ПРИЛОЖЕНИЯ

						Приложение 1
	Укрупненные нормативы численности ППП ГРЭС
		Численность персонала при количестве блоков, чел
Тип и
мощность
энерго-		1	2	3	4	5	6
блока,
МВт
						1015
Моно-150		575	635	790	850		1075
		325+250	335+300	395+395	405+445	475+540	485+590
						1075
Дубль-150		596	660	825	890		1140
		330+265	340+320	405+420	415+475	500+575	510+630
						1165
Моно-200		640	715	895	970		1240
		330+310	340+375	400+495	410+560	485+680	495+745
						1220
Дубль-200		665	745	935	1015		1300
		335+330	345+400	410+525	420+595	500+720	510+790
						1535
Моно-300		805	905	1160	1260		1635
		390+415	405+500	500+660	515+745	630+905	645+990
						1670
Дубль-300		860	975	1255	1370		1780
		395+465	410+565	510+745	525+845	645+1025	660+1120
						2050
Блоки-500		1000	1145	1490	1635		2195
		435+565	465+680	595+895	625+1010	825+1225	855+1340
						2615
Блоки-800		1499	1655	1945	2195		2825
		490+1005	565+1090	700+1245	765+1430	975+1640	1010+1815

Примечание:

1. В таблице: над дробью приводится численность всего ППП, под дробью – численность эксплуатационного (экспл.) + ремонтного (рем.) персонала. Численность ремонтного персонала приведена исходя из объе-

29

ма ремонтных работ на станции и включает в себя как персонал, числящийся в штате ТЭС, так и привлеченный ремонтный персонал.

2. При использовании на станции газа к нормативам численности персонала для угольных ТЭС вводится поправочный коэффициент – 0,85.

Приложение 2 Укрупненные нормативы численности промышленно-

производственного персонала ТЭЦ с поперечными связями

	Установленнаяпаропроизводительность котельной, т/ч		Всего		.экспл		.рем	Численность персонала, чел.										.экспл			.рем
										Всего		.экспл		.рем		Всего
					при суммарном количестве котлов и турбин, ед.
				5							10						15
					в т. ч.							в т. ч.						в т. ч.
							Топливо – уголь
150		197		125		72			220		140		80
300		243		135		108			269		150		119		291		165			126
600		324		155		169			355		170		185		380		185			195
1000		413		181		232			457		201		256		492		221			271
1500		512		215		297			570		240		330		610		260			350
2000									671		274		397		716		294			422
3000															904		360			544
4500															1168		460			708
							Топливо – мазут
	150		162		105		57			177		110		67
	300		199		115		84			215		120		95
	600		251		130		121			278		135		143		294		140			154
	1000		313		150		163			346		155		191		366		160			206
	1500		380		175		205			417		180		237		443		185			258
	2000		433		190		243			490		210		280		521		215			306
	3000									610		270		340		647		265			382
	4500															625		340			485
											30

Примечание: 1. При использовании на станции газа к нормативам численности персонала для угольных ТЭЦ вводится поправочный коэффи-

циент – 0,85.

2.Для промежуточных значений паропроизводительности котельной

ичисла котлов и турбин численность персонала определяется методом интерполяции.

3.Нормативы ремонтного персонала определены исходя из среднегодового объема ремонтных работ на станции. В настоящее время ремонтный персонал в основном выведен из штата ТЭС.

				Приложение 3
	Удельные капиталовложения в КЭС, %
Число и тип			Вид топлива
блоков		Каменный	Бурый уголь	Газ или мазут
		уголь
				87
4хК-150		111	116
				78
6хК-150		100,5	105
				76
8хК-150		97	101
				81
6хК-200		94	96
				96
4хК-300		109	–
				88
8хК-300		100	–
				89
4хК-500		102	107
				84
6хК-500		95	99,5
				83
4хК-800		94	99
				82
5-К-800		92	96
				83
2хК-1300		93	97
				81
3хК-1300		91	95

Примечание: за базу сравнения принята КЭС мощностью 2400 МВТ, с энергоблоками 300 МВт.

