Крупнейшая бесплатная информационно-справочная система онлайн доступа к полному собранию технических нормативно-правовых актов РФ. Огромная база технических нормативов (более 150 тысяч документов) и полное собрание национальных стандартов, аутентичное официальной базе Госстандарта. GOSTRF.com - это более 1 Терабайта бесплатной технической информации для всех пользователей интернета. Все электронные копии представленных здесь документов могут распространяться без каких-либо ограничений. Поощряется распространение информации с этого сайта на любых других ресурсах. Каждый человек имеет право на неограниченный доступ к этим документам! Каждый человек имеет право на знание требований, изложенных в данных нормативно-правовых актах!

  


 

ТИПОВОЙ АЛГОРИТМ РАСЧЕТА
ТЕХНИКО-ЭКОНОМИЧЕСКИХ ПОКАЗАТЕЛЕЙ
КОНДЕНСАЦИОННЫХ ЭНЕРГОБЛОКОВ МОЩНОСТЬЮ 300, 500, 800 И 1200
МВт

Часть II

СОДЕРЖАНИЕ

Расчет фактических накапливаемых величин за оперативный интервал. 2

Массив накапливаемых величин для расчета ТЭП на оперативном, сменном, суточном и месячном интервалах. 96

Алгоритм расчета ТЭП на оперативном, сменном, суточном и месячном интервалах. 104

Перечень формул (процедур) расчета накапливаемых величин за период пропуска. 116

Расчет накапливаемых величин за период пропуска. 117

Расчет накапливаемых величин за период пуска. 132

Учет расходов топлива и электроэнергии на пуски и остановы энергоблока в месячных накапливаемых фактических величинах. 134

Алгоритм расчета нормативных ТЭП в месячном интервале. 134

Технико-экономические показатели работы и состояния оборудования энергоблока. Анализ. Обобщенные показатели. 134

Анализ. Параметры пара. 135

Котел. Состояние агрегата. 136

Котел. Режим работы.. 136

Анализ. Проточная часть турбины.. 137

Анализ. Конденсатор. 137

Анализ. Подогреватели низкого давления. 138

Анализ. Подогреватели высокого давления. 138

Анализ. Питательные турбонасосы.. 139

Анализ. Турбовоздуходувки. 139

Анализ. Расход тепла на собственные нужды энергоблока. 140

Анализ. Расход электроэнергии на собственные нужды энергоблока. 140

Анализ. Бойлерная установка. 140

Анализ. Потери теплоносителя. 141

Тепловая экономичность оборудования. Выработка электроэнергии и тепла. 141

Тепловая экономичность оборудования. Расход электроэнергии на собственные нужды.. 142

Тепловая экономичность оборудования. Показатели турбинной установки. 142

Тепловая экономичность оборудования. Расход электроэнергии на собственные нужды турбинной установки. 143

Тепловая экономичность оборудования. Показатели газовоздушного тракта котла. 143

Тепловая экономичность оборудования. Расход и структура топлива, сожженного котлом.. 144

Тепловая экономичность оборудования. Расход электроэнергии на собственные нужды котельной установки. 144

Тепловая экономичность оборудования. Расход тепла на собственные нужды.. 144

Резервы тепловой экономичности турбинной установки. 145

Резервы тепловой экономичности котельной установки. 145

Общий резерв тепловой экономичности энергоблока на электроэнергию и тепло. 146

Показатели работы энергоблока за период пуска (останова) 146

Дефектная ведомость. 147

Входная информация. 147

 

РАЗРАБОТАН Всесоюзным дважды ордена Трудового Красного Знамени теплотехническим научно-исследовательским институтом им. Ф.Э. Дзержинского (ВТИ) и Производственным объединением по наладке, совершенствованию технологии и эксплуатации электростанций и сетей «Союзтехэнерго».

ИСПОЛНИТЕЛИ Н.Ф. Комаров (руководитель работы), П.А. Березинец, Н.Н. Борисова, Л.П. Данилова, Н.Ф. Новикова, В.Н. Рузанков, Р.П. Чупрова (ВТИ), А.Г. Денисенко, В.Е. Челноков (Союзтехэнерго).

УТВЕРЖДЕН Главным научно-техническим управлением энергетики и электрификации 20.02.90 г.

Заместитель начальника А.П. Берсенев.

Типовой алгоритм расчета технико-экономических показателей конденсационных энергоблоков мощностью 300, 500, 800 и 1200 МВт состоит из двух частей. В части I приведены разделы 1 - 9, список использованной литературы и таблицы 1 - 10, в части II - таблицы 11 - 46.

Таблица 11

Расчет фактических накапливаемых величин за оперативный интервал

Адрес величины

Наименование

Обозначение

Формула вычисления и исходная информация

Накопление

Примечание

11.1

Время работы программы, ч

t

10.222

+

11.2

Расчетная теплопроизводительность котла, ГДж

[10.128 × (10.145 - 10.192) + (10.127 - 10.95) ´ (10.147 - 10.146) + 10.134 × (10.147 - 10.192)] × 10.222 × 10-3

При отпуске пара из промперегрева потребителям до расходомера  считать

11.3

Расчетный расход тепла на турбину, ГДж

[10.128 × (10.156 - 10.191) + (10.127 - 10.95) × (10.158 - 10.192) + 10.134 × (10.158 - 10.192)] × 10.222 × 10-3

11.4

Отпуск тепла котлом, ГДж

10.93 × (10.148 - 10.149) × 10.222 × 10-3

То же

11.5

Теплопроизводительность котла брутто, ГДж

+

11.6

Теплоемкость мазута, кДж/(кг×°С)

Стл

(0,415 + 0,006tм) × 4.19

(0,415 + 0,006 × 10.17) × 4.19

11.7

Физическое тепло мазута, ГДж

Qтл

Gм × Cтл × tм × t0 × 10-3

10.103 × 11.6 × 10.17 × 10.222 × 10-3

11.8

Тепло, сообщенное мазуту, ГДж

10.103 × (10.17 - 10.23) × 10.222 × 10-3

+

, если мазут поступает по трубам - п. 10.58

11.9

Тепло, внесенное в топливо с паровым дутьем, ГДж

Qф

При измерении расхода пара на распыл мазута

Dф × (hф - 2512,0) × 10-3 × t0

10.120 × (10.165 - 2512,0) × 10-3 × 10.222

При отсутствии измерения расхода пара на распыл мазута:

dф × (h - 2512,0) × Gм × 10-3 × t0

5.2 × (10.165 - 2512,0) × 10.103 × 10-3 × 10.222

11.10

Количество тепла, дополнительно вносимое в топку с топливом, ГДж

Qтл + Qф

11.7 + 11.9

11.11

Тепло, сообщенное воздуху в калориферах, ГДж

QКФ

При наличии измерения расхода пара на калориферы:

DКФ × (hКФ - hк.КФ) × 10-5 × hКФ × t0

10.94 × (10.151 - 10.188) × 10-5 × 5.3 × 10.222

При наличии измерения расхода конденсата калориферов:

Gк.КФ × (hКФ - hк.КФ) × 10-5 × hКФ × t0

10.94 × (10.151 - 10.188) × 10-5 × 5.3 × 10.222

+

11.12

Расход мазута на котел в условном топливе, т

Вм

+

11.13

Расход газа на котел в условном топливе, т

Вг

+

11.14

Суммарный расход условного топлива на котел, т

В¢см

 - КПД котла брутто из предыдущего оперативного интервала, %. При включении программы принять расчетное значение при Nном (5.283)

11.15

Доля твердого топлива

lт

11.16

Доля мазута

lм

11.17

Доля газа

lг

1 - lт - lм

1 - 11.15 - 11.16

Коэффициенты для определения потери тепла с уходящими газами при сжигании твердого топлива:

11.18

Kт

11.19

Cт

11.20

bт

Коэффициенты для определения потери тепла с уходящими газами при сжигании мазута:

11.21

Kм

Коэффициенты для определения потери тепла с уходящими газами при сжигании смеси топлив:

11.22

Cм

11.23

K

Kтlт + 3,52 × lг + Kмlм

11.18 × 11.5 + 3,52 × 11.17 + 11.21 × 11.16

11.24

C

Cтlт + 0,63 × lг + Cмlм

11.19 × 11.5 + 0,63 × 11.17 + 11.22 × 11.16

11.25

b

bтlт + 0,18 × lг + 0,13 × lм

11.20 × 11.5 + 0,18 × 11.17 + 0,13 × 11.16

11.26

Поправочный коэффициент

r

0,02 × lт + 0,1 × lг + 0,05 × lм

0,02 × 11.5 + 0,1 × 11.17 + 0,05 × 11.16

11.27

Коэффициент избытка воздуха в режимном сечении

aр

11.28

Коэффициент избытка воздуха за последней поверхностью нагрева

aух

11.29

Присосы воздуха на тракте режимное сечение - последняя поверхность нагрева

Daрух

aух - aр

11.28 - 11.27

11.30

Резерв

11.31

Коэффициент избытка воздуха за дымососом

aд

11.32

Присосы воздуха на тракте последняя поверхность нагрева - дымосос

Daухд

aд - aух

11.31 - 11.28

11.33

Коэффициент избытка воздуха на входе в воздухоподогреватель (РВП)

a1РВП

11.34

Присосы воздуха в РВП

DaРВП

a1РВП - aух(2РВП)

