форма 3 тех для тэц

Приложение N 20. Отчет о тепловой экономичности электростанции

Информация об изменениях:

ГАРАНТ:

См. данную форму в редакторе MS-Excel

Приложение N 20
к приказу Министерства энергетики РФ
от 23 июля 2012 г. N 340
(с изменениями от 26 декабря 2016 г.,
20 декабря 2017 г.)

Отчет о тепловой экономичности электростанции

субъекты электроэнергетики, определенные пунктом 2.11 приложения N 2 к приказу Минэнерго России от 23 июля 2012 г. N340

до 28 числа месяца, следующего за отчетным периодом

Наименование отчитывающейся организации:

отчитывающейся организации по ОКПО

вида деятельности по ОКВЭД2

министерства (ведомства), органа управления по ОКОГУ

организационно-правовой формы по ОКОПФ

формы собственности по ОКФС

Раздел 1. Тепловая экономичность электростанции

Вид проектного топлива

N энергоблока (турбины, котла)

Среднемесячная установленная электрическая мощность (фактическое значение), МВт

Средняя нагрузка в часы учета рабочей мощности (фактическое значение), МВт

Среднемесячная установленная тепловая мощность турбоагрегатов (фактическое значение), Гкал/ч

Число часов использования средней установленной электрической мощности (фактическое значение), ч

Число часов использования тепловой мощности турбоагрегатов (фактическое значение), ч

Отпуск тепла внешним потребителям, всего (фактическое значение), Гкал

Отпуск тепла внешним потребителям с горячей водой (фактическое значение), Гкал

Отпуск тепла внешним потребителям отработавшим паром (фактическое значение), Гкал

Отпуск электрической энергии (фактическое значение),

Расход тепла на собственные нужды турбоагрегатов (фактическое значение), Гкал

Итого по электростанции

в том числе по оборудованию:

Расход тепла на собственные нужды котлов (фактическое

Расход тепла на собственные нужды котлов (номинальное

Расход электрической энергии на насосы теплофикационной установки (фактическое значение),

Расход условного топлива на отпуск электрической энергии (фактическое значение), т у.т.

Удельный расход условного топлива на отпуск электрической энергии (фактическое значение),

Удельный расход условного топлива на отпуск электрической энергии (номинальное значение),

Удельный расход условного топлива на отпуск электрической энергии (нормативное значение),

Расход условного топлива на отпуск тепла (фактическое

Удельный расход условного топлива на отпуск тепла (фактическое значение), кг/Гкал

Удельный расход условного топлива на отпуск тепла (номинальное значение), кг/Гкал

Удельный расход условного топлива на отпуск тепла (нормативное значение), кг/Гкал

Расход условного топлива на ПВК, всего (фактическое

Расход газообразного условного топлива на ПВК (фактическое

Увеличение расхода тепла на производство электрической энергии при условном отсутствии отпуска тепла из производственного отбора (фактическое значение), тыс. Гкал

Увеличение расхода тепла на производство электрической энергии при условном отсутствии отпуска тепла из теплофикационного отбора (фактическое значение), тыс. Гкал

Увеличение расхода тепла на производство электрической энергии при условном отсутствии отпуска тепла от конденсатора (фактическое значение), тыс. Гкал

Коэффициент увеличения расхода топлива энергетическими котлами на отпуск электрической энергии при условном отсутствии отпуска тепла от турбоагрегатов (фактическое значение)

Коэффициент увеличения расхода топлива энергетическими котлами на отпуск тепла при условном отсутствии отпуска тепла от турбоагрегатов (фактическое значение)

Расход электрической энергии на собственные нужды, всего (фактическое значение), тыс. кВтч

Расход электрической энергии на собственные нужды на производство электрической энергии (фактическое значение),

Расход электрической энергии на собственные нужды на производство электрической энергии (номинальное значение),

Расход электрической энергии на собственные нужды на отпуск тепла (фактическое значение),

Расход электрической энергии на собственные нужды на отпуск тепла (номинальное значение),

Расход электрической энергии на собственные нужды турбоагрегатов (фактическое значение),

Расход электрической энергии на собственные нужды турбоагрегатов (номинальное значение),

Расход электрической энергии на собственные нужды на циркуляционные насосы (фактическое значение),