31

Приложение 4 Коэффициенты топливных характеристик энергоблоков

Мощность			Твердое топливо			Жидкое топливо			Газообразное
NH		Ркр	α	β		α	β		α		β
110		88,6	3,0	0,324	0,028	3,0	0,317	0,027	3,0		0,311		0,027
160		–	3,4	0,302	–	3,4	0,296	–	3,6		0,290		–
210		187	3,5	0,296	0,018	4,2	0,291	0,018	4,4		0,285		0,018
300		–	7,5	0,293	–	7,1	0,288	–	7,3		0,282		–
500		410	14,8	0,282	0,016	–	–	–	–		–		–
800		–	19,5	0,289	–	19,2	0,284	–	19,7		0,278		–
1200		–	–	–	–	27,0	0,283	–	27,5		0,277		–
	Примечание: здесь α выражено в т/ч; β и β – т/МВтч;									Ркр – МВт.

Приложение 5 Коэффициенты топливных характеристик для определения расхода топлива энергетическими котлами ТЭЦ (в условном исчислении) на выработку электроэнергии и отпуск теплоты потребителям (при использовании

твердого топлива)

Тип турбины		Численные значения коэффициентов
			топливных характеристик
	α, т/ч		Т			э , т/МВч
					т/ГДж
			т/Гкал
					0,0100
Т-50-130	4,1		0,042			0,317
					0,0167
Т-100/120-130	6,3		0,045			0,314
					0,0102
Т-175/210-130	10,5		0,043			0,305
					0,0076
Т-180/215-130	12,1		0,032			0,294
					0,0114
Т-250/300-240	15,3		0,048			0,271
					0,0111
Т-400/500-240	22,3		0,046			0,269
		32

Примечание: в значения коэффициентов топливных характеристик при работе на других видах топлива следует ввести поправки:

–для жидкого топлива – 0,98;

–для газообразного – 0,97.

Приложение 6

Расход электроэнергии на собственные нужды энергоблоков

в зависимости от нагрузки, %

			Нагрузка блока (брутто), %
Энергоблоки									50
	100				80
	тв.		г. м.	тв.		г. м.		тв.		г. м.
К-110-90	6,7		5,8	7,5		6,2		9,5		8,0
К-160-130	6,3		5,5	6,7		5,7		8,0		7,0
К-210-130	5,6		4,8	6,2		5,3		7,7		6,7
К-300-240	3,8		2,5	4,0		2,8		4,8		3,3
К-500-240	4,0		–	4,5		–		4,9		–
К-800-240	3,9		2,2	4,5		2,8		5,0		3,2
К-1200-240	–		2,2	–		2,4		–		3,0

Примечание: тв. – твердое топливо; г. м. – газомазутное.

33

Приложение 7

Значения К.П.Д. брутто котельных агрегатов

			Значения К.П.Д. в зависимости
Тип	Паропроизво-		от вида сжигаемого топлива, %
	дительность,
котла		Камен. уголь		Антарц. штаб	Бурый уголь	Торф	Мазут	Газ
	т/ч
ТП-120	120	–		–	–	87,6	–	–
БКЗ-160	160	91,5		90,0	85,5	–	91,5	92,4
ТП-170-1	170	89,0		–	86,0	85,6	–	–
БКЗ-210	210	92,2		91,0	90,5	–	90,6	93,4
БКЗ-220	220	92,6		90,4	89,5	–	–	–
ПК-14	230	–		–	–	87,9	–	–
ТП-230-2	230	89,0		87,6	88,0	–	–	–
ПК-24	270	93,1		–	88,3	–	–	–
ПК-38	270	–		–	90,8	–	–	–
ТП-80	420	–		89,8	–	–	–	–
ТП-82	420	92,8		–	–	–	–	–
ТП-81	420	–		–	90,5	–	–	–
ТГМ-84	420	–		–	–	–	92,0	93,0
ТП-90	500	–		90,7	–	–	–	–
ТП-92	500	92,9		–	–	–	–	–
ТГМ-94	500	–		–	–	–	92,0	92,0
ТП-100	640	–		90,5	–	–	–	95,3
ТП-102	640	92,5		–	–	–	–	–
ТП-101	640	–		–	90,7	–	–	–
Пк-33-	640	–		–	92,5	–	–	–
38-СП
			34

