Товары в корзине: 0 шт Оформить заказ
Стр. 1 

32 страницы

193.00 ₽

Купить РД 34.20.541-92 — бумажный документ с голограммой и синими печатями. подробнее

Распространяем нормативную документацию с 1999 года. Пробиваем чеки, платим налоги, принимаем к оплате все законные формы платежей без дополнительных процентов. Наши клиенты защищены Законом. ООО "ЦНТИ Нормоконтроль"

Наши цены ниже, чем в других местах, потому что мы работаем напрямую с поставщиками документов.

Способы доставки

  • Срочная курьерская доставка (1-3 дня)
  • Курьерская доставка (7 дней)
  • Самовывоз из московского офиса
  • Почта РФ

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

 Скачать PDF

Оглавление

1. Общие положения

2. Расчет нормативной рабочей мощности электростанции

3. Пример расчета нормативной рабочей мощности

Приложение 1. Нормы продолжительности ремонта и периодичности капитальных ремонтов паровых турбин (типовой объем)

Приложение 2. Нормы продолжительности ремонта и периодичности капитальных ремонтов гидравлических турбин (типовой объем)

Приложение 3. Нормы продолжительности ремонта и периодичности капитальных ремонтов энергоблоков (типовой объем)

Приложение 4. Нормы продолжительности ремонта и периодичности капитальных ремонтов паровых котлов (типовой объем)

Приложение 5. Увеличение нормативной продолжительности капитальных ремонтов турбин, котлов и энергоблоков в связи с проведением дополнительных работ, не предусмотренных типовыми объемами

Приложение 6. Норматив снижения рабочей мощности из-за неплановых (аварийных) ремонтов основного оборудования электростанций - К(а.р.) в степени н

Приложение 7. Коэффициенты готовности вводимых в действие энергоблоков и агрегатов электростанций

Приложение 8. Нормативный коэффициент освоения проектной мощности

 
Дата введения01.01.1993
Добавлен в базу01.09.2013
Актуализация01.02.2020

Этот документ находится в:

Организации:

28.12.1992УтвержденМинтопэнерго РФ
РазработанЦДУ ЕЭС России
ИзданСПО ОРГРЭС1992 г.

Procedural Guidelines for Calculation of Specified Operating Power of Electric Power Generating Stations

Стр. 1
стр. 1
Стр. 2
стр. 2
Стр. 3
стр. 3
Стр. 4
стр. 4
Стр. 5
стр. 5
Стр. 6
стр. 6
Стр. 7
стр. 7
Стр. 8
стр. 8
Стр. 9
стр. 9
Стр. 10
стр. 10
Стр. 11
стр. 11
Стр. 12
стр. 12
Стр. 13
стр. 13
Стр. 14
стр. 14
Стр. 15
стр. 15
Стр. 16
стр. 16
Стр. 17
стр. 17
Стр. 18
стр. 18
Стр. 19
стр. 19
Стр. 20
стр. 20
Стр. 21
стр. 21
Стр. 22
стр. 22
Стр. 23
стр. 23
Стр. 24
стр. 24
Стр. 25
стр. 25
Стр. 26
стр. 26
Стр. 27
стр. 27
Стр. 28
стр. 28
Стр. 29
стр. 29
Стр. 30
стр. 30

МЕТОДИЧЕСКИЕ УКАЗАНИЯ ПО РАСЧЕТУ НОРМАТИВНОЙ РАБОЧЕЙ МОЩНОСТИ ЭЛЕКТРОСТАНЦИЙ

РД 34.20.541-92

СЛУЖБА ПЕРЕДОВОГО ОПЫТА ОРГРЭС

1992


Ноша


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

ИСПОЛНИТЕЛИ Б.Д.СИТОН, D.H.АРТЕМЬЕВ, С.И.ДУДКШ,

В. И. ОРЛОВ

УТВЕРЖДЕНО Министерством топлива и енергетики Российской Федерации 26.12.92 г.

Заместитель министра А. Ф.ДЬЯКОВ

Подписано к печати 30.11.92    Формат    60x64    Z/I6

Печать офсетная Уел.печ.л1»8бУч.-иэд.л. 1,5 Тираж Н50 ека. Заказ Ъ#/93    Иэдат.    М    92I6I

Производственная служба передового опыта эксплуатации энергопредприятий ОРГРЭС 105023, Москва, Семеновский пер., д.15

Участок оперативной полиграфии (310 ОРГРЭС 109432, Москва, 2-й Кожуховский проезд, д.29,строение 6

- II -


£

где NKp s - согласованное с фирмой СРГРЭС на расчетный

гад среднегодовое ограничение мощности 5 -й группы оборудования;

К s - коеффициент, учитывающий вывод оборудования в ремонт и реконструкцию,


К


Мрем + ^(peie)s


N


пая

УР


(13)


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



**"ys 'VS К3 !


(14)


где K*s - норматив снижении мощности ха-ва ухудшения екс-плуатационного соетоянм S -й группы оборудования, %.