Расход электрической энергии на собственные нужды на циркуляционные насосы (номинальное значение),

Расход электрической энергии на собственные нужды котлов, всего (фактическое значение),

Расход электрической энергии на собственные нужды котлов, всего (номинальное значение),

Расход электрической энергии на собственные нужды питательных насосов котлов (фактическое значение),

Источник

Форма 3 тех для тэц

МЕТОДИЧЕСКИЕ УКАЗАНИЯ
ПО СОСТАВЛЕНИЮ ОТЧЕТА ЭЛЕКТРОСТАНЦИИ
И АКЦИОНЕРНОГО ОБЩЕСТВА ЭНЕРГЕТИКИ И ЭЛЕКТРИФИКАЦИИ
О ТЕПЛОВОЙ ЭКОНОМИЧНОСТИ ОБОРУДОВАНИЯ

Дата введения 1996-02-01

Первым заместителем Председателя Федеральной энергетической комиссии, заместителем министра экономики Российской Федерации Н.Г.Шамраевым 23 ноября 1995 г.

Президентом Российского акционерного общества энергетики и электрификации «ЕЭС России» А.Ф.Дьяковым 24 октября 1995 г.

Первым заместителем министра топлива и энергетики Российской Федерации В.Н.Костюниным 24 ноября 1995 г.

Методические указания устанавливают порядок подготовки отчета о тепловой экономичности оборудования электростанций, работающих на органическом топливе, районных котельных, акционерных обществ энергетики и электрификации (АО-энерго), способы определения фактических, номинальных и нормативных значений показателей.

Методические указания предназначены для инженерно-технического персонала электростанций, районных котельных и АО-энерго, занимающегося расчетом и анализом показателей тепловой экономичности работы оборудования, подготовкой технической отчетности по топливоиспользованию.

С вступлением в действие настоящих Методических указаний отменяются «Методические указания по составлению отчета электростанции и акционерного общества энергетики и электрификации о тепловой экономичности оборудования: РД 34.08.552-93» (М.: СПО ОРГРЭС, 1993).

В организации разработки настоящих Методических указаний принимали участие: Городницкий В.И., Берсенев А.П., Образцов С.В., Новожилов И.А., Калинов В.Ф., Кузьмин В.В., Кутовой Г.П., Денисенко А.Г.

ВВЕДЕНИЕ

Настоящими Методическими указаниями изменена методика распределения израсходованного энергетическими котлами ТЭС топлива между отпускаемыми электроэнергией и теплом.

Распределение расхода топлива энергетическими котлами производится пропорционально затратам тепла на выработку электроэнергии и отпуск тепла внешним потребителям при условии их раздельного производства на конкретной электростанции [см. формулу (17)].

При этом методика определения отпуска тепла внешним потребителям изменений не претерпела, а увеличение затрат тепла [см. формулу (21)] на производство электроэнергии при работе турбоагрегатов по конденсационному циклу (при условном отсутствии отпуска тепла внешним потребителям из отборов и от конденсаторов турбоагрегатов) определяется с помощью коэффициентов ценности тепла [см. формулу (22)].

В связи с этим изменены формулы для определения удельных расходов топлива на отпуск электроэнергии и тепла с использованием показателей турбоагрегатов и котлов (см. пп.3.9 и 3.17 приложения 10).

Методика определения фактических и номинальных значений всех остальных показателей, включенных в отчеты тепловых электростанций по макетам 15506-1 и 15506-2, существенных изменений не претерпела.

1. ОБЩИЕ ПОЛОЖЕНИЯ

1.1. Настоящие Методические указания составлены применительно к макетам 15506-1, 15506-2, 15506-3, 15505, разработанным на основе форм N 3-тэк (энерго), N 1-тэп и N 1-РК отраслевой отчетности.

Макеты 15506-2 и 15505 одинаковы по составу показателей.

Макеты 15506-1, 15506-2 и 15506-3 являются исходными документами в системе сбора по каналам связи, обработки и обобщения информации о тепловой экономичности работы оборудования электростанций, районных котельных и АО-энерго, анализа причин изменения удельных расходов топлива.

1.2. Макет 15506-1 составляется электростанциями, имеющими в своем составе турбоагрегаты на давление пара 130 кгс/см и более, а также рядом электростанций, не имеющих таких турбоагрегатов (перечень их устанавливается Департаментом эксплуатации энергосистем и электростанций РАО «ЕЭС России»).