									Приложение 8
		Характеристика топлива (отдельных видов)
		Низшая уд.							Коэффициент
Бассейн и									размолоспособ-
		теплота				Влажность,	Зольность,
месторож-		сгорания,				W P , %	Ac %		ности, % (плот-
дение		QPH	ккал/ м3						ность для газа
									при 0С)
1			2		3		4		5
						Уголь
Башкирская
АССР Бабаев-
ское, Б				2170		56	15		1,7
Бурятская АССР
Гусиноозерское,Б				4020		23	22		1,0
Никольское, Д				5490		6	19,4		1,09
Иркутская обл.
Черемсковское, Д				4270		13	31		1,3
Мугунское, Б				4180		22	19		1,12
Канско-Ачинский
б-н, Кемеровская
обл.
Ирша-
Бородинское, Б				3700		33	10		1,2
Назаровское, Б				3110		39	12		1,1
Березовское, Б				3740		33	7		1,3
Итатское, Б				3060		40,5	11,5		1,3
Коми АССР, Пе-
черский б-н
Интауголь, Д				4190		11,5	31		1,4
Варкутауголь, Ж				5260		5,5	30		1,5
Магаданская обл.
					35

	Анадырское, Б	4280	22	17	0,9
	Пермская обл.
	Кизеловский б-н,
	Ж	5230	5	28,5	1,0
	Г	4680	6	33	1,0
	Донбасс, Ростов-
	ская обл.
	Д	4420	13	28	1,28
	Г	6200	10	11	1,2
	Ж	5580	6	25	1,5
	АШ	4990	20	35	1,0
	Кузбасс, Кеме-
	ровская и Ново-
	сибирская обл.
	Д	5460	12	15	1,1
	Г	6030	8	15,5	1,2
	СС	6550	6	15	1,5
	Новые месторож-
	дения (открытая
	добыча):
	Уропское, Д	5260	16,6	10	1,0
	Каракановское, Д	4880	17,3	13,5	1,1
	Новоказанское, Д	5430	13	12	1,0
	Талгинкое, Г	6310	8	4,2	1,2
	Чумышское, Т	6620	6	13,5	0,9
	Подмосковный	2360	32	39	1,8
	б-н, Б
	Приморский край
	(Угловский б-н)
	Артемовское, Б	3180	24	32	0,92
	Тавриченское, Б	4440	14	23,5	0,85
	Партизанский, Т	6060	6	20	1,3
	Хабаровский край
			36

Райчихинское, Б	3040	37,5	15	1,3
Челябинский б-н
Веселовско-
Богословское,Б	2630	22	37	1,2
Егоршинское, Т	4910	8	30,5	1,3
Читанская обл.
Бокачачинское, Г	6220	8	11	1,2
Черновское,Б	3670	33,5	14,5	1,25
		Сланцы
Ленинградсланец	1830	11,2	54,2	2,9
Эстонсланец	2150	12	50,5	2,45
		Мазут
Малосернистый	9650-
(S P 0,5%) и сер-	9700
нистый
(S P 0,5 2%)
Высокосернистый	9500
(S P 2,5 3,5%)

Примечание: Б – бурые угли; Д, Г, Т ,СС, Ж, К – каменные угли (Д – длинно – пламенный, Г – газовый, Т – тощий, СС – слабоспекающийся, Ж – жирный, К –коксовый); А – антрациты; АЛ1 – антрацитовый штыб.