11.33 - 11.28

11.35

Присосы воздуха на тракте режимное сечение - дымосос

Daд

aд - aр

11.31 - 11.27

11.36

Коэффициент, учитывающий физическое тепло топлива и воздуха

Kа

11.37

Потеря тепла с механической неполнотой сгорания, %

q4

11.38

Дополнительная потеря тепла с физическим теплом уноса, %

Dq2зл

11.39

Потеря тепла с уходящими газами, %

q2

11.40

Суммарная теплота сгорания газообразных горючих компонентов, содержащихся в сухих продуктах сгорания, ккал/м3

Qнеп.гор

30,2 × CO + 25,8 × H2 + 85,5 × CH4

30,2 × 10.214 + 25,8 × 5.715 + 85,5 × 5.716

Считать, если нет п. 4.88

11.41

Коэффициент a для совместного сжигания двух видов топлива

a

lмaм + (1 - lм - lг)aт + lгaг

11.16 × 5.5 + (1 - 11.16 - 11.17) × 5.6 + 11.17 × 5.7

Приложение 13, 14 [4]

aм = 1,1

aг = 1,11

aт = const

a считать, если нет п. 4.88

11.42

Потери тепла с химической неполнотой сгорания топлива, %

q3

Если есть прямое измерение:

10.215 × 11.36

Если нет прямого измерения

a определяется в сечении, где измеряется СО

11.43

Потери тепла с физическим теплом шлака, %

q6шл

11.44

Потери тепла при охлаждении конструкций котла, %

q6охл

11.45

Потери тепла в окружающую среду, %

q5

11.46

КПД брутто котла по обратному балансу, %

100 - q2 - q3 - q4 - q5 - q6шл - q6охл

100 - 11.39 - 11.42 - 11.37 - 11.45 - 11.43 - 11.44

11.47

Расход условного топлива на котел (по обратному балансу), т

Bк

+

11.48

Располагаемое тепло топлива, ГДж

11.47 × 4,19 × 7 + 11.11 + 11.10

+

11.49

Расход твердого топлива на котел в условном топливе, т

Bт

Bк - Bт - Bг

11.47 - 11.12 - 11.13

+

11.50

То же в натуральном топливе, т

Bтн

+

11.51

Доля общестанционных СН, связанных с мазутным хозяйством, относимая к данному энергоблоку

lмх

11.52

Доля общестанционных СН, связанных со сжиганием твердого топлива, относимая к данному энергоблоку

lтв

11.53

Доля общестанционных СН, связанных с водоподготовкой, относимая к данному энергоблоку

lХОВ

11.54

Доля отпуска тепла данным энергоблоком в общестанционном отпуске

lотп

11.55

Расход конденсата, возвращаемого с мазутного хозяйства в схему электростанции, т/ч

10.139 + 10.309

11.56

Средняя энтальпия конденсата, возвращаемого с мазутного хозяйства в схему электростанции, кДж/кг

Sf - количество работающих линий

11.57

Средняя температура конденсата после расширителей (охладителей) конденсата СН, кДж/кг

Sf - количество работающих линий

11.58

Расход конденсата, возвращаемого с размораживающего устройства в схему электростанции, т/ч

11.59

Средняя энтальпия конденсата, возвращаемого с размораживающего устройства в схему электростанции, кДж/кг

Sf - количество работающих линий

11.60

Расход тепла на сероочистку блока, ГДж

Qсер.оч

Dсер.оч × (hсер.оч - h2то) × t0 × 10-3

10.140 × (10.153 - 10.171) × 10.222 × 10-3

11.61

Расход химически очищенной воды по электростанции, т/ч

11.62

Расход прямой сетевой воды на СН электростанции, т/ч

11.63

Расход подпиточной воды теплосети на электростанции, т/ч

11.64

Потеря тепла, связанная с подогревом воздуха в калориферах, ГДж

При охлаждении конденсата калориферов в расширителе hк расш = tк расш

hк = tк

При охлаждении конденсата калориферов основным конденсатом hк = tк

11.65

Потери тепла, связанные с подготовкой мазута на электростанции, ГДж

hисх = h, при отсутствии измерения  принять  = 0

11.66

То же для энергоблока, ГДж

11.65 × 11.51 - 11.7

+

При наличии измерения

5.13 × 10.103 × 10.222 - 11.7

При отсутствии измерения

11.67

11.68

11.69

Резерв

Резерв

То же

11.70

Потери тепла, связанные с размораживанием твердого топлива для блока, ГДж

+

При наличии измерения

5.15 × 11.50

При отсутствии измерения

11.71

Расход тепла на, обдувку котла, ГДж

Qобд

Dобд × (hобд - hисх) × t0 × 10-3

10.135 × (10.166 - 10.33 × 5.99) × 10.222 × 10-3

+

11.72

Тепло, поступающее на блок с добавком химически обессоленной воды, ГДж

QХОВ

GХОВ × (hХОВ - hисх) × t0 × 10-3

10.114 × (10.63 - 10.33) × 10.222 × 10-3 × 5.99

+

11.73

Затраты тепла на приготовление химически обессоленной воды, относимые к блоку, ГДж

+

При наличии измерения

При отсутствии измерения

11.74

Потери тепла при подготовке добавка химически обессоленной воды, относимые к блоку, ГДж

11.73 - 11.72

+

11.75

Расход тепла на отопление блока, ГДж

Если есть измерение Gсв на СН энергоблока:

Если есть общестанционные измерения Gсв на СН:

+

11.76

То же на отопление котельной установки, ГДж

11.75 × 5.18

+

11.77

Переток пара по коллектору 1,3 МПа, т/ч

10.121 – 10.122

11.78

То же по коллектору 0,6 МПа, т/ч

10.123

11.79

Резерв

11.80

Расход тепла на собственные нужды котла, исключая расход на ПТН и ТВД, ГДж

11.66 + 11.70 + 11.9 + 11.71 + 11.74 + 11.76 + 5.19 × 10.222 + 11.60

+

11.81

Расход тепла на отопление турбинной установки, ГДж

11.75 - 11.76

11.82

Расход тепла на собственные нужды турбинной установки, ГДж

11.81 + 5.20 × 10.222

+

11.83

Отпуск тепла котлом, ГДж

10.93 × (10.149 - 10.148) × 10-3 × 10.222

11.84

11.85

11.86

Резерв

Резерв

Резерв

11.87

Тепловая нагрузка бойлерной установки, ГДж

QБУ

+

11.88

Тепловая нагрузка пикового бойлера, ГДж

QПБ

+

Для схемы бойлерной установки рис. 3, a

+

То же рис. 3, б

То же рис. 3, в

11.89

Расход пара на пиковый бойлер, т

DПБ

11.90

Тепло конденсата пикового бойлера, переданное сетевой воде в основном бойлере, ГДж

11.91

Тепло, сообщенное сетевой воде в охладителе конденсата бойлеров, ГДж

QОКБ

11.92

Расход пара на основной бойлер, т

DОБ

11.93

Расход тепла, пошедший на подготовку умягченной воды в деаэраторе подпитки тепловой сети, ГДж

При наличии измерения ; hХУВ = tХУВ

При отсутствии измерения

11.94

Потеря тепла, связанная с подготовкой умягченной воды для блока, ГДж

11.95

Отпуск тепла энергоблоком с подпиточной водой, ГДж

Qподп

11.96

Полезный отпуск тепла энергоблоком, ГДж

Qот

+

11.97

Потеря с отпуском тепла бойлерной установки, ГДж

При охлаждении конденсата бойлеров в расширительном баке

При охлаждении конденсата бойлеров основным конденсатом hкб = tкб

11.98

Потеря тепла с отпуском внешним потребителям, ГДж

11.97 + 11.94

11.99

Переток тепла по коллектору 1,3 МПа

Если , то .

Если , то

11.100

То же 0,6 МПа, т/ч

11.101

Перетек тепла с сетевой водой СН, ГДж

11.102

Переток тепла с химически умягченной водой, ГДж

11.103

Переток тепла с химически очищенной водой, ГДж

hХОВ = tХОВ

11.104

Тепловая нагрузка основного бойлера, ГДж

QОБ

11.87 - 11.88 - 11.90 - 11.91

+

11.105

11.106

Резерв

Резерв

11.107

Переток тепла по энергоблоку, ГДж

Qперет

11.60 + 11.70 + 11.66 + 11.71 + 11.99 + 11.100 + 11.101 + 11.102 + 11.103

+

Если Qперет ³ 0, то

Если Qперет < 0, то

11.108

11.109

Резерв

Резерв

11.110

Расход тепла на производство электроэнергии, включая расход на ПТН и ТВД, ГДж

11.5 + 11.107 - 11.80 - 11.11 - 11.8 - 11.82 - 11.96 - 11.98 - 5.1 × 10.222

11.111 ¸ 11.113

Внутренняя мощность каждого ПТН, кВт

NПТНj

Для ПТН с противодавлением

Для ПТН с конденсатором

11.114 ¸ 11.116

Внутренняя мощность каждой ТВД, кВт

NТВДj

+

Для ТВД с противодавлением

Для ТВД с конденсатором

11.117

Тепло, полученное сетевой водой за счет нагрева ее в сетевых и перекачивающих насосах, ГДж

qэкв × Nсет × t0 × hэм н × 10-2

0,0036 × 10.234 × 10.222 × 5.28 × 10-2

11.118

Суммарная внутренняя мощность всех ПТН, кВт

NПТН

11.111 + 11.112 + 11.113

11.119

То же ТВД, кВт

NТВД

11.114 + 11.115 + 11.116

11.120

Расчетный комплекс, кВт×ч

Э¢

(Nт + NПТН + NТВД) × t0

(10.225 + 11.118 + 11.119) × 10.222

+

11.121

Удельный расход тепла брутто на турбину, кДж/(кВт×ч)

q

11.122

Расход тепла на ПТН, ГДж

QПТН

qт × NПТН × t0 × 10-6

11.121 × 11.118 × 10.222 × 10-6

+

11.123

Расход тепла на ТВД, ГДж

QТВД

qт × NТВД × t0 × 10-6

11.121 × 11.119 × 10.222 × 10-6

+

11.124

Расход тепла на производство электроэнергии, ГДж

Qэ

11.110 - 11.122 - 11.123 - 11.60

+

11.125

Расход тепла на собственные нужды котла, ГДж

11.80 + 11.122 + 11.123

+

11.126

Доля электрических с.н. котла, отнесенная на производство электроэнергии

Kэ

11.127

11.128

11.129

Резерв

Резерв

Резерв

11.130

Расход электроэнергии на прочие механизмы теплофикационной установки, тыс. кВт×ч

Этепл.пр

При наличии измерения мощностей NПТС и Nтепл.пр

(NПТС + Nтепл.пр) × lотп × t0 × 10-3

(10.251 + 10.252) × 11.54 × 10.222 × 10-3

При отсутствии измерений NПТС и Nтепл.пр

Этепл.пр × QБУ × 10-3

5.29 × 11.87 × 10-3

11.131

Расход электроэнергии на теплофикационную установку, относимую к блоку, тыс. кВт×ч