Макет 15506-3 составляется районными котельными. Электростанции, имеющие в своем составе районную котельную, составляют два макета: 15506-1 (или 15506-2) и 15506-3.

Макет 15505 составляется акционерным обществом энергетики и электрификации.

1.3. Сроки представления информации и перечень подразделений, осуществляющих прием и обработку информации, устанавливаются действующими в ОАСУ «Энергия» инструкциями или соответствующими распорядительными документами РАО «ЕЭС России».

1.4. В энергообъединениях обобщение информации о тепловой экономичности производится с учетом имеющихся между электростанциями различий. Для того, чтобы обозначить принадлежность информации к тому или иному оборудованию, применяется соответствующий классификатор (табл.1).

Классификатор групп оборудования акционерных обществ энергетики
и электрификации (АО-энерго) и электростанций

Наименование группы оборудования

Всего по АО-энерго (ГЭС+ТЭС+РК+электробойлера)

Всего по ГЭС АО-энерго

Всего по ТЭС АО-энерго

Конденсационные энергоблоки мощностью:

Энергоблоки с регулируемым отбором пара мощностью:

ТЭЦ 130 кгс/см без промперегрева

ТЭЦ 130 кгс/см с промперегревом

Несерийное отечественное оборудование*

Пусковые котельные действующих электростанций

Пиковые водогрейные котлы

Всего по ТЭС и РК АО-энерго

Всего по блок-станциям

Группой оборудования считается совокупность конденсационных турбоагрегатов или турбоагрегатов с регулируемыми отборами пара с одинаковыми параметрами свежего пара (а для энергоблоков еще и одинаковой мощностью), а также всех котлов (как пылеугольных, так и газомазутных), обеспечивающих работу данных турбоагрегатов.

Адресная часть макета содержит:

служебные символы начала макета (две наклонные черты);

код макета (15505 или 15506);

две последние цифры отчетного года;

порядковый номер (арабскими цифрами) отчетного месяца;

код электростанции, районной котельной или АО-энерго в соответствии с Классификатором предприятий и организаций Министерства топлива и энергетики Российской Федерации (раздел электроэнергетика);

служебные знаки (два знака «плюс», отделяющие адресную часть макета от информационной).

Длина информационной части макета переменна и зависит от количества имеющихся в АО-энерго, на электростанции групп оборудования, турбоагрегатов и котлов. В ее начале указываются коды групп оборудования и станционные номера агрегатов, далее следуют характеризующие работу оборудования показатели.

Все показатели в макетах распределены между несколькими укрупненными группировками, в каждой из которых содержится от 9 до 16 показателей.

1.6. В макетах над условным обозначением каждого из показателей приведена одна из четырех букв, означающих:

Номинальное значение показателя определяется путем введения к исходно-номинальному значению поправок на отклонение фактических значений внешних факторов от фиксированных, принятых при построении энергетических характеристик оборудования. Исходно-номинальное значение показателя определяется по энергетическим характеристикам оборудования при фактических значениях нагрузок и фиксированных значениях внешних факторов.

1.7. Помещаемая в макеты информация о тепловой экономичности оборудования должна быть подвергнута контролю на достоверность в соответствии с алгоритмами, приведенными в приложениях 13-15.

Источник

Форма 3 тех для тэц

МИНИСТЕРСТВО ЭНЕРГЕТИКИ РОССИЙСКОЙ ФЕДЕРАЦИИ

от 16 августа 2019 года N 865

(с изменениями на 29 декабря 2020 года)

Документ с изменениями, внесенными:

приказом Минэнерго России от 29 декабря 2020 года N 1206 (Официальный интернет-портал правовой информации www.pravo.gov.ru, 29.01.2021, N 0001202101290038).

— Примечание изготовителя базы данных.

а) пункт 1 настоящего приказа вступает в силу в следующем порядке:

(Абзац дополнительно включен с 9 февраля 2021 года приказом Минэнерго России от 29 декабря 2020 года N 1206)

б) иные положения настоящего приказа вступают в силу по истечении десяти дней после дня его официального опубликования.

