Товары в корзине: 0 шт Оформить заказ
Стр. 1
 

32 страницы

198.00 ₽

Купить официальный бумажный документ с голограммой и синими печатями. подробнее

Официально 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.

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

Показать даты введения Admin

Страница 1

МЕТОДИЧЕСКИЕ УКАЗАИИЯ ПО РАСЧЕТУ НОРМАТИВНОЙ РАБОЧЕЙ МОЩНОСТИ ЭЛЕКТРОСТАНЦИЙ

РД 34.20.541-92

Моста

СЛУЖБА ПЕРЕДОВОГО ОПЫТА ОРГРЗС

1992

Страница 2

РАЗРАБОТАНО Государственным предприятием по оперативно-технологическому управление Елиной внергетической системой ЦПУ ЕЭС

ИСПОЛНИТЕЛИ Б.Д.СЮТКЖ, D.H.APTBtbffi, С.И.ДУДКЖ, В.И.СРЛСВ

УТВЕРЖДЕНО Министерством топлива и енергетики Российской Федерации 26.12.92 г.

Заместитель министра А.*.ДЬЯКОВ

Подписано к печати 30.11.92    Формат    60x84    I/I6

Печать офсетная Усл.печ.лД»0бУч.-изд.л. 1,5 Тираж Н50 вкэ. Заказ ftt/93    Иэдат.    У    92I6I

эксплуатации Д.15

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

Производственная служба передового опыта энергопредприятий СР1РЭС 105023, Москва, Семеновский пер.,

Страница 3

УДК 621.311.22.004.15

МЕТОДИЧЕСКИЕ УКАЗАНИЯ ПО РАСЧЕЗУ НСРМАТЖНСЙ РАБОЧЙ НОВОСТИ ЭЛЕОРОСТАНЩЙ

РД 34.20.541-92

Вводятся в действие

с 01.01.93 г.

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

I. общие подагат

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

Рабочая моедооть электростанция равна установленной ыош-ности турбоагрегатов аа вычетом «веющихся ограничений новости я мощности оборудования, выведенного в ремонт и для проведения работ по реконструкции или иодернюацяи.

Нормативная рабочая иоде ость соответствует максимально воз-момнсиу использованию установленной мощности электростанций.

Нормативная рабочая мощность определяется исходи из нормативных периодичности и продолютелькостя ремоатоа оборудования электростанций, а такие согласованных ограничен^ идоостя.

Разнооть моаду нормативной рабочей модности; и фактической рабочей модностью характеризует эффективность исиояьэидеяя установленной ыседости электростанций.

Значенье норма* юной рабочей ыоедоетм ва    пе

риод (год) рассчитывается как средневзвешенный показатель по времени.

Страница 4

- 4 -

Показатель нормативной рабочей мода ости попользуется при:

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

-    оценке деятельности персонала электростанций и энерго-объединений по эффективному использованию модаости электростанций;

-    расчете контрольных цифр по выработке электроэнергии* разработке энергобалансов.

В настоящих Методических указаниях в качестве единицы измерения электрической модности принят I МВт.

2. РАСЧЕТ НСРМАТЮНСЙ РАБОЧЕЙ МОЩНОСТИ ЭЛЕКЗРОСТАНЦЯ!

2.1. Норма?юная рабочая модность в расчетном году определяется по формуле

Нраб *    “    ^рёк    **рем~    ^огр    »    ^

НйЧ

где Ny - установленная електржеская мощность на начало года;

Npe«~ среднегодовое снижен ив мощности из-за останова энергетического оборудования для проведения работ по его реконструкции или модернизации;

А/^м- среднегодовое нормативное снижение мода ости ир-еа вывода освоенного енергетического оборудования во все виды ремонта;

АЦр - 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 иа-за останова освоенного енергетического оборудования для проведения работ по реконструкции или модернизации определяется по формуле

Страница 5

- 5 -

N _ ^[Ny(ptK)l (*(Р€Х)Г%r.p)t)[ 100 ***    *год('0°-«п)

(2)

ГДв ^ytpwT установленная электрическая ыопность на начало года L -го турбоагрегата, выводимого на реконструкцию или модернизацию;