Этепл

При наличии измерений мощностей

10-3 × t0 × (Nсет + Nкн БУ) + Этепл.пр

10-3 × 10.222 × (10.234 + 10.250) + 11.130

+

11.132

Расход электроэнергии общестанционных с.н., относимый к блоку, тыс. кВт×ч

[11.53 × 10.253 + 11.51 × 10.254 + 11.52 × (10.255 + 10.244)] × 10.222 × 10-3 + 11.130

11.133

Расход электроэнергии на тягу и литье, тыс. кВт×ч

Этд

(10.238 + 10.239 + 10.240 + 10.241) × 10.222 × 10-3

+

11.134

Расход электроэнергии на тягу и дутье, тыс. кВт×ч

Этд + NТВД × t0 × 10-3

11.133 + 11.119 × 10.222 × 10-3

+

11.135

Расход электроэнергии на пылеприготовление, тыс. кВт×ч

Эпп

(10.242 + 10.243) × 10.222 × 10-3

+

11.136

Расход электроэнергии на с.н. блока, тыс. кВт×ч

Эсн

11.132 + (10.227 + 10.228 + 10.247 - 10.229 - 10.249 - 10.248) × 10.222 × 10-3

+

11.137

Расход электроэнергии на механизмы с.н. блока, не имеющие индивидуальных датчиков, тыс. кВт×ч

11.136 - 11.132 - (11.133 + 11.135) - (10.235 + 10.230 + 10.249 + 10.248 + 10.256 + 10.246) × 10.222 × 10-3

11.138

Расход электроэнергии на питание котла водой, тыс. кВт×ч

(10.118 + 10.230 + 10.235) × 10.222 × 10-3

+

11.139

Расход электроэнергии на циркуляционные насосы, тыс. кВт×ч

Эцн

(10.232 + 10.233) × 10.222 × 10-3

+

11.140

Резерв

11.141

Расход электроэнергии на с.н. котла, тыс. кВт×ч

11.132 - 11.131 + 11.133 + 11.135 + (10.235 + 10.230 + 10.249 + 10.248 + 10.256 + 10.246) × 10.222 × 10-3

+

11.142

Расход электроэнергии на с.н. турбоагрегата, тыс. кВт×ч

11.136 - 11.141 - 11.131 + (1 - 5.36) × 11.137

+

11.143

Расход электроэнергии на с.н. блока при приеме перетока тепла, отнесенный на производство электроэнергии, тыс. кВт×ч

5.37 × 11.107 × 10-3

11.144

Расход электроэнергии на с.н., относимый на производство электроэнергии, тыс. кВт×ч

(11.141 + 11.143) × 11.126 + 11.142

+

11.145

Расход электроэнергии на с.н., связанный с отпуском тепловой энергии, тыс. кВт×ч

11.136 - 11.144

+

11.146

Выработка электроэнергии блоком, тыс. кВт×ч

Э

Nт × t0 × 10-3

10.225 × 10.222 × 10-3

+

11.147

КПД нетто котла, %

11.148

Расход электроэнергии на с.н. котла на производство электроэнергии, тыс. кВт×ч

11.141 × 11.126

+

11.149

Резерв

11.150

Расход топлива в условном исчислении, эквивалентный расходу тепла перетока, т

Bперет

+

Если Qперет < 0, принять:  = 0.

Если Qперет > 0, принять:

11.151

Резерв

11.152

Расход условного топлива на отпуск электроэнергии, т

Bэ

+

11.153

Расход условного топлива на отпуск тепловой энергии, т

Bтэ

Bк + Bперет - Bэ

11.47 + 11.150 - 11.152

+

11.154

Расход пара в конденсатор и ПНД I, т/ч

D¢ЦНД

a653 × p2ЦСД

5.653 × 10.88

11.155

Расход пара в конденсатор, т/ч

D2

a595 × p2ЦСД

5.595 × 10.88

11.156

Расход электроэнергии на ПЭН, тыс. кВт×ч

ЭПЭН

NПЭН × 10-3 × t0

10.235 × 10-3 × 10.222

+

11.157

Выработка электроэнергии по теплофикационному циклу, тыс. кВт×ч

Этф

+

11.158

Часовая теплопроизводительность котла брутто, ГДж/ч

11.159

Расход циркуляционной воды в конденсатор, тыс. м3

W

11.160

Отпуск электроэнергии блоком, тыс. кВт×ч

Эот

11.146 - 11.136

+

11.161

Конденсационная выработка блоком, тыс. кВт×ч

Экн

Э - Этф

11.146 - 11.157

+

11.162

Расход пара на промперегрев за оперативный интервал, т

Dпп

DХПП × t0

10.127 × 10.222

+

11.163

Расход питательной воды за оперативный интервал, т

Gпв

Gпв × t0

10.128 × 10.222

+

11.164

Температурный напор в конденсаторе, °С

dtк

hк - t

10.186 - 10.34

11.165

Располагаемое тепло топлива по прямому балансу, ГДж

(11.12 + 11.13) × 7 × 4.19 + 11.10

+

11.166

Сумма потерь тепла с химической и механической неполнотой сгорания, %

q3 + q4

q3 + q4

11.42 + 11.37

11.167

Расчетный комплекс, тыс. кВт×ч

Ээ

11.146 - 11.144

+

11.168

Потеря давления в тракте промперегрева, %

Dpпп

11.169

Коэффициент мощности

cosj

11.170

11.171

Резерв

Резерв

11.172

Расход пара на входе в ЦНД, т/ч

a600 × p2ЦСД

5.600 × 10.88

11.173

Расход питательной воды по каждой байпасной линии ПВД, т/ч

11.174

То же за оперативный интервал, т

11.173 × 10.222

11.175

То же, относительная величина

11.176

Расход питательной воды через ПВД каждой линии, т/ч

10.115 - 11.173

11.177

Расход питательной воды через ПВД каждой линии, относительная величина

11.178

Расход пара первого отбора на ПВДj (на каждый корпус), т/ч

11.179

Расход пара второго отбора на ПВДj (на каждый корпус), т/ч

11.180

Энтальпия пара III отбора, кДж/кг

h03

11.181

Давление пара III отбора на ПВД7 (6), МПа

p03

11.182

Энтальпия конденсата греющего пара ПВД7 (6), кДж/кг

hдр7(6)j

 стандартная процедура 3.2

(10.44; 11.181)

11.183

Расход пара III отбора на ПВД7 (6) (на каждый корпус), т/ч

11.184

Расход циркуляционной воды за оперативный интервал, тыс. м3

W

W × t0

11.159 × 10.222

+

11.185

Расход химически очищенной воды за оперативный интервал, т

GХОВ

GХОВ × t0

11.114 × 10.222

+

11.186

Расход пара на мазутные форсунки за оперативный интервал, т

Dф

Dф × t0

11.120 × 10.222

+

11.187

Расход пара на обдувку поверхностей нагрева за оперативный интервал, т

Dобд

Dобд × t0

11.135 × 10.222

+

11.188

Переток пара по коллекторам с.н. 1,3 МПа и 0,6 МПа, т/ч

Dперет

11.77 + 11.78

11.189

То же, т

Dперет

Dперет × t0

11.188 × 10.222

+

11.190

Потери теплоносителя, т

Gпот.тн

(GХОВ + Dперет + Gк рм + Gк мх + Gк ХВО -

- Dобд - Dф - Dсер.оч) × t0

(10.114 + 11.188 + 10.136 + 10.139 + 10.124 - 10.135 - 10.120 - 10.140) × 10.222

+

11.191 ¸ 11.195

Резерв

11.196

Расчетный комплекс, %, ГДж×тыс. кВт×ч

11.46 × (11.5 - 11.125 - 11.10) × (11.146 - 11.142 - 11.126 × 11.141)