%ачения    принимаются    равными:

0,5 для гцдроелектростанций и всех трупп оборудования тепловых электростанций, работающих на *аве и маауте;

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

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

2.4.3. Среднегодовое снижен» мощности оборудования, находящегося в стадии освоен», определяется по формуле



(15)


где    -    установленная    мощность ф -го агрегата, введен-

* ного в эксплуатацию до начала расчетного года и находящегося в стадии освоения;

К0п- 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 форцуле

н    н

(16)

н _ п 04(a) *04(а)+п0<1(6) *oq(e}

0 12

где поа(а)и поа (6) ~ количество месяцев расчетного года, от-'    носящееся соответственно к первому (вто

рому или третьему) и второму (третьему или четвертому) годам освоения;

К о* (а) К о» (в) ~ нормативный коэффициент освоения оборудо-“ вания 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:

Коц(в) ~ КгуШ км^(в)'10


(18)


f


где К* и К%„ - нормативные (для каждого из годов освоения)

*    '    коэффициент    готовности    вновь введенного, обо

рудования (обязательное приложение 7) и освоения его проектной мощности (обязательное приложение 8).

3. ПРШЕР РАСЧЕТА НОРМАТИВНОЙ РАБОЧЕЙ МОДЮСТИ

Расчет выполнен для ТЕЦ, на которой установлены 4 котлоагрегата ТТМ-96 паропроиеводительноотью по 480 т/ч и четыре турбоагрегата Т-100-130 мощностью по 100 КВт 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 о руководящими документами по проведение планово-предупредительных ремонтов в расчетном году предусматривается выполнить следующие ремонты:

Наименование и станционный номер оборудования

Вид ремонта

Нормативная продолжительность ремонта, оут

Турбоагрегат у I

Текущий

8

Турбоагрегат У 2

Средний

16

Турбоагрегат У 3

Текущий

8

Турбоагрегат У 4

Капитальный

40

Реконструкция

55

Котлоагрегат У I

Текущий

30

- 14 -

Наименование и станционный номер оборудования

Вид ремонта

Нормативная продолжительность ремонта, сут

Котлоагрегат У 2

Средний

24

Текущий

20

Котлоагрегат У 3

Текущий

30

Котлоагрегат У 4

Капитальный

46

Текущий

20

Градирня

Средний

30

Среднее снижение меда ост и Т5Ц 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 установлешого на ТВЦ оборудования: норматив снижена 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 0,5j£ (п.2.4.2).

3.2. Расчет рабочей мощности (МВт)

3.2.1. Среднегодовое снижение мощности из-за вывода турбоагрегатов:

- в реконструкцию [формула (2)]

4,2»

N'.jausbzM- ню

?**    365    (100    -    2,5)

- в капитальный ремонт [ферцула (5)J

- 15 -100-40


a/" - —--КО -II 2-

K f> 365 CI00 - 2.5)    **'

- в средний ремонт [формула (6)J

•100 « 4.5;


N

100-16


c p 365 (100 - 2,5)

- в текущий ремонт формула (7)J


I.Q0 ЛШ. ...100,4.5.


М. 365 (100 - 2,5)

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

ы“ .    -(«80-4    400    .    23,3,

480.4

где среднегодовая номинальная паропроизводительность выводимых в ремонт агрегатов определяется по формуле» аналогдоной формуле (5)

л*" . 480 С30 + (24 + 20) + 30 4 (46 + 20)3 100 . 229 т/ч кот    365    (100    -    2,5)


• •


1)!еМ » -Mi8.tI6_±,.8.t55?.. 100 - Ш т/ч. т    365    (100 - 2,5)

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


N.

н


об.ст


50 *30


365 (100 - 2,5)


100 « 4,2.


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


Нщ * 11,2 + 4,5 + 4,5 + 23,3 + 4,2 =■ 47,7.


-16 -

3.2.5.    Среднегодовое сникшие мощности иэ-эа вывода основного энергетического оборудования в неплановый (аварийный) ремонт (формула (I0VJ

Ng p - (400 - 47,7 - 4,2)*2-ИГ2 • 7,0.