%рею1 - прсдолкительность работ по реконструкции и мо-дернизации i-ro агрегата, сут;

*(к.рц - нормативная продолжительность капитального ремонта L -го агрегата, сут; год - количество календарных суток в году;

*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 внергегического 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 внергегического оборудования в ремонт определяется по форцуле

где

N* - среднегодовое снижение mow ости иь-еа вывода оборудования в плановые воды ремонта:

9

(4)

Страница 6

- 6 -

здесь    NKf» Nc.i»Ny> ■ среднегодовое снижение ыоздости ив-эа

Г ^    выводя турбоагрегатов соответственно

в капитальный, средний и текущий ремонты;

н

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

Ngg ет - среднегодовое снижение модаооти из-за вывода в ремонт общестанционного оборудования;

Na р - 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

Г !нтч . <Г* Л

L[Ny(K.plJ l(K.p)J)

*гоЭ (<0°-*п)

100

(5)

где Nq/k P)j - установленная елехтрмесхая мощность (на начало у J года) j -го турбоагрегата, выведшего в капитальный ремонт;

'tZpjj - нормативная продолжительность капитального ремонта j -го турбоагрегата, оут.

В обязательных приложениях 1-4 пржедены нормативные значения периодичности я продолжительности капитального, среднего, текущего ремонтов освоенного основного оборудования влектростанцнй, 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,Si за каждые 5 тыс.ч работы.

Страница 7

- 7 -

Нормативная продолжительность плановых ремонтов оборудования увеличивается на 05 ва каждые последующие б тыс.ч работы свыше 76 то.ч с начала эксплуатации или 40 тыс.ч после проведения работ по реконструкции и модернизации оборудования.

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

Временный норматив продолжительности капитального и текущего ремонтов ЛУ, ГАЭС и ЛГУ утверждается Минтопэнерго Российской Федерации для хаддой электростанции.

За начало отсчета ремонтного цикла принимается год» следую-оий аа 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 модности из-за вывода турбоагрегатов в средний ремонт определяется по формуле

пая _,н    \

y(c.p)i T(c.p)g)

год

(100-К.)

100

(6)

—    ыиач

ГД®    ^у(с.р)? * установленная электрическая модность (на нача

ло года) t -го турбоагрегата, выводимого в и средний ремонт;

*'(c.p)t~ нормативная продолжительность среднего ремонта I -го турбоагрегата, сут (см.приложения 1-4).

Страница 8

- 8 -

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

N.

гр’

к

нач

у(т.р)т

1(г.р)т

**tod 1ЮО-Кп)

iOO

(7)

где    Ny(Y'P)m~ установленная электрическая мощность (на нача

ло гсда) т -го турбоагрегата, выводимого в те-н куший ремонт;

^(т.р)т - нормативная продолжительность текущего ремонта (ту -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

)~(ZDk07S~ZBts) *qi/j

ZDrs    "И*
(8)

Страница 9

- 9 -

где    “    в    5-Я группе оборудования среднегодовые но

минальные значения паропроизводительности каждого из выводимых в ремонт котлоагрегатов и расходов пара на каждый из выводимых в ремонт турбоагрегатов, т/ч; определяется по формулам, аналогичным (5)-(7);

DKOts\ Вт s - * 5-Й группе оборудования номинальные значения паропроизводительности каждого из котлоагрегатов и расхода пара на каждый из турбоагрегатов, т/ч.

При отрицательных значениях выражения (0) снижение мощности из-за ремонта котлоагрегатов отсутствует.

.....2.3.5. Среднегодовое снижение мощности из-за вывода в ремонт

общестанционного оборудования определяется по формуле

* ^^oScrt 'o6.crt) * сг“ *год (М~*П)    ’

(9)

где NoS.CTt - снимание мощности из-за вывода в ремонт i -го объекта общестанционного оборудования;

^о5.СТ t - продолжительность ремонта t -го объекта общестанционного оборудования в соответствии с утвержденным графиком, сут.