+

11.197

То же, ГДж×тыс. кВт×ч

11.5 × (11.146 - 11.142) × 11.36

+

11.198

Расход электроэнергии на серо- и азотоочистку, тыс. кВт×ч

ЭСАО

(Nсер.оч + Nаз.оч) × t0 × 10-3

(10.249 + 10.248) × 10.222 × 10-3

+

11.199

Расчетный комплекс, %×ГДж

11.146 × 11.48

+

11.200

То же, МПа×т

p1 × Gпв

10.80 × 11.163

+

11.201

Расчетный комплекс, °С×т

t1 × Gпв

10.31 × 11.163

+

11.202

То же, °С×т

tпв × Gпв

10.43 × 11.163

+

11.203

То же, кПа×тыс. кВт×ч

p2 × Экн

10.81 × 11.161

+

11.204

То же, °С×тыс. кВт×ч

t × Экн

10.33 × 11.161

+

11.205

То же, °С×тыс. кВт×ч

t × Экн

10.34 × 11.161

+

11.206

То же, °С×тыс. кВт×ч

dtк × Экн

11.164 × 11.161

+

11.207

То же, °С×т

tхв × Bк

10.13 × 11.47

+

11.208

То же, °С×т

t1ВП × Bк

10.15 × 11.47

11.209

Расчетный комплекс, °С×т

vух × Bк

10.21 × 11.47

+

11.210

То же, т

aр × Bк

11.27 × 11.47

+

11.211

То же, т

Daрух × Bк

11.29 × 11.47

+

11.212

То же, т

Daухд × Bк

11.32 × 11.47

+

11.213

То же, %×ГДж

11.39 × 11.48

+

11.214

То же, %×ГДж

11.166 × 11.48

+

11.215

То же, °С×т

t1ЦСД × Dпп

10.32 × 11.162

+

11.216

Расчетный комплекс, МПа×ч

(p2ЦВД - p1ЦСД) × t0

(10.77 - 10.76) × 10.222

+

11.217

То же, МПа×ч

p1ЦСД × t0

10.76 × 10.222

+

11.218

Расчетный комплекс, т

10.134 × 10.222

+

11.219

То же, т

D0

D0 × t0

10.126 × 10.222

+

11.220

То же, т

DРОУ 4/1,3

DРОУ 4/1.3 × t0

10.96 × 10.222

+

11.221

Расход свежего пара по измеренным потокам, т/ч

10.127 + 10.130 + 10.131 + 10.106 + 10.107 + 10.108 + 5.669 + 10.95

11.222

Расход пара по измеренным потокам, т

11.221 × 10.222

+

11.223

Расчетный комплекс, т

D01

D01 × t0

10.130 × 10.222

+

11.224

То же, т

D02

D02 × t0

10.131 × 10.222

+

11.225

То же, т

11.178 × 10.222

+

11.226

То же, т

11.179 × 10.222

+

11.227

То же, кДж

(h1 - h2ЦВД) × Gпв

(10.156 - 10.157) × 11.163

+

11.228

То же, кДж

(h1 - h2ЦВДад) × Gпв

(10.156 - 10.173) × 11.163

+

11.229

То же, кДж

(h1ЦСД - h2ЦСДj) × Dпп

(10.158 – 10.159) × 11.162

+

11.230

То же, кДж

(10.158 – 10.174) × 11.162

+

11.231

То же, т

10.106 × 10.222

+

11.232

То же, т

10.107 × 10.222

+

11.233

То же, т

10.108 × 10.222

+

11.234

Расчетный комплекс, МПа×т

pрт.ст × Gпв

10.78 × 11.163

+

11.235

То же, °С×кВт×ч

tк × Экн

10.36 × 11.161

+

11.236

То же, кПа×тыс. кВт×ч

p2j × Экн

10.82 × 11.161

+

11.237

То же, °С×т

10.62 × 11.163

+

11.238

Присосы воздуха в конденсатор, кг

Gвозд

Gвозд × t0

Gвозд × 10.222

+

Присосы воздуха в конденсатор определяются по методике ЦКТИ

11.239

Расчетный комплекс, °С×кВт×ч

tав.сл × Экн

10.39 × 11.161

+

11.240

То же, °С×т

tj × Dпп

10.37 × 11.162

+

11.241

То же, °С×т

tд × Gпв

10.35 × 11.163

+

11.242

То же, °С×т

10.38 × 11.162

+

11.243

То же, °С×т

t2пвj × Gпв

10.41 × 11.163

+

11.244

То же, °С×т

10.42 × 11.163

+

11.245

То же, °С×т

10.44 × 11.163

+

11.246

То же, т

DПТН j

DПТНj × t0

10.112 × 10.222

+

11.247

То же, °С

10.45 × 11.163

+

11.248

То же, °С×т

10.46 × 11.163

+

11.249

Расчетный комплекс, МПа×т

p2ПН × Gпв

10.79 × 11.163

+

11.250

То же, кПа×т

p2ПТНj × DПТНj

10.84 × 11.246

+

11.251

То же, °С×т

(10.185 - 10.47) × 11.246

+

11.252

То же, т

DТВД j

DТВДj × t0

10.113 × 10.222

+

11.253

То же, кПа×т

p2ТВДj × DТВДj

10.85 × 11.252

+

11.254

То же, т

Gсв

Gсв × t0

10.119 × 10.222

+

11.255

То же, °С×т

(tsПБ - t2ПБ) × Gсв

(10.184 - 10.53) × 11.254

+

11.256

То же, °С×т

(tsОБ - t2ОБ) × Gсв

(10.183 - 10.52) × 11.254

+

11.257

То же, т

DПУ ЦСД

DПУ ЦСД × t0

10.109 × 10.222

+

11.258 ¸ 11.350

Резерв

Номинальные показатели

11.351

Исходно-номинальное значение расхода тепла на турбину, ГДж/ч

a351 + a352Nт при

5.351 + 5.352 × 10.225; 10.225 < 5.543

a353 + a354Nт при

5.353 + 5.354 × 10.225; 10.225 ³ 5.543

-

11.352

Отпуск тепла из отбора турбины на калориферы, ГДж/ч

[5.355 + 5.356 × 11.158 + 5.357 × (11.158)2] × 10.268

-

11.353

То же за первичный интервал обработки, ГДж

11.352 × 10.222

+

11.354

Расход пара в конденсатор (без поправок на внешние условия), т/ч

a358 + a359D0

5.358 + 5.359 × 10.126

-

11.355

Расход питательной воды на впрыск в промежуточный пароперегреватель, т/ч

Удельные поправки к исходно-номинальному расходу тепла на:

5.360 + 5.361 × 10.126 + 5.362 × (10.126)2

-

11.356

температуру охлаждающей воды на входе в конденсатор, ГДж/(ч×°С)

5.363 + 5.364 × 10.225 + 5.365 × (10.225)2 + [5.366 + 5.367 × 10.225 + 5.368 × (10.225)2] ´ 10.33 + [5.369 + 5.370 × 10.225 + 5.371 × (10.225)2] × (10.33)2

-

11.357

отпуск тепла из тракта промперегрева, ГДж×ч/(ч×т)

5.372 + 5.373 × 10.225 + 5.374 × (10.225)2

-

11.358

отпуск тепла из отбора на основной бойлер, ГДж×ч/(ч×ГДж)

5.375 + 5.376 × 10.225 + 5.377 × (10.225)2

11.359

отпуск тепла из отбора на пиковый бойлер, ГДж×ч/(ч×ГДж)

5.378 + 5.379 × 10.225 + 5.380 × (10.225)2

-

11.360

отклонение потери давления в тракте промперегрева, ГДж/(ч×%)

[5.381 + 5.382 × 10.225 + 5.383 × (10.225)2] + [5.384 + 5.385 × 10.225 + 5.386 × (10.225)2] ´ (5.546 - 5.533) + [5.387 + 5.388 × 10.225 + 5.389 × (10.225)2] × (5.546 - 5.533)2

-

11.361

отпуск тепла на калориферы, ГДж×ч/(ч×ГДж)

5.390 + 5.391 × 10.225 + 5.392 × (10.225)2

-

11.362

работу на скользящем давлении, %

5.393 + 5.394 × 10.225 + 5.395 × (10.225)2

-

11.363

впрыск питательной воды в промежуточный пароперегреватель, ГДж×ч/(ч×т)

5.396 + 5.397 × 10.225 + 5.398 × (10.225)2

-

11.364

коэффициент мощности, %

acosj

5.399 + 5.400 × 10.225 + 5.401 × (10.225)2

-

11.365

Номинальный расход тепла на турбину, ГДж/ч

-

11.366

Мощность ПТН, кВт

[5.402 + 5.403 × 10.128 + 5.404 × (10.128)2 + 5.405 × (10.128)3] × 10.270

-

В работе 1 ПTН

[5.406 + 5.407 × 10.128 + 5.408 × (10.128)2 + 5.409 × (10.128)3] × 10.270

-

В работе 2 ПTН

[5.410 + 5.411 × 10.128 + 5.412 × (10.128)2 + 5.413 × (10.128)3] × 10.270

-

В работе 3 ПTН

11.367

Мощность ТВД, кВт

[5.414 + 5.415 × 10.128 + 5.416 × (10.128)2 + 5.417 × (10.128)3] × 10.270

-

В работе 1 ТВД

[5.418 + 5.419 × 10.128 + 5.420 × (10.128)2 + 5.421 × (10.128)3] × 10.272

-

В работе 2 ТВД

[5.422 + 5.423 × 10.128 + 5.424 × (10.128)2 + 5.425 × (10.128)3] × 10.272

-

В работе 3 ТВД

11.368

Энергия ПТН за первичный интервал обработки, кВт×ч

11.366 × 10.222

+

11.369

Энергия ТВД за первичный интервал обработки, кВт×ч

11.367 × 10.222

+

11.370

Расход пара на калориферы, т/ч

11.371

Расход пара в конденсатор, т/ч

11.354 - 11.370 - 10.96 - 11.92 - 11.89

-

11.372

Изменение давления в конденсаторе от изменения расхода охлаждающей воды, МПа

 где

;