4. Установить, что информация предоставляется субъектами ГИС ТЭК в ГИС ТЭК:

по форме, предусмотренной пунктом 4.60 перечня, в соответствии с формой финансового плана субъекта электроэнергетики и правилами заполнения формы финансового плана субъекта электроэнергетики, утвержденными приказом Минэнерго России от 13 апреля 2017 г. N 310 «Об утверждении формы финансового плана субъекта электроэнергетики, правил заполнения указанной формы и требований к форматам электронных документов, содержащих информацию о финансовом плане субъекта электроэнергетики» (зарегистрирован Минюстом России 10 мая 2017 г., регистрационный N 46657), начиная с 1 января 2022 года. Предоставление информации по указанной форме впервые осуществляется не позднее дня раскрытия субъектом электроэнергетики информации о проекте инвестиционной программы и (или) проекте изменений, вносимых в инвестиционную программу, с использованием официального сайта федеральной государственной информационной системы «Единый портал государственных и муниципальных услуг (функций)» или иного официального сайта, определенного Правительством Российской Федерации, в информационно-телекоммуникационной сети «Интернет»;

в Министерстве юстиции

8 ноября 2019 года,

регистрационный N 56457

Приложение N 1.1
к приказу Минэнерго России
от 16 августа 2019 года N 865

ГОСУДАРСТВЕННАЯ ИНФОРМАЦИОННАЯ СИСТЕМА ТОПЛИВНО-ЭНЕРГЕТИЧЕСКОГО КОМПЛЕКСА

ПРЕДОСТАВЛЯЕТСЯ В ЭЛЕКТРОННОМ ВИДЕ
В МИНИСТЕРСТВО ЭНЕРГЕТИКИ РОССИЙСКОЙ ФЕДЕРАЦИИ

Сведения о работе тепловой электростанции за 20___ год

Сегмент в области электроэнергетики, теплоэнергетики, возобновляемых источников энергии

Критерии отнесения к субъектам государственной информационной системы топливно-энергетического комплекса, предоставляющим информацию в соответствии с формой:

до 20 февраля года,
следующего за отчетным периодом

Наименование организации, предоставляющей информацию:

Источник

Форма 3 тех для тэц

Организация эксплуатации и технического обслуживания

Нормы и требования

Дата введения 2010-01-29

Настоящий проект стандарта устанавливает нормы и требования при организации эксплуатации и технического обслуживания оборудования, зданий и сооружений тепловых электростанций.

Стандарт разработан в соответствии с требованиями:

— Приказа ОАО РАО «ЕЭС России» N 629 от 24.11.2003 г. «О мерах по разработке НТД в соответствии с требованиями ФЗ «О техническом регулировании»;

— ГОСТ Р 1.4-2004 «Стандарты организации. Общие положения».

Построение, изложение, оформление и содержание Стандарта организации выполнены с учетом требований ГОСТ Р 1.5-2004 «Стандарты национальные Российской Федерации».

Сведения о стандарте

2. ВНЕСЕН Комиссией по техническому регулированию НП «ИНВЭЛ»

1 Область применения

— распространяется на тепловые электростанции, работающие на органическом топливе, с единичной установленной мощностью турбогенераторов 6 МВт и более;

— предназначен для использования в электроэнергетике организациями (обществами, компаниями), выполняющими проектирование, строительство, монтаж, наладку, эксплуатацию, техническое обслуживание и ремонт оборудования, зданий и сооружений тепловых электростанций;

— требования Стандарта обязательны для применения организациями, в установленном порядке на добровольной основе, присоединившимися к Стандарту.

2 Нормативные ссылки

В настоящем стандарте организации использованы ссылки на следующие стандарты и законы:

ГОСТ Р 1.4-2004 Стандартизация в Российской Федерации. Стандарты организаций. Общие положения;

ГОСТ Р 1.5-2004 Стандартизация в Российской Федерации. Стандарты национальные Российской Федерации;

ГОСТ 12.1.004-91 Пожарная безопасность. Общие требования;

ГОСТ 12.1.033-81 Пожарная безопасность. Термины и определения;

ГОСТ 16504-81 Система государственных испытаний продукции. Испытания и контроль качества продукции. Основные термины и определения;

ГОСТ 18322-78 Система технического обслуживания и ремонта техники. Термины и определения;