37

			Приложение 9
Характеристика природного газа
Газопроводы, место-	Теплота сгорания су-		Плотность при
рождения	хого газа QPH ккал/ м3		0 С и 760 мм рт. ст.
Газопроводы:
Брянск – Москва	8910		0,776
Саратов – Горький	8630		0,786
Саратов – Москва	8550		0,837
Саушино – Лог – Вол-	8390		0,741
гоград
Серпухов – Ленинград	8940		0,799
Средняя Азия – Центр	8730		0,772
Месторождения:
Выктыльское (Коми	8740		0,673
АССР)
Уренгойское	9390		0,677
Медвежье	11060		0,841
Тазовское	7900		0,562
Новопортовское	8460		0,631

38

Приложение10

Нормы периодичности и длительности ремонтного простоя энергоблоков

Тип и мощность энергоблока

1

Энергоблоки (дубльблоки) 150–160 МВт с котлоагрегатами ПК-38, 24, ТП-90, 92, 240-1, 50, 51

Энергоблоки 150– 160 МВт с котлами ТГМ-94 (открытая компановка)

Энергоблоки 150– 160 МВт с котлом ТГМ-94 (закрытая компановка)

Энергоблоки 200– 210 МВт с котлами ПК-40, 47, 38, ТП100, 100А, 108, 109, ТПЕ-208, БКЗ-640-

Межремонтный период, в годах

2

5

5

5

4

Норма простоя в ремонте, кал. сут.

В год прове-		В год про-		При прове-
дения капи-		ведения		дении толь-
тального ре-		среднего		ко текущих
	монта	ремонта
к. р. т. р.		с. р. т. р.		т. р.
3	4	5	6	7

42

8

24

8

21

49

8

24

8

21

42

8

18

8

21

44

8

25

8

21

39

140, БКЗ-670-140
Энергоблоки 200
МВт с котлами ТП-	5	44		–	25	–	13
100, 100А
Энергоблоки 200–
210 МВт с котлами
ТГМ-104, 104С,	5	44		8	25	8	21
ТМ-104, ТГ-104,
ТГМЕ-206, ТПЕ-
213
Энергоблоки 200–
210 МВт с котлами	6	44		8	25	8	21
ТГ-104
Энергоблоки
300МВт с котлами	4	49		8	24	8	24
ТГМП-114
Энергоблоки
300МВт с котлами	4	50		10	27	10	28
ПК-39, 39-1, 39-11
Энергоблоки
300 МВт с котлами	4	49		8	24	8	24
ПК-41, 41-1
Энергоблоки
300 МВт с котлами	4	49		10	27	10	26
ТПП-312, 312-А
Энергоблоки
300МВт с котлами	44	51		8	25	8	24
ТГМП-314, 314А,
314Б, 314П
			40

	Энергоблоки
	300 МВт, ТГМП-	5	58	8	25	8	24
	314, 314А,314Б,
	314П
	Энергоблоки
	300 МВт с котлами	4	50	9	27	9	27
	ТПП-210, 210А,
	П-50, ТПП-110
	Энергоблоки 300
	МВт с котлами	5	55	–	27	–	16
	ТПП-210, 210А,
	П-50, ТПП-110
	Энергоблоки
	300 МВТ с котлами
	ТГМП-324, ТГМП-	4	50	8	25	8	24
	324А,ТГМП-314,
	ТГМП-344А
	Энергоблоки
	300 МВт с котлами	3	55	12	28	12	32
	П-59
	Теплофикационные
	энергоблоки с тур-
	биной Т-250 и кот-	4	58	8	25	8	24
	лами ТГМП-314Б,
	314Ц, 314П, 344А,
	ТПП-210А
	Энергоблоки
	500 МВтскотлами	4	62	10	40	10	30
	П-57, 57-1, 57-2, 57-3
	Энергоблоки
	800 МВт с котлами	4	65	10	37	10	30
	ТГМП-204

41

Примечание: в таблице приняты следующие сокращения:

к. р. – капитальный ремонт (приведены данные по капитальному ремонту I категории);

с. р. – средний ремонт; т. р. – текущий ремонт.