-

11.373

Давление пара в конденсаторе, МПа

5.428 + 5.429 × 11.371 + 5.430 × (11.371)2 + [5.431 + 5.432 × 11.371 + 5.433 × (11.371)2] × 10.33 + [5.434 + 5.435 × 11.371 + 5.436 × (11.371)2] ´ (10.33)2 + 11.372

-

11.374

Вакуум в конденсаторе, %

V(н)

(1 - 11.373) × 102

-

11.375

Температурный напор в конденсаторе, °С

5.437 + 5.438 × 11.371 + 5.439 × (11.371)2 + [5.440 + 5.441 × 11.371 + 5.442 × (11.371)2] × 10.33 + [5.443 + 5.444 × 11.371 + 5.445 × (11.371)2] × (10.33)2

-

11.376

Температура питательной воды, °С

5.446 + 5.448 × 10.126 + 5.448 × (10.126)2

-

11.377

Давление пара перед отсечными клапанами ЦСД, МПа

5.449 + 5.450 × 10.126 + 5.451 × (10.126)2

11.378

Давление пара за ЦВД, МПа

-

11.379

Внутренний относительный КПД ЦВД, %

5.452 + 5.453 × 10.126 + 5.454 × (10.126)2

-

11.380

Энтропия свежего пара, кДж/(кг×К)

3.3(5.540, 5.541)

-

11.381

Энтальпия свежего пара, кДж/кг

3.2(5.540, 5.541)

-

11.382

Энтальпия пара за ЦВД по адиабате, кДж/кг

3.5(11.380, 11.378)

-

11.383

Энтальпия пара за ЦВД, кДж/кг

11.381 - (11.381 - 11.382) × 11.379 × 10-2

-

11.384

Энтальпия пара перед отсечными клапанами ЦСД, кДж/кг

3.2(11.377, 5.542)

-

11.385

Энтальпия питательной воды, кДж/кг

3.7(10.87, 11.376)

-

11.386

Расход свежего пара на турбину, т/ч

-

11.387

Потери, связанные с отпуском тепла внешним потребителям, ГДж/ч

-

11.388

Расход тепла на выработку электроэнергии, включая ПТН и ТВД, ГДж/ч

-

11.389

То же за первичный интервал обработки, ГДж

11.388 × 10.222

+

11.390

Суммарная мощность турбины, ПТН и ТВД, кВт

10.225 + 11.366 + 11.367

-

11.391

Суммарная выработка электроэнергии турбиной, ПТН и ТВД за первичный интервал, кВт×ч

11.390 × 10.222

+

11.392

Удельный расход тепла брутто на турбину, кДж/(кВт×ч)

-

11.393

Мощность механизмов собственных нужд турбины, кВт

5.460 + 5.461 × 10.225 + 5.462 × (10.225)2

-

11.394

Мощность циркуляционных насосов, кВт

5.463 + 5.464 × 10.225 + 5.465 × (10.225)2

-

11.395

Расход электроэнергии на собственные нужды турбины за первичный интервал обработки, кВт×ч

11.393 × 10.222

+

11.396

Расход электроэнергии на собственные нужды турбины за первичный интервал обработки, % выработки электроэнергии

-

11.397

Расход электроэнергии на циркуляционные насосы, кВт×ч

11.394 × 10.222

+

11.398

Условный расход тепла на ПТН, ГДж/ч

11.392 × 11.366

-

11.399

То же за первичный интервал обработки, ГДж

11.398 × 10.222

+

11.400

Условный расход тепла на ТВД, ГДж/ч

11.392 × 11.367

-

11.401

То же за первичный интервал обработки, ГДж

11.400 × 10.222

+

11.402

Расход тепла на выработку электроэнергии турбиной, ГДж/ч

11.398 - 11.398 - 11.400

-

11.403

То же за первичный интервал обработки, ГДж

11.402 × 10.222

+

11.404

Расход тепла на собственные нужды турбины, ГДж/ч

5.466 + 5.467 × 11.402 + 5.468 × (11.402)2 + [5.469 + 5.470 × 11.402 + 5.468 × (11.402)2] × 10.58

-

11.405

То же за первичный интервал обработки, ГДж

11.404 × 10.222

+

11.406

Расход тепла нетто на электроэнергию, ГДж/ч

11.388 + 11.404

-

11.407

То же за первичный интервал обработки, ГДж

11.406 × 10.222

+

11.408

Расчетный показатель, кВт

Nн(н)

11.390 - 11.393

-

11.409

Расчетный показатель, кВт×ч

11.408 × 10.222

+

11.410

Удельный расход тепла нетто на турбину, кДж/(кВт×ч)

-

11.411

Расход тепла на собственные нужды котла, ГДж/ч

5.472 + 5.473 × 11.158 + 5.474 × (11.158)2 + [5.475 + 5.476 × 11.158 + 5.477 × (11.158)2] × 10.58 + 11.398 + 11.400

-

11.412

То же за первичный интервал обработки, ГДж

11.411 × 10.222

+

11.413

Потери теплового потока, ГДж/ч

0,01 × 5.10

-

11.414

Исходно-номинальная температура уходящих газов, °С

При работе котла на i-м виде топлива

5.478 + 5.479 × 11.158 + 5.480 × (11.158)2;

при работе котла на смеси топлив

10.21, 10.15, 10.16, 10.17

-

11.415

Номинальная температура уходящих газов, °С

11.414 + (5.544 - 10.15) ´ [10.271 × 0,5 + (1 - 10.271) × 5.727 × 0.15]

-

11.416

Коэффициент избытка воздуха за котлом в режимном сечении

5.481 + 5.482 × 11.158 + 5.483 × (11.158)2

-

11.417

Коэффициент избытка воздуха за последней поверхностью нагрева

5.484 + 5.485 × 11.158 + 5.486 × (11.158)2

-

11.418

Присосы воздуха на тракте режимное сечение - последняя поверхность нагрева

11.417 - 11.416

-

11.419

Коэффициент учета тепла, внесенного подогретым топливом и воздухом

-

11.420

Содержание горючих в уносе

5.487 + 5.488 × 11.158

-

11.421

Потери тепла с механической неполнотой сгорания, %

-

11.422

Потери тепла с уходящими газами, %

-

11.423

Потери тепла с химической неполнотой сгорания, %

11.42 × 11.419

-

11.424

Потери тепла в окружающую среду, %

-

11.425

Потери тепла с физическим теплом шлака, %

-

11.426

КПД брутто котла, %

100 - 11.422 - 11.423 - 11.421 - 11.424 - 11.425

-

11.427

Резерв

11.428

Исходно-номинальный расход электроэнергии на пылеприготовление, кВт×ч/т топлива

Поправки к исходно-номинальному расходу электроэнергии на пылеприготовление, кВт×ч/т топлива:

5.489 + 5.490 × 11.158 + 5.491 × (11.158)2

-

11.429

на зольность топлива

5.549(5.714 - 5.553)

-

11.430

на влажность топлива

5.550(5.710 - 5.554)

-

11.431

Номинальный расход электроэнергии на пылеприготовление, кВт×ч

11.428 + 11.429 + 11.430

-

11.432

Исходно-номинальный расход электроэнергии на тягу и дутье, кВт×ч/ГДж

Поправки к исходно-номинальному расходу электроэнергии на тягу и дутье, кВт×ч/Гдж:

5.492 + 5.493 × 11.158 + 5.494 × (11.158)2

-

11.433

на температуру уходящих газов

5.551(11.415 - 11.414)

-

11.434

на температуру холодного воздуха

5.552(10.13 - 5.555)

-

11.435

Номинальный расход электроэнергии на тягу и дутье, кВт×ч/ГДж

11.432 + 11.433 + 11.434

-

11.436

Расход электроэнергии на питательные насосы, кВт×ч/т воды

5.495 + 5.496 × 11.158 + 5.497 × (11.158)2

-

11.437

Расход электроэнергии на прочие собственные нужды котла, кВт×ч/ГДж

Расход электроэнергии за первичный интервал обработки, кВт×ч:

5.498 + 5.499 × 11.158 + 5.500 × (11.158)2

-

11.438

на пылеприготовление

11.431 × 11.49

+

11.439

на тягу и дутье

11.435 × 11.5

+

11.440

на питательные электронасосы

11.436 × 10.126 × 10.222

+

11.441

на прочие нужды

11.437 × 11.5

+

11.442

Расход электроэнергии на собственные нужды котла за первичный интервал обработки, кВт×ч

11.438 + 11.439 + 11.440 + 11.441

+

11.443

Расход электроэнергии на сетевые насосы за первичный интервал обработки, кВт×ч

[5.501 + 5.502 × 11.119 + 5.503 × (11.119)2] × 10.222

-

11.444

Расход электроэнергии на конденсатные насосы подогревателей сетевой воды, подпиточные насосы, насосы, используемые для подготовки химически умягченной воды для подпитки теплосети, кВт×ч

[5.504 + 5.505 × 11.119 + 5.506 × (11.119)2] × 10.222

-

11.445

Суммарные затраты электроэнергии, относимые к теплофикационной установке, кВт×ч

11.443 + 11.444

+

11.446

Доля электрических собственных нужд котла, отнесенная на производство электроэнергии

-

11.447

Расход электроэнергии на собственные нужды котла, относимый на электроэнергию, кВт×ч

11.446 × 11.442

-

11.448

Расход электроэнергии на собственные нужды блока, относимый на электроэнергию, кВт×ч