ГОСТ 19919-74 Контроль автоматизированный технического состояния изделий авиационной техники. Термины и определения;

ГОСТ 2.102-68 ЕСКД Виды и комплектность конструкторских документов;

ГОСТ 2.114-95 ЕСКД Технические условия;

ГОСТ 20911-89 Техническая диагностика. Термины и определения;

ГОСТ 23875-88* Качество электрической энергии. Термины и определения;

ГОСТ 25866-83 Эксплуатация техники. Термины и определения;

ГОСТ Р 27.002-2009 Надежность в технике. Термины и определения;

ГОСТ Р 27.004-2009 Надежность в технике. Модели отказов;

СТО 17230282.27.010.002-2008 Оценка соответствия в электроэнергетике;

СТО 17330282.29.240.004-2008 Правила предотвращения развития и ликвидации нарушений нормального режима электрической части энергосистем;

СТО 70238424.27.010.001-2008 Электроэнергетика. Термины и определения;

СТО 70238424.27.100.003-2008 Здания и сооружения ТЭС. Организация эксплуатации и технического обслуживания. Нормы и требования;

СТО 70238424.27.100.006-2008 Ремонт и техническое обслуживание оборудования, зданий и сооружений электрических станций и сетей. Условия выполнения работ подрядными организациями. Нормы и требования;

СТО 70238424.27.100.011-2008 Тепловые электрические станции. Методики оценки состояния основного оборудования;

СТО 70238424.27.100.012-2008 Тепловые и гидравлические станции. Методики оценки качества ремонта энергетического оборудования;

СТО 70238424.27.100.017-2009 Тепловые электростанции. Ремонт и техническое обслуживание оборудования, зданий и сооружений. Организация производственных процессов. Нормы и требования.

3 Термины, определения, обозначения и сокращения

3.1 Термины и определения

В настоящем стандарте применены термины в соответствии СТО 70238424.27.010.001-2008, а также следующие термины с соответствующими определениями:

3.1.1 техническая документация: Совокупность документов, необходимая и достаточная для непосредственного использования на каждой стадии жизненного цикла продукции.

3.1.2 техническое обслуживание зданий и сооружений: Комплекс работ по поддержанию зданий и сооружений в исправном и работоспособном состоянии в межремонтный период.

3.2 Обозначения и сокращения

В настоящем стандарте применены следующие обозначения и сокращения:

Источник

Приложение. Методические указания по технологическому проектированию тепловых электростанций

Приложение
к приказу Минэнерго России
от 16.08.2019 г. N 858

Методические указания
по технологическому проектированию тепловых электростанций

Указанные в абзаце первом требования должны учитываться при планировании развития электрических сетей, технологическом присоединении ТЭС к электрическим сетям, соблюдаться при определении основных характеристик вновь вводимого (реконструируемого, модернизируемого) оборудования ТЭС, разработке технических условий, проектной и рабочей документации на строительство (реконструкцию, модернизацию) ТЭС.

2. Настоящие Методические указания не распространяются на проектирование, строительство, реконструкцию атомных, дизельных, газопоршневых, геотермальных, биотопливных электростанций, мобильные (передвижные) электростанции, а также энерготехнологические установки промышленных предприятий, работающие с ТЭС совместно или в отдельном производственном цикле.

Требования настоящих Методических указаний также не распространяются на случаи проектирования строительства, реконструкции ТЭС:

разработка проектной документации по которым начата до даты принятия настоящих Методических указаний;

по которым до даты вступления в силу настоящих Методических указаний получено положительное заключение государственной экспертизы проектной документации.

4. В настоящих Методических указаниях используются термины и определения в значениях, установленных законодательством Российской Федерации, а также термины и определения, приведенные в приложении к Методическим указаниям.

5. При проектировании ТЭС разработка технических и технологических решений должна осуществляться с целью обеспечения:

надежности и безопасности работы оборудования и ТЭС в целом;

использования типовых схемных решений;

безопасности эксплуатации и ремонта;

соблюдения санитарно-бытовых условий труда для всех категорий персонала;

экономической и экологической эффективности производства.

6. Требования Методических указаний должны учитываться при разработке разделов проектной документации на строительство, реконструкцию ТЭС, содержащих функционально-технологические, конструктивные и инженерно-технические решения.

