МЕТОДИЧЕСКИЕ УКАЗАНИЯ ПО РАСЧЕТУ НОРМАТИВНОЙ РАБОЧЕЙ МОЩНОСТИ ЭЛЕКТРОСТАНЦИЙ

РД 34.20.541-92

СЛУЖБА ПЕРЕДОВОГО ОПЫТА ОРГРЭС

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

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

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:

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)]

N'.jausbzM- ню

^?**    365    (100    -    2,5)

- в капитальный ремонт [ферцула (5)J

-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,

^Ногр^я 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

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;

Np_gM- 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 -

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 ~ ^н0Р^{ммивнвя} продолжительность капитального ремонта i -го агрегата, сут;

*Г’_год - количество календарных суток в году;

К_п - 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 М_п.р + М_а р ,    (3)

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

Мр.р ~ М_К р+ N_C p + N_Tp + N_K07 * 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

N_a 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.

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

- 8 -

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)

- 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 N_0ip - среднегодовые значения технических, сезонный и

временных ограничений модности;

Ng_ip- 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

Ти^с

^погр - ^А погр s ^л$ >