11.395 + 11.447

+

11.449

Расход тепла на собственные нужды котла, % выработки тепла котлом

-

11.450

Расход тепла на ПТН, % выработки тепла котлом

-

11.451

Расход тепла на калориферы, % выработки тепла котлом

-

11.452

КПД нетто котла, %

-

11.453

Отпуск электроэнергии блоком за первичный интервал обработки, кВт×ч

Эот(н)

11.146 × 103 -11.395 - 11.442 - 11.445

+

11.454

Коэффициент теплового потока, %

-

11.455

Расчетный комплекс, ГДж

11.5 - 11.413 × 10.222

+

11.456

Доля отпуска тепла за счет нагрева сетевой воды в сетевых насосах, %

-

11.457

Доля потерь с отпуском тепла внешним потребителям, %

-

11.458

Номинальный удельный расход топлива на отпущенную электроэнергию (без учета стабилизации режимов), г/(кВт×ч)

-

11.459

Номинальное значение удельного расхода топлива на отпуск тепла с паром, кг/ГДж

-

11.460

Номинальное значение удельного рас хода топлива на общий отпуск тепла (без учета стабилизации), кг/ГДж

-

11.461

Номинальный расход условного топлива на электроэнергию за первичный интервал обработки, т

11.458 × 11.453 × 10-6

+

11.462

Номинальный расход условного топлива на тепло за первичный интервал обработки, т

11.460 × 11.96 × 10-3

+

11.463

Суммарный расход условного топлива котлом за первичный интервал обработки, т

11.461 + 11.462

+

11.464

Располагаемое тепло топлива за первичный интервал обработки, ГДж

+

11.465

Расход энергии на питание котла водой, кВт×ч

11.440 + 11.368

+

11.466

Расчетный комплекс, %×ГДж

11.422 × 11.464

+

11.467

Расчетный комплекс, %×ГДж

(11.423+11.421) × 11.464

+

11.468

Расход электроэнергии на собственные нужды энергоблока, кВт×ч

Эсн(н)

11.395 + 11.442

+

11.469

Расчетный комплекс, %×ГДж

11.424 × 11.464

+

11.470

То же, %×ГДж

11.425 × 11.464

+

11.471

Расчетный комплекс, °С×т

11.376 × 11.386 × 10.222

+

11.472

Расчетный комплекс, %×т

11.374 × 11.371 × 10.222

+

11.473

Расчетный комплекс, МПа×т

11.373 × 11.371 × 10.222

+

11.474

Расчетный комплекс, °С×т

5.544 × 11.463

+

11.475

То же, °С×т

11.415 × 11.463

+

11.476

Расчетный комплекс, т

11.416 × 11.463

+

11.477

То же, т

11.417 × 11.463

+

11.478

То же, т

11.418 × 11.464

+

11.479

Расчетный комплекс, ГДж

11.464 - (11.466 + 11.467 + 11.469 + 11.470) × 10-2

+

11.480

Расчетный комплекс, %×ГДж

11.426 × (11.5 - 11.412 - 11.353 - 11.8)

+

11.481

Расчетный комплекс, ГДж

11.419 × 11.5

+

11.482

Расчетный комплекс, кВт×ч

11.146 × 103 - 11.395

+

11.483

Расчетный комплекс, °С×т

11.375 × 11.371 × 10.222

+

11.484

Расход свежего пара на турбину за первичный интервал обработки, т

11.386 × 10.222

+

11.485

Расход пара в конденсатор за первичный интервал обработки, т

11.371 × 10.222

+

11.486

Расчетный комплекс, кВт×ч

11.146 × 103 - 11.395 - 11.447

+

11.487

Расчетный комплекс, %×ГДж × кВт×ч

+

11.488

Расчетный комплекс, ГДж × кВт×ч

11.481 × 11.482

+

11.489

11.490

Резерв

Резерв

Расчет показателей резервов тепловой экономичности

Общий резерв условного топлива, т:

11.491

на электроэнергию

11.452 - 11.461

+

11.492

на тепло

11.153 - 11.462

+

11.493

Резерв условного топлива по расходу тепла брутто на выработку электроэнергии турбиной, т

+

Поправки к расходу тепла на выработку электроэнергии турбинной установкой на единичное отклонение фактических показателей от номинальных:

11.494

давления свежего пара перед стопорными клапанами ЦВД, %/МПа

a507 + a508Nт

5.507 + 5.508 × 10.225

-

11.495

температуры свежего пара перед стопорными клапанами ЦВД, %/°С

a509 + a510Nт

5.509 + 5.510 × 10.225

-

11.496

температуры пара после промперегрева, %/°С

-

11.497

температуры питательной воды, %/°С

-

11.498

давления пара в конденсаторе, %/МПа

-

Составляющие резерва условного топлива по турбинной установке из-за отклонения фактических показателей от номинальных, т:

11.499

давление свежего пара перед стопорными клапанами ЦВД

11.494 × (5.540 - 10.80) × 11.461 × 10.260 × 10-2

+

11.500

температура свежего пара перед стопорными клапанами ЦВД

11.495 × (5.541 - 10.31) × 11.461 × 10-2

+

11.501

температура пара после промперегрева

11.496 × (5.542 - 10.32) × 11.461 × 10-2

+

11.502

температура питательной воды

11.497 × (11.376 - 10.43) × 11.461 × 10-2

+

11.503

давление пара в конденсаторе

11.498 × (10.81 - 11.373) × 11.461 × 10-2

+

11.504

Резерв условного топлива по собственным нуждам турбинной установки, т

+

11.505

Резерв условного топлива по циркуляционным насосам, т

+

11.506

Резерв условного топлива по расходу тепла на собственные нужды турбинной установки, т

+

11.507

Резерв условного топлива по КПД брутто котельной установки, т

+

Составляющие резерва условного топлива по КПД брутто котельной установки, т:

11.508

температура уходящих газов

+

11.509

избыток воздуха за котлом в режимном сечении

+

11.510

присосы воздуха на тракте «режимное сечение - последняя поверхность нагрева»

+

11.511

потери тепла с химической и механической неполнотой сгорания

+

11.512

Резерв условного топлива по расходу электроэнергии на собственные нужды котельной установки, т:

+

Составляющие резерва условного топлива по расходу электроэнергии на собственные нужды котельной установки, т:

11.513

питательные электронасосы

+

11.514

тяга и дутье

+

11.515

пылеприготовление

+

11.516

Резерв условного топлива по расходу тепла на собственные нужды котельной установки, т

+

Резервы условного топлива из-за внеплановых пусков энергоблока (в месячном интервале), т:

Показатели , , hтп вводятся по каналам межмашинного обмена от соседних энергоблоков, обеспечивающих данный энергоблок электроэнергией и теплом во время пусков. При отсутствии межмашинного обмена эти показатели вводятся вручную

11.517

относимые на турбинную установку

+

11.518

относимые на котельную установку

+

11.519

Резерв условного топлива по турбине из-за работы с одним корпусом котла, т

DB1корп

5.559 × 5.726/5.725 × 11.461

+

11.520

Резерв условного топлива по ПТН, т

DBПТН

+

11.521

Резерв условного топлива по ТВД, т

DBТВД

+

Общий резерв условного топлива:

11.522

по турбинной установке

DBту

11.493 + 11.506 + 11.504 + 11.517 + 11.519

+

11.523

по котельной установке

DBку

11.507 + 11.516 + 11.512 + 11.518

+

11.524

Резерв условного топлива по тепловой экономичности котельной установки, относимый на электроэнергию, т

-

11.525

То же на тепло, т

11.523 - 11.524

-

11.526

Суммарный резерв условного топлива по блоку, относимый на электроэнергию, т

DBэ

11.522 + 11.524

+

11.527

Резерв условного топлива по блоку в целом, т

DB

11.522 + 11.523

+

11.528

Резерв условного топлива по расходу тепла на с.н. по блоку в целом, т

11.506 + 11.516

+

11.529

Резерв условного топлива по расходу электроэнергии на с.н. котла на производство электроэнергии, т

+

11.530

Резерв условного топлива по расходу электроэнергии на с.н. энергоблока, т

+

Расчет накапливаемых нормативных ТЭП в месячном интервале

11.531

Расход тепла на выработку электроэнергии турбиной, ГДж

+

11.532

Расход электроэнергии на собственные нужды турбины, кВт×ч

+

11.533

Расход тепла на собственные нужды турбины, ГДж

+

11.534

КПД брутто котла, ГДж

11.479 - S5.296 × 5.719 × 7 × 4,19 - 5.286 × (5.720 - 35000) × 11.464 × 10-2

+

11.535

Расход электроэнергии на собственные нужды котла, кВт×ч

+

11.536

Расход тепла на собственные нужды котла, ГДж

+

11.537

Отпуск электроэнергии энергоблоком, кВт×ч

103 × 17.4 - 11.542 - 11.545 - 11.445

+

11.538

Коэффициент заполнения графика нагрузки

Kз

-

11.539

Коэффициент, учитывающий влияние на удельные расходы топлива стабилизации тепловых процессов

Kст

5.597 + 5.598 × 11.538 + 5.599 × (11.538)2

-

11.540

Нормативный расход условного топлива на электроэнергию (с учетом стабилизации режимов), т