7. Помещения с постоянным пребыванием в них персонала должны располагаться в местах, отделенных от действующего оборудования стенами. Внутри помещений запрещается прокладка технологических трубопроводов, за исключением трубопроводов отопления, водопровода, вентиляции и трубопроводов, необходимых для технологии проводимых в помещении работ.

8. Типы транспорта (включая трубопроводный) и параметры транспортной инфраструктуры (схемы транспортных коммуникаций) принимаются из расчета обеспечения электростанции топливом, исходя из задания на проектирование, утвержденного заказчиком строительства.

9. В случае если реализацию мероприятий по строительству (реконструкции) ТЭС, вводу ее в работу в составе энергосистемы предполагается осуществлять поэтапно, соответствующие этапы должны быть выделены при проектировании строительства (реконструкции) ТЭС в составе проектной документации.

II. Топливное и масляное хозяйство

11. Суточный расход основного топлива и условия его разгрузки определяются исходя из работы 100% топливопотребляющего оборудования при его номинальной производительности согласно заданию на проектирование, утвержденному заказчиком строительства.

12. Часовая производительность каждой нитки топливоподачи определяется по суточному расходу основного топлива электростанции, исходя из режима работы топливоиспользующего оборудования с резервом, обоснованным проектировщиком.

13. Разгрузка твердого топлива и его подача к топливоиспользующим установкам должна выполняться механизированным способом.

14. При поставке на электростанцию смерзающегося топлива сооружаются размораживающие устройства. Вместимость размораживающего устройства должна определяться с учетом суточного расхода топлива и необходимого времени для разогрева вагонов.

15. На конвейерах тракта топливоподачи должны быть предусмотрены устройства для отделения из угля металлов, дерева и прочих посторонних нетопливных фракций.

Отделенные нетопливные фракции должны удаляться механизированным способом. Во всех отапливаемых помещениях топливоподачи, а также в помещении башни пересыпки и надбункерной галереи главного корпуса надлежит проектировать механизированную гидравлическую уборку полов и смыв пыли со стен, перекрытий, конструкций и оборудования.

16. В тракте топливоподачи твердого топлива должны быть предусмотрены точки размещения пробоотборных и проборазделочных установок для определения качества подаваемого топлива.

17. Склад твердого топлива и тракт топливоподачи должны быть оснащены весами или иными приборами (устройствами) для определения количества топлива, поступающего на склад и в топливоиспользующие установки.

18. Приемные бункеры, пересыпные короба и течки должны обеспечивать ссыпку топлива без его удержания (налипания) на стенках.

Необходимость оборудования стенок бункеров разгрузочных устройств и склада топлива, пересыпных коробов, течек и тройников тракта топливоподачи обогревом и механизмами встряхивания определяется проектом.

19. Узлы пересыпки, измельчения топлива, бункерные галереи должны оснащаться обеспыливающими устройствами.

Тип, производительность и эффективность применяемого устройства обеспыливания должна удовлетворять требованиям обеспечения взрывобезопасности узла тракта топливоподачи и определяться проектом.

20. Рабочая температура внутри галерей ленточных конвейеров, помещений узлов пересылок, а также подземной части разгрузочных устройств должна обеспечивать транспортировку топлива без его смерзания.

Необходимость применения отопления галерей, помещений узлов пересылок, разгрузочных устройств определяются проектной документацией или в соответствии с гарантийными параметрами эксплуатации, установленными изготовителем оборудования.

21. Проекты тепловых электростанций должны предусматривать сооружение резервного топливного хозяйства и создание запасов топлива для тепловых электростанций или обеспечение подачи газа на них не менее чем от 2 магистральных газопроводов.

Если проектом предусмотрено сооружение резервного топливного хозяйства, то газоиспользующее оборудование должно быть приспособлено к работе на газе и на резервном (аварийном) топливе.

Вид резервного топлива выбирается на основании технических характеристик выбранного топливоиспользующего оборудования.

Емкость баков запаса резервного топлива выбирается исходя из:

требуемой длительности работы топливоиспользующего оборудования на резервном топливе;

способа и периодичности доставки резервного топлива (восполнения запасов).

Емкость и место расположения аварийного резервуара для перекачки нефтепродуктов в случае аварии или пожара должны быть определены проектом исходя из условий площадки ТЭС.

