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 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,
2.4.2. Среднегодовое снижение мощности, вызванное кратковременным ухудшением эксплуатационного состояния освоенного оборудования в межремонтный период, рассчитывается по формуле
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
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
a/" - —--КО -II 2-
K f> 365 CI00 - 2.5) **'
- в средний ремонт [формула (6)J
•100 « 4.5;
N
c p 365 (100 - 2,5)
- в текущий ремонт формула (7)J
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.
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
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)
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)
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„)
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 -
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)
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)
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 -
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
Тис
погр - А погр s л$ >