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

ырем - 47.7 + 7.0 = 54,7.

3.2.7.    Среднегодовое снижение мощности из-за наличия ограничений:

технических, сезонных и временных, согласованных с фирмой

СРГРЭС формула (12)

тсв

Ногр а 22 • 0,853 » 18,8,

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

А’/'"- I -    .§4«.7_+    4,2.    в    о    8S3

s    400

-    вызванных кратковременным ухудшением эксплуатационного состояния оборудования в межремонтный период [формула (I4)J,

Ногря 400 ’ °»853' 0,5 • КГ2 - 1,7;

-    всего (формула (II)J

18,8 + 1,7 + 0 * 20,5.

3.2.8.    Среднегодовая нормативная рабочая мощность (формула (I)J

NHa& m 400 - 4,2 - 54,7 - 20,5 - 320,6.

Приложение I Обязательное

НОРИН ПРОДОЛЖИТЕЛЬНОСТИ РЕИСНТА И ПЕРИОДИЗДОСТИ КАПИТАЛЬНЫХ РЕМОНТОВ ПАРОВЫХ ТУРБШ (ТШОВОД ОБЪЕМ)

Тип турбина

Давление,

(яге^сы2).

Кос

ность,

МВт

Периодич

ность

капиталь-

Ремонтный

цикл

Продолжительность ремонта* календарные сутки

них ремонтов* лет

капи

тально

го

сред

него

теку

щего

Турбшы хонденсациокнне и теплофикационные одноцилиндровые

Ы-*

До 12

5

Т-Т-Т-Т-К

12

-

4

Турбины конденсационные и теплофикационные двухцилиндровые

fe?*5

До 12

5

Т-Т-Т-Т-К

13

4

Турбины конденсационные я теплофикационные одноцилиндровые

13-15

5

Т-Т-Т-Т-К

16

5

Турбины конденсационные

и теплофикационные

двухцияиндровЯГ

т-5

13-24

5

Т-Т-Т-Т-К

18

6

Окончание приложения I

Тип турбины

Давление,

(ctSJcm2)

Мощ

ность,

МВт

Периодич

ность

капиталь-

Ремонтный

цикл

Продолжительность ремонта, календарные сутки

ных ремонтов, лет

капи

тально

го

сред

него

теку

щего

Турбины конденсационные и теплофикационные одно-цилиндровые

fc6'5

26-50

5

Т-Т-Т-Т-К

21

-

6

Турбины конденсационные и теплофикационные двух* цилиндровые

Ы*

26-50

5

Т-Т-Т-Т-К

23

-

7

Турбины конденсационные и теплофикационные двухцилиндровые

51-100

5

Т-Т-Т-Т-К

25

7

Турбины с противодавлением

ы*

До 12

5

Т-Т-Т-Т-К

J2

-

4

ПТ-12-90ДО

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

Р-12-90ДЗ

9(90)

25

4

т-т-т-к

25

-

8

Р-12-90Д8

P-I2-90/3I

9(90)

12

5

Т-Т-Т-Т-К

9

18

-

6

P-25-90/3I Р-25-90Д8

9(90)

25

ПР-25-90/10/0,9

9(90)

25

К-50-90

9(90)

50

К-100-90

9(90)

100

ПТ-60/75-90/13

9(90)

60

T-50/60-I30

13(130)

50

ПТ-50/60-130/7

13(130)

50

P-40-I30/3I

13(130)

40

Р-50-130ДЗ

13(130)

50

ПТ-60/75-130ДЗ

13(130)

60

ПТ-8ОД0О-13ОДЗ

13(130)

80

Т-100Д20-130

13(130)

100

Р-100-130Д5

13(130)

100

ПТ-135Д65-130Д5

13(130)

135

T-J75/2X0-I30

13(130)

Г75

5

Т-Т-Т-Т-К

22

-

7

5

Т-Т-Т-Т-К

27

1 -

7

5

Т-Т-Т-Т-К

26

-

7

5

Т-Т-С-Т-К

31

12

9

5

Т-Т-Т-Т-К

31

-

9

5

Т-Т-Т-Т-К

35

-

9

5

Т-Т-Т-Т-К

35

-

9

5

Т-Т-Т-Т-К

23

-

6

5

Т-Т-Т-Т-К

25

-

7

5

Т-Т-Т-Т-К

36

-

9

5

Т-Т-Т-Т-К

36

-

9

5

Т-Т-С-Т-К

40

16

8

5

Т-Т-Т-Т-К

29

-

8

5

Т-Т-С-Т-К

38

16

8

5

Т-Т-С-Т-К

42

17

9


Приложение 2 Обязательное

НОРМЫ ПРОДОЛЖИТЕЛЬНОСТИ РЕМОНТА И ПЕРИОДИЧНОСТИ КАПИТАЛЬНЫХ РЕМОНТ® ГИДРАВЛИЧЕСКИХ 5УНБЖ (ТИПЖСЙ ®Ш)