22. Длина фронта разгрузки резервного топливного хозяйства (основного мазутохозяйства) должна определяться с учетом суточного расхода резервного топлива (мазута) и необходимого времени для разогрева и слива топлива (мазута).

23. Оборудование резервного топливного хозяйства (основного мазутохозяйства) должно обеспечивать:

подачу резервного топлива (мазута) в котельное отделение при работе заданного состава топливоиспользующего оборудования, предназначенного для сжигания резервного топлива, с номинальной производительностью;

однократное резервирование насосов, подогревателей и фильтров тракта подачи резервного топлива (мазута) для возможности выполнения их технического обслуживания и ремонта.

24. На всасывающих и нагнетательных трубопроводах резервного топливного хозяйства (основного мазутохозяйства) должна быть установлена запорная арматура для отключения участков трубопроводов для их технического обслуживания или ремонта, а также при аварийных ситуациях.

Сигналы аварийной сигнализации должны выводиться как на местный щит управления, так и на центральный щит управления ТЭС.

ГРП располагаются на территории электростанции в отдельных зданиях или под навесами.

27. Подвод газа от газораспределительной станции к ГРП производится по одному газопроводу на каждый ГРП, резервный подвод газа не предусматривается.

29. Для электростанций на газе при отсутствии резервного топливного хозяйства (мазутного хозяйства) должно предусматриваться не менее двух ГРП.

Для электростанций на газе при отсутствии на них резервного топливного хозяйства (мазутного хозяйства) и предназначенных для обеспечения преимущественно собственных нужд производственных установок предприятий допускается установка одного ГРП с обязательным резервированием установок регулирования давления газа.

30. Число параллельных установок, регулирующих давление газа, в каждом ГРП выбирается с учетом одной резервной.

31. Выбор технических и технологических устройств, материала и конструкции труб и соединительных деталей, защитных покрытий, вида и способа прокладки газопроводов должен осуществляться с учетом требуемых по условиям эксплуатации параметров давления и температуры природного газа, гидрогеологических данных, природных условий и техногенных воздействий.

32. Газовое хозяйство электростанций, сжигающих доменный или коксовый газ, а также газы газогенераторные, сбросно-технологические, влажные природные и сернистые природные, должно проектироваться с учетом требований технического регламента «О безопасности сетей газораспределения и газопотребления», утвержденного постановлением Правительства Российской Федерации от 29.10.2010 N 870 (Собрание законодательства Российской Федерации, 2010, N 45, ст. 5853; 2018, N 52, ст. 8288), а также приказа Федеральной службы по экологическому, технологическому и атомному надзору «Об утверждении Федеральных норм и правил в области промышленной безопасности «Правила безопасности при получении, транспортировании, использовании расплавов черных и цветных металлов и сплавов на основе этих расплавов» от 30.12.2013 N 656 (зарегистрирован Минюстом России 15.05.2014, регистрационный N 32271).

33. Каждая электростанция должна иметь централизованное место хранения турбинного и трансформаторного масел и оборудование, используемое для приема и перекачки масел.

Форма организации централизованного места хранения масел (баковое хозяйство или склад маслотары) определяется заказчиком.

34. Объем емкостей, находящихся на центральном складе, должен обеспечивать:

35. Схема подачи и слива турбинного и трансформаторного масел к основным агрегатам определяется проектом и должна исключать их смешение и замерзание при подаче или сливе.

36. Для аварийного слива турбинного масла из агрегатов на электростанции предусматривается специальная емкость, равная емкости маслосистемы наибольшего агрегата.

III. Котельное отделение

37. Все котлоагрегаты, сжигающие твердое топливо, должны быть оборудованы золоулавливающими установками. Степень очистки газов должна выбираться для проектных значений приведенной зольности сжигаемого топлива.

38. Внутристанционное золошлакоудаление до насосных станций осуществляется раздельным с использованием пневмогидравлических или гидравлических способов.

При наличии на ТЭС сухих золоуловителей принимается внутристанционное пневмогидравлическое золоудаление, при котором зола из-под золоуловителей собирается пневмосистемами в промбункер.