+

11.541

Нормативный расход условного топлива на тепло (с учетом стабилизации режимов), т

+

11.542

Экономия (перерасход) условного топлива, т

DBмес

17.1 + 11.153 - 11.560 - 11.551

+

11.543 ¸ 11.548

Резерв

11.549

Давление свежего пара скользящее, МПа

11.550

Расчетный комплекс, МПа×т

[5.540 × 10.260 + 11.549 × (1 - 10.260)] × 11.163

+

11.551

Давление пара в конденсаторе, кПа

5.428 + 5.429 × 11.155 + 5.430 × 10.33 + 5.431 × (11.155)2 + 5.432 × 11.155 × 10.33 + 5.433 × (10.33)2 + 5.434 × (11.155)3 + 5.435 × (11.155)2 × 10.33 + 5.436 × 11.155 × (10.33)2

+

11.552

Расчетный комплекс, кПа×т

11.551 × 11.155 × 10.222

+

11.553

Внутренний относительный КПД ЦВД номинальный, %

Если m88 = 1, то 10.260 при

 при

5.629 +5.630 × 10.126 + 5.631 × (10.126)2

при

5.632 +5.633 × 10.126 + 5.634 × (10.126)2

при

10.126 > 5.625

5.635 +5.636 × 10.126 + 5.637 × (10.126)2

Если (1 - m88) = 1, то 10.260

5.229

11.554

Расчетный комплекс, %×т

11.553 × 11.163

+

11.555

Давление пара в камере регулирующей ступени, МПа

a622 × D0

5.622 × 10.126

+

11.556

То же, МПа×т

11.555 × 11.163

+

11.557

Расход пара из переднего уплотнения ЦВД в линию ХПП номинальный, т/ч

a576 × D0

5.576 × 10.126

+

11.558

Расчетный комплекс, т

11.557 × 10.222

+

11.559

Расход пара из переднего уплотнения ЦВД в деаэратор номинальный, т/ч

a557 × D0

5.577 × 10.126

+

11.560

Расчетный комплекс, т

11.559 × 10.222

+

11.561

Расход пара из заднего уплотнения ЦВД в деаэратор, т/ч

a578 × D0

5.578 × 10.126

11.562

Расчетный комплекс, т

11.561 × 10.222

+

11.563

Расход пара из вторых отсеков концевых уплотнений ЦВД в ПНДj, т/ч

a596 × D0

5.596 × 10.126

11.564

Расчетный комплекс, т

11.563 × 10.222

+

11.565

Температура основного конденсата на выходе из ПНДj, °С

a579 + a580 × DХПП

5.579 + 5.589 × 10.127

11.566

Расчетный комплекс, °С

11.565 × 11.162

+

11.567

Температура основного конденсата за конденсатором турбины, °С

tк × Dпп

10.36 × 11.162

+

11.568

Давление отработавшего пара в конденсаторе, кПа

5.654 + 5.655 × 11.172 + 5.656 × (11.172)2

11.569

Расчетная величина, кПа

Dp2

10.81 - 11.568

11.570

Расчетная величина, кПа×ч/т

11.571

То же, °С

Dt2кп1

5.657 + 5.658 × 11.570 + 5.659 × (11.570)2

11.572

Температура питательной воды после деаэраторов номинальная, °С

Если DХПП £ A

10.127 £ 5.575

a581 × DХПП

5.581 × 10.127

Если DХПП > A

10.127 > 5.575

a582 × DХПП

5.582 × 10.127

11.573

Расчетный комплекс, °С×т

11.572 × 11.162

+

11.574

Температура в трубопроводе аварийного слива из СПНД в конденсатор номинальная, °С

10.36 + 5.242

11.575

Расчетный комплекс, °С

11.574 × 11.162

+

11.576

Температура конденсата греющего пара ПНД номинальная, °С

t2к(j-1) + 10

10.37

+

11.577

Расчетный комплекс, °С

11.576 × 11.162

+

11.578

Температура питательной воды за ПВДj номинальная, °С

5.583 + 5.584 × 10.128 + 5.585 × (10.128)2

11.579

Расчетный комплекс, °С

11.578 × 11.163

+

11.580

Температура питательной воды за ПВД перед байпасом по каждой линии, °С

11.578 + 5.240

11.581

То же за первичный интервал, °С

11.580 × 11.163

+

11.582

Температура конденсата греющего пара ПВД, °С

10.41 + 5.241

+

11.583

Расход пара на ПТН номинальный, т/ч

Если m88 = 1

10.260

5.586 + 5.587 × 10.116 + 5.588 × (10.116)2

Если 1 - m88 = 1

10.260

+

5.589 + 5.590 × 10.116 + 5.591 × (10.116)2

+

11.584

Расчетный комплекс, т

11.583 × 10.222

+

11.585

Давление пара в конденсаторе ПТН номинальное, кПа

5.638 + 5.639 × 10.112 + 5.640 × 10.33 + 5.641 × (10.112)2 + 5.642 × 10.112 × 10.33 + 5.643 × (10.33)2 + 5.644 × (10.112)3 + 5.645 × (10.112)2 × 10.33 + 5.646 × 10.112 × (10.33)2

11.586

Расчетный комплекс, кПа×т

11.585 × 11.584

+

11.587

Расчетный комплекс, °С×т

(tк + 3) × Gпв

(10.36 + 3) × 11.163

+

11.588

Расчетный комплекс, °С×т

(tд + 3) × Gпв

(10.35 + 3) × 11.163

+

11.589

Давление питательной воды на нагнетании питательных насосов номинальное, МПа

[5.603 + 5.604 × 10.128 + 5.605 × (10.128)2] × 10.260 + [5.606 + 5.607 × 10.128 + 5.608 × (10.128)2] ´ (1 - 10.260)

11.590

То же, МПа×т

11.589 × 11.163

+

11.591

Расход пара на ТВДj номинальный, т/ч

11.592

То же, т

11.591 × 10.222

+

11.593

Давление отработавшего пара в конденсаторе ТВДj номинальное, кПа

5.660 + 5.661 × 10.113 + 5.662 × 10.33 + 5.663 × (10.113)2 + 5.664 × 10.113 × 10.33 + 5.665 × (10.33)2 + 5.666 × (10.113)3 + 5.667 × (10.113)2 × 10.33 + 5.668 × 10.113 × (10.33)2

11.594

Расчетный комплекс, кПа×т

11.593 × 11.592

+

11.595

Температурный напор в конденсаторе ПТНj, °С

5.647 + 5.648 × 10.112 + 5.649 × 10.33 + 5.650 × (10.112)2 + 5.651 × 10.112 × 10.33 + 5.652 × (10.33)2

11.596

Расчетный комплекс, °С

11.595 × 11.584

+

11.597

Тепловая нагрузка основного бойлера, ГДж

11.358 × 11.104

+

11.598

Тепловая нагрузка пикового бойлера, ГДж

11.359 × 11.88

+

11.599

Расчетный комплекс, °С×т

11.582 × 11.163

+

11.600

Расчетный комплекс, т

a601 × D0 × t0

5.601 × 10.126 × 10.222

+

11.601 ¸ 11.609

Резерв

Анализ условий эксплуатации котельной установки

Отклонение коэффициента избытка воздуха в топке

11.610

Отклонение коэффициента избытка воздуха в топке от номинального значения

daр

11.27 - 11.416

11.611

Коэффициент, учитывающий изменение механической неполноты сгорания при совместном сжигании твердого и жидкого (газообразного топлива)

a

f(lт)

f(11.15)

11.612

Потеря тепла с механической неполнотой сгорания при фактическом коэффициенте избытка воздуха в топке и тепловой доле твердого топлива, равной 1, %

f(11.5, 11.27)

11.613

То же номинальная, %

f(11.5, 11.416)

11.614

Изменение потерь тепла с механической неполнотой сгорания

(11.612 - 11.613) × 11.611 × 11.15

11.615

Потеря тепла с механической неполнотой сгорания при фактическом коэффициенте избытка воздуха в топке, %

f(11.5, 11.27)

11.616

То же номинальная, %

f(11.5, 11.416)

11.617

Изменение потерь тепла с механической неполнотой сгорания, %

(11.615 - 11.616) × 11.611 × 11.15

11.618

Потеря тепла с уходящими газами при фактическом коэффициенте избытка воздуха в топке, %

f(11.5, 11.27)

11.619

То же номинальная, %

f(11.5, 11.416)

11.620

Изменение потерь тепла с уходящими газами из-за отклонения коэффициента избытка воздуха в топке от номинального значения, %

11.618 - 11.619

11.621

Изменение расхода условного топлива из-за изменения потерь с уходящими газами, т

11.622

Изменение расхода условного топлива из-за изменения потерь тепла с химической неполнотой сгорания, т

11.623

То же с механической неполнотой сгорания, т

11.624

Удельная поправка к затратам энергии на тягу и дутье при изменении коэффициента избытка воздуха в топке, кВт

5.250 + 5.251 × 11.27 + 5.252 × 11.272

11.625

Изменение затрат энергии на тягу и дутье из-за отклонения коэффициента избытка воздуха в топке от номинального значения, кВт×ч

11.624 × 11.610 × 10.222

11.626

Изменение расхода условного топлива из-за изменения расхода энергии на тягу и дутье, т

11.627

Суммарное изменение расхода условного топлива из-за отклонения коэффициента избытка воздуха в топке от номинального значения, т

11.622 + 11.623 + 11.621 + 11.626

+

11.628

Расчетный комплекс, т

11.416 × 11.47

+

11.629 ¸ 11.633

Резерв

Отклонение температуры воздуха перед воздухоподогревателем

11.634

Отклонение температуры воздуха перед воздухоподогревателями от номинального значения, °С

Dt1ВП

10.15 - 5.544

11.635

Удельная поправка к температуре газов за воздухоподогревателями на изменение температуры воздуха перед ними

fВП

11.636

Изменение температуры уходящих газов из-за отклонения температуры воздуха перед воздухоподогревателем от номинального значения, °С

fВП × Dt1ВП

11.635 × 11.634

11.637

Изменение потерь тепла с уходящими газами из-за отклонения температуры воздуха перед воздухоподогревателем от номинального значения, %

