <*> | 5 | Т1Т2 | Т1Т2 | СТ2 | Т1Т2 | К1Т2 | Т1Т2 | Т1Т2 | СТ2 | Т1Т2 | К2Т2 | Т1Т2 | Т1Т2 | СТ2 | Т1Т2 | К3Т2 |
| 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 | ||
| Энергоблоки 300 МВт с котлами ТПП-210, ТПП-210А, П-50, ТПП-110 | 4 | Т1Т2 | СТ2 | Т1Т2 | К1Т2 | Т1Т2 | СТ2 | Т1Т2 | К2Т2 | Т1Т2 | СТ2 | Т1Т2 | К3Т2 | - | - | - |
| 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 <*> | 5 | Т | Т | С | Т | К1 | Т | Т | С | Т | К2 | Т | Т | С | Т | К3 |
| 16 | 16 | 27 | 16 | 55 | 16 | 16 | 27 | 16 | 60 | 16 | 16 | 27 | 16 | 65 | ||
| Энергоблоки 300 МВт с котлами ТГМП-324, ТГМП-324А, ТГПМ-344, ТГМП-344А | 4 | Т1Т2 | СТ2 | Т1Т2 | К1Т2 | Т1Т2 | СТ2 | Т1Т2 | К2Т2 | Т1Т2 | СТ2 | Т1Т2 | К3Т2 | - | - | - |
| 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 | 3 | Т1Т2 | СТ2 | К1Т2 | Т1Т2 | СТ2 | К2Т2 | Т1Т2 | СТ2 | К3Т2 | - | - | - | - | - | - |
| 20 + 12 | 28 + 12 | 55 + 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, ТПМП-314П, ТГМП-344А, ТПП-210А | 4 | Т1Т2 | СТ2 | Т1Т2 | К1Т2 | Т1Т2 | СТ2 | Т1Т2 | К2Т2 | Т1Т2 | СТ2 | Т1Т2 | К3Т2 | - | - | - |
| 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 | 4 | Т1Т2 | СТ2 | Т1Т2 | К1Т2 | Т1Т2 | СТ2 | Т1Т2 | К2Т2 | Т1Т2 | СТ2 | Т1Т2 | К3Т2 | - | - | - |
| 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 | 4 | Т1Т2 | СТ2 | Т1Т2 | К1Т2 | Т1Т2 | СТ2 | Т1Т2 | К2Т2 | Т1Т2 | СТ2 | Т1Т2 | К3Т2 | - | - | - |
| 20 + 10 | 37 + 10 | 20 + 10 | 65 + 10 | 20 + 10 | 37 + 10 | 20 + 10 | 75 + 10 | 20 + 10 | 37 + 10 | 20 + 10 | 83 + 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.*
К1, К2, К3 — капитальный ремонт первой, второй и третьей категорий;
Т1, Т2 — текущий ремонт первой и второй категорий.
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.
(обязательное)
УВЕЛИЧЕНИЕ НОРМАТИВНОЙ ПРОДОЛЖИТЕЛЬНОСТИ
КАПИТАЛЬНЫХ РЕМОНТОВ ТУРБИН, КОТЛОВ И ЭНЕРГОБЛОКОВ В СВЯЗИ
С ПРОВЕДЕНИЕМ ДОПОЛНИТЕЛЬНЫХ РАБОТ, НЕ ПРЕДУСМОТРЕННЫХ
ТИПОВЫМИ ОБЪЕМАМИ
НОРМАТИВ СНИЖЕНИЯ РАБОЧЕЙ МОЩНОСТИ ИЗ-ЗА НЕПЛАНОВЫХ (АВАРИЙНЫХ) РЕМОНТОВ ОСНОВНОГО ОБОРУДОВАНИЯ ЭЛЕКТРОСТАНЦИЙ — \text{К}_{(\text{а}.\text{р})}^{\text{н}}
Норматив снижения рабочей мощности ТЭС установлен для оборудования, сжигающего твердое топливо с содержанием золы до 35%. К этому значению \text{К}_{(\text{а}.\text{р})}^{\text{н}} 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 |
ВЫПИСКА ИЗ ПРИЛОЖЕНИЯ № 1 К ПОСТАНОВЛЕНИЮ ГОСПЛАНА СССР ОТ 10 МАЯ 1984 Г. № 95
Примечание. Коэффициент готовности определяется как отношение суммы времени нахождения энергоблоков и агрегатов в работе и резерве к календарному времени отчетного периода.
НОРМАТИВНЫЙ КОЭФФИЦИЕНТ ОСВОЕНИЯ ПРОЕКТНОЙ МОЩНОСТИ
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%.