2.3.6. Среднегодовое нормативное снижение иодаостк из-за останова основного онергетического оборудовано! в неплановый (аварийный) реиопт определяется по формуле

£ (Ny s ” N(n.p)S ~ ^(рек) s ) K(a.p)s

W

(10)

Страница 10

- 10 -

где Ny s - установленная електрическая мощность освоенного оборудования s -ft группы на начало года; N(n р)з - среднегодовое нормативное снижение мощности 5-й группы оборудования из-за вывода освоен-н ных турбоагрегатов в плановые ремонты;

Н(р€Н)з - среднегодовое снижение мода ост и s -й группы ™ из-аа вывода освоенного оборудования в рекон-струкцию или модернизации;

К(ар) s - норматив снижения мода ости S -ft группы оборудования иэ-эа останова оборудования в неплановый (аварийный) ремонт, %.

Значения rfaji)*    в    обязательном при

ложении б.

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

■огр

N0ip + Н'огр

(II)

к,тс6

где Notp - среднегодовые значения технических, сезонный и временных ограничений мощности;

Л' - среднегодовое снижение мода ости иа-за ограничений, вызванных кратковременным ухудванием екс-плуатационного состояния оборудования в межремонтный период;

Н02р~ среднегодовое снижение модности, шавакное освоением вновь введенного оборудования (устранение строительно-монтажных недоделок, проведение испытаний и наладочных работ я др.).

2.4.1. Среднегодовое снижение мощности из-аа наличии технических, сезонных и временных ограничений мода ости освоенного оборудования определяется по формуле

НТсВ- Тые    )(***

"огр “* **"огр з л*

(12)

Страница 11

- II -

л/с

о?р 5 - согласованное с фирмой СР1РЭС на расчетный год среднегодовое ограничение косности 5 -ft рем группы оборудования;

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

'рем

N

* **(рек)$

пая

УМ

(13)

2'4.2. Среднегодовое снижение мощности, вызванное кратковременным ухудшение* эксплуатационного состояния освоенного оборудования в межремонтный период, рассчитывается по формуле

тит/ р§м и

ЛЯ ЛЭ5

W

(14)

где Кв s - норматив снижент mowootm ив-ва ухудшения эксплуатационного состояния S -II группы оборудования, %.

Значения KBS принимаются равными:

0,5 для гидроэлектростанций и всех групп оборудования тепловых электростанций, работающих на Гаве я маауте;

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

1,5 для групп оборудования тепловых электростандей, работающих на слайдах.

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

(15)

Страница 12

- 12 -

где Му0» - установленная мощность ^ -го агрегата, вваден-У * ного в эксплуатацию до начала расчетного года и находящегося в стадии освоения;

Кjjn - 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

и _ п од, (a) koq(q) *под(6) код(6)

°Г    12    9

гДе    поа(а)и    поа(6) ** количество месяцев расчетного года, от-

у    носящееся    соответственно    к    первому    (вто-

рому или третьему) и второму (третьему или четвертому) годам освоения; коа(а) '• коа(6) ~ нормативный коэффициент освоения оборудо-f    ^ ван ил соответственно для первого (второ-

го 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:

t

(17)

Страница 13

- 13 -

Коц(й) - *ГЦ(Й) кмц(й)

W

(18)

где к* и к" - нормативные (для каждого ив годов оовоенкя)

*    '    коеффицианты    готовности    вновь    введенного,    обо

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

3. ПИПЕР РАСЧЕТА Н0Я1АТЖНСЯ РАБОЧЕЙ КОДОСТИ

Расчет выполнен для ТВЦ, на хоторой установлены 4 котлоагрегата TTV-S6 паропроиеводительноотьо по 480 т/ч и четыре турбоагрегата Т-100-1ЭО модаоотьг по 100 КВт я номинальным расходом свежего пара 400 т/ч.

3.1. Исходные данные для расчета

Котло- и турбоагрегаты ТЗЦ отработали от 40 до 5Б тыо.ч.