Продолжительность простоя» календарные сутки

Тип гидротурбины

в году проведения капитального ремонта

в году проведения текуще-

па T\enAUfffl

в капитальном ремонте

в текущем ремонте

всего

1 О рОИиПаВ

Ковшовые и радиальноосевые 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 Z00 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 3,5 ы

25

4

29

7

Поворотно-лопастные с диаметром рабочего колеса от 3,6 до 4,5 м

28

5

33

8

УДК 621.311.22.004.15

РД 34.20.541-92

МЕТОДИЧЕСКИЕ УКАЗАНИЯ ПО РЛСЧЕЗУ НСРМАТИЗНСЙ РАБОЧЕЙ МОДНОСТИ ЗЛЕЮРОСТАНЩб

Вводится в действие с 01.01.93 г.

Настоящие Методические указания предназначены для работников олектростанций, производственных объединений енергетихи электрификации, территориальных внергетических объединений, объединенных енергетичеоких систем ОДУ ЕЭС, занимающихся вопросами нормирования рабочей мощности электростанций.

I. ОБЩИЕ ПОДШЕНИГ

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

Рабочая мощность електростанций 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 поиметь соответствует максимально возможному использованию установленной мощности электростанций.

Нормативная рабочая мощность определяется находи из нормативных периодичности и продолиательнооти ремонтов оборудовании электростанций, а такие согласованных ограничений мощности.

Разность меаду нормативной рабочей модности» и фактической рабочей мощностью характеризуй ьффэк^нвность доаовдосшшяя установленной ысгзноеги электростанций.

Знёдшмэ норм&тшиой работой моросям на няшируэ^ай период (год) рассчитывается как средневзвешенный показатель по времени.

Окончание приложения 2

Продолжительность простоя, календарные сутки

Тип гидротурбины

в году проведения капитального ремонта

в году проведения техуще-

в капитальном ремонте

в текущем ремонте

веегс

го ремонта

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: I. Периодичность капитальных ремонтов согласно ГОСТ 10595-80 ТпЛ.19) составляет не меное 4 лет яри наработке не менее 25 тыс.ч и распространяется на все типы г>шравлических турбин. Формула ремонтного цикла: Т-Т-Т-КГ.-2. Нормы продолжительности ремонта гидравлических турбин в зимний период увеличиваются на Щ, а для ЛВС. расположенных в условиях Крайнего Севера, - на 15ь.*-3. Продолжительность планово-предупредительного ремонта гидравлических турбин модностью до 10 МВт не нормируется.~4. Увеличение продолжительности плановых ремонтов при работе ГЭС в непроектном ренине утверждается Минтопенерго Российской Федерации для каждой елехтростанцни.

- 4 -

Показатель нормативной рабочая мощности используется при:

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

-    оценке деятельности персонала електростанций и енерго-объединений по аффективному использованию мощности электростанций;

-    расчете контрольных цифр по выработхе электроенергии, разработке энергобалансов-

6 настоящих Методических указаниях в качестве единицы измерения электрической мощности принят I МВт.

2. РАСЧЕТ НОРМАТИВНОЙ РАБОЧЕЙ МОЩНОСТИ ЭЛЕКТРОСТАНЩЙ

2.1. Нормативная рабочая мощность в расчетном году определяется по формуле

^ра5 ~    ~    V"    NpeM~    ^огр >    ^

где Л/”й- установленная электрическая мощность на начало года;

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

NpgM- среднегодовое нормативное снижение мощности ир-ва вывода освоенного знергетического оборудования во все виды ремонта;

N02p - 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, переиаркировкой и демонтажем действующего оборудования.