К нормам продолжительности ремонта, указанным в таблице, применяются коэффициенты: для газа – 0,8; для смеси мазута и газа – 0,85; для мазута – 0,9; для пылеугольного топлива с зольностью выше 35 % – 1,2; для сланцев –1,4.

Продолжительность ремонта исчисляется в календарных сутках.

Приложение 11 Таблица 1

Нормы продолжительности ремонта и периодичности капитальных ремонтов паровых котлов

					Продолжение табл. 1
Давление пара, Мпа	лет	Норма простоя в ремонте, кал. сут.
(паропроизводительность,
	Периодичность кап. ремонта		капитального ремонта					При проведении только текущих ремонтов
т/ч)		В год проведения			В год проведения	среднего ремонта
		к. р.		т. р.	с. р.		т. р.	т. р.
1	2	3		4	5		6	7
1) > 6,5 до 12,5 вкл.(> 70	4–5	23		9	9		9	14
до 120 вкл.)
		42

							Продолжение табл. 1
	Давление пара, Мпа	лет		Норма простоя в ремонте, кал. сут.
(паропроизводительность,
		Периодичность кап. ремонта			капитального ремонта					При проведении только текущих ремонтов
	т/ч)			В год проведения			В год проведения	среднего ремонта
				к. р.		т. р.	с. р.		т. р.	т. р.
	1		2	3		4	5		6	7
2)	6,5 до 12,5 вкл.; 150–		4–5	25		11	10		9	16
170
3)	> 6,5 до 12,5; 200–300		4–5	33		13	13		13	20
4)	14; 320		4–5	38		16	17		14	24
5)	10–11; 420–430		4–5	40		16	18		16	24
6)	14, 15; 400–420		4–5	44		18	20		18	27
7)	14; 480–500		4–5	46		20	24		20	30

43

Таблица 2 Нормы продолжительности ремонта и периодичности капитальных

ремонтов паровых турбин

						Продолжение табл. 2
Тип турбин	Перио-		Норма простоя в ремонте, кал. сут.
	дичность
		В год проведения			В год прове-		При прове-
	кап.	кап. ремонта			дения сред-		дении толь-
	рем., лет				него ремонта		ко текущих
							ремонтов
		к. р.		т. р.	с. р.	т. р.	т. р.
1	2	3		4	5	6	7
К-25-90	5	23		–	23	–	7
ПТ-25-90/10	4	25		–	–	–	8
Р-25-90/31	5–6	22		–	–	–	7
Р-25-90/18	5–6	22		–	–	–	7
К-50-90	5	26		–	–	–	7
К-100-90	5	31		–	12	–	9
ПТ-60/75-	5	31		–	–	–	9
90/13
Т-50/60-130	5	35		–	–	–	9
ПТ-50/60-	5	35		–	–	–	9
130
Р-40-130/31	5	23		–	–	–	6
Р-50-130/13	5	25		–	–	–	7
ПТ-60/75-	5	36		–	–	–	9
130/13
ПТ-80/100-	5	36		–	–	–	9
130/13
			44

						Продолжение табл. 2
Тип турбин	Перио-		Норма простоя в ремонте, кал. сут.
	дичность
		В год проведения			В год прове-		При прове-
	кап.	кап. ремонта			дения сред-		дении толь-
	рем., лет				него ремонта		ко текущих
							ремонтов
		к. р.		т. р.	с. р.	т. р.	т. р.
1	2	3		4	5	6	7
Т-100/120-	5	40		–	16	–	8
130/15
Р-100-130/15	5	29		–	–	–	8
ПТ-135/165-	5	38		–	16	–	8
130/15
Т-175/210-	5	42		–	17	–	9
130

45