39. Из промбункера зола подается через каналы гидроудаления в насосную станцию. При наличии потребителей золы она пневматическим способом транспортируется из промбункера на склад сухой золы или выдается непосредственно из промбункеров в транспортные средства потребителя.

IV. Турбинное отделение

41. Единичная мощность и тип теплофикационных агрегатов на ТЭЦ, входящих в энергосистемы, выбираются с учетом характера и перспективной величины тепловых нагрузок, в том числе с учетом схемы теплоснабжения.

42. Тепловая схема блочных электростанций должна обеспечивать возможность пуска блока из любого температурного состояния и одновременный пуск не менее двух энергоблоков электростанции.

43. Схемы трубопроводов должны предусматривать возможность проведения паровых продувок, предпусковых и эксплуатационных химических промывок, а также консервацию оборудования.

44. Количество и производительность питательных насосов определяется из расчета обеспечения максимального расхода питательной воды на котел с запасом не менее 5%, с учётом их резервирования.

45. Суммарная производительность деаэраторов питательной воды выбирается по максимальному ее расходу.

46. На электростанциях должен предусматриваться дополнительный запас обессоленной воды в баках без давления, устанавливаемых вне зданий. На блочных электростанциях емкость баков принимается на 30 минут работы электростанции с максимальной нагрузкой, но не менее 4000 , на остальных электростанциях на 40 минут, но не менее 2000 . Указанные емкости включают емкость для сбора загрязненного конденсата.

47. На электростанциях устанавливается один общий бак слива емкостью 40-60 на каждые четыре-шесть котлов.

48. При выходе из работы одной турбины с наибольшей тепловой мощностью остальные тепловые источники должны обеспечить отпуск тепла на отопление, вентиляцию и горячее водоснабжение при расчетной для проектирования систем отопления температуре наружного воздуха.

49. При проектировании трубопроводов, включая трубопроводы малых диаметров, их прокладка производится с учетом кабельной раскладки. Трассы основных потоков кабелей должны быть свободными от трубопроводов и другого оборудования.

50. Для маслоохладителей турбоагрегатов должна применяться система охлаждения масла, исключающая попадание масла в природные источники водоснабжения (реки, водоемы).

V. Водоподготовка и химический контроль

51. Способ обработки добавочной воды котлов, выбор технологической схемы водоподготовительной установки для питания ТЭС и тепловых сетей должен обеспечить качество воды, соответствующее требованиям изготовителя котельного оборудования или тепловой сети соответственно, с учетом:

качества исходной воды;

капитальных и эксплуатационных затрат на подготовку воды и утилизацию сточных вод и отходов, возникающих при очистке воды.

На блочных электростанциях при восполнении потерь питательной воды дистиллятом испарителей блочных испарительных установок, последние, независимо от типа применяемых котлов, дополняются общестанционной испарительной или обессоливающей ионитной (мембранной) установкой.

Водно-химический режим котлов-утилизаторов выбирается с учетом особенностей тепловой схемы энергоблока ПГУ (газотурбинной, газопоршневой установки с утилизацией тепла выхлопных газов) и требований, предъявляемых к качеству питательной воды (пара) организациями-изготовителями оборудования.

52. В случае если реализация мероприятий по строительству (реконструкции) ТЭС, вводу ее в работу в составе энергосистемы предполагается осуществлять поэтапно, технологическая схема и срок ввода в эксплуатацию водоподготовительных установок, установок очистки конденсата, коррекционной обработки воды, соответствующего реагентного и бакового хозяйства должны обеспечивать возможность проведения предпусковой очистки (промывки) теплоэнергетического оборудования, вводимого в эксплуатацию согласно этапу, и первичный ввод его в работу.

53. Расчетную производительность блочной испарительной установки для конденсационных электростанций и отопительных ТЭЦ следует принимать равной 2% паропроизводительности устанавливаемых котлов.

Расчетную производительность обессоливающей установки для конденсационных электростанций и отопительных ТЭЦ следует принимать равной 2% паропроизводительности устанавливаемых котлов и дополнительной величины производительности.

Производительность общестанционной обессоливающей или испарительной установки или величина дополнительной производительности обессоливающей установки (сверх 2%) принимаются:

для электростанций с прямоточными котлами:

Мощность блоков, МВт

Дополнительная производительность установки, т/ч

Источник

Операционные системы и программное обеспечение