В соответствия о руководящими документами по проведанио планово-предупредительных ремонтов в расчетном году предусматривается выполнить следупцие ремонты:

Наименование я станционный номер оборудования

Вед ремонта

Нормативная продолиигельность ремонта, аут

Турбоагрегат У I

Текувий

0

Турбоагрегат У 2

Средний

16

Турбоагрегат У 3

Текущий

0

Турбоагрегат У 4

Капитальный

40

Реконструкция

55

Котлоагрегат У I

Текущий

30

Страница 14

- 14 -

Наименование и станционный номер оборудования

Вид ремонта

Нормативная продолжительность ремонта, сут

Котлоагрегат JP 2

Средний

24

Текущий

20

Котлоагрегат * 3

Текущий

30

Котлоагрегат М 4

Капитальный

46

Текущий

20

Градирня

Средний

30

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

Оборудование, находящееся в стадии освоения, на электростанции отсутствует.

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

Для установленного на ТЭЦ оборудования: норматив снижения рабочей мощности из-за неплановых (аварийных) ремонтов основного оборудования составляет 2,055 (см.приложение 6);

норматив снижения рабочей мощности из-за ухудшения эксплуатационного состояния оборудования в межремонтный период составляет 0,555 (п.2.4.2).

3.2. Расчет рабочей мощности (МВт)

3.2.1. Среднегодовое снижение мощности из-за вывода турбоагрегатов:

- в реконструкцию [формула (2)]

. _JQ.Q_.C55 - 40) „о 365 (100 - 2,

- в капитальный ремонт {форф** (5)]

Страница 15

- 15 -

N* m -120    ; 40-. 100 • II 2*

P 365 (100 - 2,5)    •*’

в средний ремонт [формула (6)J

N?p - - ioo    -    4,б;

cp 365 (IOO - 2,6)    1

в текущий ремонт формула (7)J

--IOO - 4,5 .

N.

-Лр- 365 (100 - 2,5)

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

N* *    (480-4 -.480^-41.400 . 23 3

ко*    480.4

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

г** . miss. * .«< + 20) + 30 + (46 л . ioo . 229 */ч; кот    365    (100    -    2,5)

ИГ -    **М8..+    К    +    * + 55)    100    .    ш

т    365    (100    -    2,5)

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

/Уобет -551122- '    МО    -    4,2.

°° ет 365 (100 - 2,5)

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

N

пр

11,2 + 4,5 + 4,5 + 23,3 + 4,2 - 47,7.

Страница 16

-16 -

3.2.5.    Среднегодовое снижение мощности из-за вывода основного энергетического оборудования в неплановый (аварийный) ремонт [формула (I0)J

*а.р * (400 - *\7 - 4,2) *2-ИГ2 - 7,0.

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

Мрем “ 47,7 ♦ 7f0 ** 54,7.

3.2.7.    Среднегодовое снижение мощности из-за налрюкя ограничений:

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

ыогр я & • 0,853 - 18,0, где коэффициент, учитывающий вывод оборудования в ремонт и реконструкцию, определен по формуле (13):

к?н- Г -    .^.7„> 4.2 . . о 8S3;

s    400

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

Ногрш 400 • °»853 #°гб • ГО"2 - Х,7;

-    всего [формула (II)J

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

3.2.8.    Среднегодовая нормативная рабочая мода ость [формула (I)]

нрйВ ш 400 - 4,2 - 54,7 - 20,5 - 320,6.

Страница 17

I

Пр»*омн»

Обяаательиое

нет прсйоиитыьности pemcfta и периоциздости КАПИТАЛЬНЫХ РЕМСНТШ ПАРОВЫХ ТУРБШ (ТИМВСЙ ОБЪЕМ)

Тип турбины

Давление,

(кгс^сн2)-

Моы-

«85"'

Периодичность капитальных ремонте», лет

Ремонтный

цикл

Продолжительность ремонта, калекзиримб сутки

капи

тально

го

сред

него

теду-

аего

Турбжы конденсационные цндждровые

fe?-6

До 12

5

Т-Т-Т-Т-К

12

-

4

Турбжы конденсационные я теплофикационные двух-цилиндровые

te?-6

До 12

5

Т-Т-Т-Т-К

13

-

4

Турбжы конденсационные я теплофикационные одноцилиндровые

fe?-5

13-15

5

Т-Т-Т-Т-К

16

-

5

Турбжы конденсационные и теплофикационные двухцилиндровые

Ы-ь

13-24

5

Т-Т-Т-Т-К

18

-

6

Страница 18

Ковкость, КВт

Периодич

ность

капиталь-

Рем актин?, цикл

Тип турбины

(кгс/см2)