2.2. Среднегодовое нормативное снижен» мощности из-за останова освоенного энергетического оборудования для проведения par бот по реконструкции или модернизации определяется по формуле

- 5 -

^ f ^yfpex)l (%рекН~ <£li 1Q0 <Сгод(Ш-Кп)



(2)


где ^у(рек)Г Установленная электрическая мощность на начало года i -го турбоагрегата, вывопимого на реконструкцию или модернизацию;

^(рекП - продолжительность работ по реконструкции и модернизации i-го агрегата, сут;

^(K.p)i ~ н0Рммивнвя продолжительность капитального ремонта i -го агрегата, сут;

*Г’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 знергетического 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 форцуле

Мрем ш Мп.р + Ма р ,    (3)

(4)

где Nn - среднегодовое снижение мощности ие-еа вывода оборудования в плановые виды ремонта:

Мр.р ~ МК р+ NC p + NTp + NK07 * Ngg ст ,

- 6 -

н н н

здесь А/ ' Nc p',Ny, - среднегодовое снижение мощности из-за

вывода турбоагрегатов соответственно в капитальный, средний и текущий ремонты;

nhox ~ среднегодовое снижение мощности из-за

м вывода в ремонт котлоагрегатов;

N0g ег - среднегодовое снижение моодости из-за вывода в ремонт общестанционного оборудования;

..N

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

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

<5)

где Nu(K.p)i ~ Установленная електршеекая мощность (на начало J года) j -го турбоагрегата, выведшего в капиталь-и ный ремонт;

- 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 реконструкция или модернизации нормативная продолжительность плановых ремонтов увеличивается на 0,б£ за каждые 5 тыс.ч работы.

- 7 -

Нормативная продолжительность плановых ремонтов оборудования увеличивается на аа каждые последующие 5 тыо.ч работы 75 тыс .и с напал» эксплуатации или 40 тыс.ч после проведения работ по реконструкции и модернизации оборудования.

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

Временный норматив продолжительности капитального и текуце-го ремонтов ПУ, ГАЭС и ПГУ утверждается Минтопэнерго Российской Федерации для жаждой электростанции.

За начало отсчета ремонтного цикла принимается год, следующий аа тем, в которой проведен капитальный ремонт или закошены 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 нес до начала расчетного года представляют в Минтопэнерго Российской Федерации обоснования для установления индивидуального норматива продолжительности ремонтов.

н 2 (Nytc.p)t rtc.p)t) Ср %од (<00-К„)


(6)


т,


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

где Н"* - установленная электрическая мощность (на начало года) I -го турбоагрегата, выводимого в средний ремонт;

Г(1р)е - нормативная продолжительность среднего ремонта t -го турбоагрегата, сут (см.приложения 1-4).

- 8 -

L -<ш") т

геод(т-кп) w »



(7)


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

где ^у(т,р)т~ установленная электрическая мощность (на начало года) т -го турбоагрегата, выводимого в те-н кущий ремонт;

*L(Tp)m - нормативная продолжительность текущего ремонта т -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 паропроиаводительность котлоагрегатов больше суммарного номинального расхода пара на все турбоагрегаты, среднегодовое снижение мощности из-за вывода котлоагрегатов в ремонт определяется по формуле

, (8)

- 9 -


где Dkots’’ В?* - в 5-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);

DK0TS\ DTS - 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



^ (No6. ст t "hRcrt) ' *год (М~Кп)


(9)


где    N0s.Crt ~ снимание мощности из-за шведа в ремонт i -го

объекта общестанционного оборудования;

‘Z’oS.cr t - продолжительность ремонта t -го объекта обще-станционного оборудования в соответствии с утвержденным графиком, сут.

2.3.6. Среднегодовое нормативное сиисенае мощности из-за останова оснсьиого онергетического оборудовании в неплановый (аварийный) ремонт определяется по формуле



х- А,нй<4    мН    и    \ tsН

- ^ (Ny s    N(n,p)s ~ "(рек) $ ) K(a,p)s


io



(10)


- 10 -

где Ny s - установленная электрическая мопность освоенно-н го оборудован»! $ -ft группы на начало года; N(n.p)s ~ среднегодовое нормативное снижение модности 5-й группы оборудования из-за вывода осяоен-н    ных турбоагрегатов в плановые ремонты;

N(peif)s ~ среднегодовое снижение мощности я -й группы из-за вывода освоенного оборудования в рекон-н    струкцию или модерниэацип;

K(a,p)S- норматив снижения модности S -ft группы оборудования из-за останова оборудования в неплановый (аварийный) ремонт* %.

Значения К*а р)$ приведены в обязательном приложении 6.

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

тсб

^огр~ ^овр + ^огр + ^огр »    (Н)

к,тсб

где N0ip - среднегодовые значения технических, сезонный и

временных ограничений модности;

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

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

2.4.1. Среднегодовое снижение мощности ив-еа наличия технических, сезонных и временных ограничений модности освоенного оборудования определяется по формуле

(12)

Тис

погр - А погр s л$ >