продолжительность ремонта, календарные сутки

них ремонтов, лет

капи

тально

го

сред

него

теку

щего

Турбины конденсационные и теплофикационные одноцилиндровые

fe6-5

26-50

5

Т-Т-Т-Т-К

21

-

6

Турбины конденсационные к теплофикационные двухцилиндровые

26-50

5

Т-Т-Т-Т-К

23

-

7

Турбины конденсационные и теплофикационные двухцилиндровые

Ы-6

51-100

5

Т-Т-Т-Т-К

25

-

7

Турбины с противодавлением

fep

До 12

5

Т-Т-Т-Т-К

J2

-

4

ПТ-12-90/10

9(90)

12

5

Т-Т-Т-Т-К

18

-

б

К-25-90

9(90)

25

5

Т-Т-Т-Т-К

23

-

7

ПТ-2 5-90/10

9(90)

25

4

Т-Т-Т-К

25

-

8

P-I2-90/I3

P-12-90/I8

P-I2-90/3I

9(90)

12

5

Т-Т-Т-Т-К

18

-

6

Страница 19

P-25-90/3I P-* 5-90/18

9(90)

25

ПР-26^90/10/0,9

9(90)

26

К-50-90

9(90)

50

К-100-90

9(90)

ТОО

ПТ-60/7 5-90 Д 3

9(90)

60

T-50/60-I30

13(130)

50

ПТ-50/60-130/7

13(130)

50

P-40-X30/3I

13(130)

40

Р-5О-1Э0ДЗ

13(130)

50

ПТ-60/75-130/13

13(130)

60

ПТ-ЯОДОО-ХЗОЛЗ

13(130)

80

Т-100 Д20-1Э0

13(130)

ТОО

Р-100-1Э0Д5

13(130)

ТОО

ПТ-135Д65-1Э0/15

13(130)

135

Т-ПЬ/210-130

13(130)

Г75

5

T-T-T-T-K

22

-

7

5

T-T-T-T-K

27

_

7

5

T-T-T-I-K

26

-

7

5

Т-Т-С-Т-К

31

12

9

5

T-T-T-T-K

31

-

9

5

T-T-T-T-K

35

-

9

5

T-T-T-T-K

35

-

9

5

T-T-T-T-K

23

-

6

5

T-T-T-T-K

25

-

7

5

T-T-T-T-K

36

-

9

5

T-T-T-T-K

36

-

9

5

T-T-C-T-K

40

16

8

5

T-T-T-T-K

29

-

8

5

T-T-C-T-K

38

16

8

5

T-T-C-T-K

42

17

9

Страница 20

Приложение 2 Обязательное

НОРМЫ ПРСЩОШТШЬНОСТИ РЕМОНТА И ПЕРИОДИЭДОСТИ КАПИТАЛЬНЫХ РЕМОНТОВ ГИДРАВЛИЧКЖИХ ТЛЯМ (ТЮСВСЙ ОБЪЕМ)

Продолжительность простоя, календарные сутки

Тип гидротурбины

в году проведения капитального ремонта

в году проведения текуще-го ремонта

в капитальном ремонте

в текучем ремонте

всего

Ковшовые и радиальноосевые с диаметром рабочего колеса от 1,5 до 2,9 ы

22

4

26

6

Радиально-осевые с диаметром рабочего колеса от 3,0 до М ммош-ностью до 100 МВт включительно

28

5

33

8

То же моютостью более 100 МВт

30

6

36

9

Радиально-осевые с диаметром рабочего колеса от 5,5 до 6.5 М мощностью до 150 МВт включительно

32

7

39

9

То же ковкостью более 150 МВт

37

8

45

14

Радиально-осевые с диаметром рабочего колеса 7,0 м и выше

42

9

51

16

Поворотно-лопастные о диаметром рабочего колеса до 3,5 и

25

4

29

7

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

28

5

33

8