11.638

Изменение расхода условного топлива из-за отклонения температуры воздуха перед воздухоподогревателем от номинального значения, т

+

11.639

Расчетный комплекс, °С×т

Dt1ВП × Bк

11.634 × 11.47

+

11.640 ¸ 11.644

Резерв

Отклонение тонины помола угля

11.645

Отклонение тонины помола от номинального значения, %

DR90

5.732 - 5.671

11.646

Расчетный комплекс, %×т

DR90 × Bт

11.645 × 11.49

+

11.647

Потеря тепла с механической неполнотой сгорания из-за отклонения тонины помола от номинального значения, %

(11.5, 5.732)

11.648

То же, номинальное значение, %

(11.5, 5.671)

11.649

Изменение потерь тепла с механической неполнотой сгорания из-за отклонения тонины помола от номинального значения, %

11.647 - 11.648

11.650

Изменение расхода условного топлива по той же причине, т

11.651

Средняя влажность топлива в ШБМ (расширенный анализ), %

Wср

+

11.652

Коэффициент влияния влажности топлива на его размолоспособность (расширенный анализ)

nвл.1

11.653

Коэффициент пересчета (расширенный анализ)

nвл.2

11.654

Изменение потребляемой ШБМ мощности из-за отклонения тонины помола от номинального значения (расширенный анализ), кВт

11.655

То же (упрощенный анализ), кВт

11.656

Изменение потребляемой ШБМ электроэнергии из-за отклонения тонины помола от номинального значения, кВт×ч

11.654 × 10.222

11.657

Изменение расхода условного топлива по той же причине, т

11.658

Суммарное изменение расхода условного топлива, т

DBR

11.657 + 11.650

+

11.659 ¸ 11.661

Резерв

Отклонение температуры горячего воздуха

11.662

Номинальная температура горячего воздуха, °С

f(11.5, 10.13)

11.663

Отклонение температуры горячего воздуха от номинального значения, °С

Dt

10.16 - 11.662

11.664

Потери тепла с механической неполнотой сгорания из-за отклонения температуры горячего воздуха от номинального значения, %

f(11.5, 10.13)

11.665

То же, номинальная, %

f(11.5, 11.662)

11.666

Изменение потери тепла с механической неполнотой сгорания из-за изменения температуры горячего воздуха, %

11.664 - 11.665

11.667

Изменение расхода условного топлива по той же причине, т

+

11.668

Расчетный комплекс, °С×т

11.663 × 11.47

+

11.669

То же, °С×т

11.662 × 11.47

+

11.670

Расчетный комплекс, °С×т

10.16 × 11.47

+

Влияние совместного сжигания топлив

11.671

Номинальное значение потерь тепла с механической неполнотой сгорания угля твердого топлива, %

11.611 × 11.421 × 11.15

11.672

Изменение потерь тепла с механической неполнотой сгорания из-за совместного сжигания твердого и жидкого (газообразного) топлив, %

11.37 - 11.671

11.673

Изменение расхода условного топлива по той же причине, т

+

11.674

Расчетный комплекс, т

11.16 × 11.47

11.675

Расчетный комплекс, т

11.15 × 11.47

+

Вспомогательные показатели

11.676

Массовая доля твердого топлива

11.677

То же мазута

11.678

То же природного газа

1 - 11.676 - 11.577

11.679

Средняя теплота сгорания 1 кг сжигаемой смеси топлив, кДж/кг

11.680

Коэффициент пересчета для твердого топлива

11.681

Коэффициент пересчета для жидкого топлива

11.682

Приведенная влажность жидкого топлива, кг×%×103/кДж

11.683

То же твердого топлива, кг×%×103/кДж

11.684

Резерв

11.685

Теоретический приведенный объем воздуха, необходимый для горения жидкого топлива, м3×103/кДж

5.5 + 5.673 × 11.682

11.686

То же твердого топлива, м3×103/кДж

5.6 + 5.674 × 11.683

11.687

То же смеси топлив, м3×103/кДж

11.677 × 11.685 + 11.676 × 11.686 + 11.678 × 1,11

11.688

Теоретический приведенный объем продуктов сгорания жидкого топлива, м3×103/кДж

11.689

То же твердого топлива, м3×103/кДж

11.690

То же смеси топлив, м3×103/кДж

11.677 × 11.688 + 11.676 × 11.689 + 11.678 × 1,2515

11.691

Теоретически необходимый объем воздуха для сжигания 1 кг смеси, топлив, м3/кг

V0

11.692

Теоретический объем продуктов сгорания 1 кг смеси топлив, м3/кг

11.693

Зольность смеси топлив, %

11.676 × 5.714 + 11.677 × 0,1

11.694

Плотность продуктов сгорания в нормальных условиях, кг/м3

11.695

Теоретический объем продуктов сгорания 1 кг твердого топлива, м3/кг

11.696

То же жидкого топлива, м3/кг

11.697

Тепло, выделившееся в топке при сгорании топлива, кДж (103·с)

Q¢

11.698

Формирование массива МАСС 1 ¸ 30

;

;

;

;

;

;

;

;

;

;

;

;

;

;

;

;

;

;

;

;

11.699 - 11.700

Резерв

Подогрев воздуха в паровых калориферах

11.701

Расход воздуха на горение при нормальных условиях, м3

11.702

Удельное количество тепла, подведенное для подогрева воздуха в калориферах в нормальных условиях, кДж/м3

qКФ

11.703

Номинальная температура воздуха за паровыми калориферами, °С

f(lм, lт, lг, вида угля)

f(11.6, 11.15, 11.17)

11.704

Номинальное удельное количество тепла, необходимое для подогрева воздуха до номинальной температуры, кДж/м3

f(11.702, 11.703, 10.14)

11.705

Отклонение удельного количества тепла, подведенного для обогрева воздуха в калориферах, от номинального значения, кДж/м3

DqКФ

11.702 - 11.704

11.706

Отклонение количества тепла, подведенного для обогрева воздуха в калориферах, от номинального значения, ГДж

DQ0КФ

11.705 × 11.702 × 3600 × 10.222 × 10-6

11.707

То же, т

+

Доля рециркуляции воздуха, газов, присосы воздуха в топку

11.708

Доля рециркуляции горячего воздуха

y

11.709

Расчетный комплекс, т

Ry

y × Bк

11.708 × 11.47

+

11.710

Фактическое отношение водяных эквивалентов воздуха и продуктов сгорания в воздухоподогревателях

c

11.711

Фактическое число единиц переноса в воздухоподогревателях

AВП

11.712

Резерв

11.713

Присосы воздуха в воздухоподогреватели

DaВП

11.28 - 11.27 - 5.672

11.714

Средняя температура воздуха в воздухоподогревателе, °С

0,5 × (t2ВП + t1ВП)

0,5 × (10.16 + 10.15)

11.715

Средняя температура продуктов сгорания в воздухоподогревателе, °С

0,5 × (v1ВП + vух)

0,5 × (10.20 + 10.21)

11.716

Расчетный комплекс, т

DaВП × Bк

11.713 × 11.47

+

11.717

Средний коэффициент избытка воздуха в воздухоподогревателях

11.28 - 0,5 × 11.713

11.718

Теплоемкость воздуха при , кДж/кг

PROCEDURE PSG (T, a, МАСС); (3.17)

T: =  [11.714]

a: =  [11.717]

MACC: = [11.698]

Определяется из PSG:

11.719

Теплоемкость воздуха при , кДж/кг

PROCEDURE PSG (T, a, МАСС); (3.17)

T: =  [11.715]

a: =  [11.717]

и теплоемкость газов, кДж/кг

MACC: = [11.698]

Определяется из PSG:

11.720

Теоретическое отношение водяных эквивалентов воздуха и газов в воздухоподогревателях

X0

11.721

Присосы воздуха в топку

Daт

11.722

Присосы воздуха в систему пылеприготовления

Daпл

11.723

Приведенный объем продуктов сгорания в конвективной шахте, м3×103/кДж

11.690 + 1,0161 × (11.27 - 1) × 11.687

11.724

Часовой объемный расход продуктов сгорания через конвективную шахту без учета рециркуляции часов в нормальных условиях, м3

11.697 × 11.723 × 3600

11.725

Расход рециркулирующих газов в нормальных условиях, м3

Vг рец

f(Gг рец) - по прямому измерению

f(NDP, S1ВП) - при отсутствии прямого измерения

f(10.240, 10.70)

11.726

Доля рециркуляции

rрец

11.727

Резерв

11.728

Расчетный комплекс, т

rрец × Bк

11.726 × 11.47

+

Влияние рециркуляции горячего воздуха

11.729

Приведенный объем воздуха, проходящего через вентиляторы и калориферы (без учета рециркуляции), м3·103/кДж

(11.27 - 11.722 - 11.721 + 11.713) × 11.687

11.730

Секундный объемный расход воздуха там же в нормальных условиях (без учета рециркуляции), м3

11.697 × 11.729

11.731

Возможное число единиц переноса в воздухоподогревателях в отсутствии рециркуляции воздуха

Aо.ВП

(1 + y) × AВП

(1 + 11.708) × 11.711

11.732

Возможное отношение водяных эквивалентов в воздухоподогревателях в отсутствии воздуха

11.733

Возможная степень использования полного температурного перепада в воздухоподогревателях

fо.ВП

11.734

Возможная температура уходящих газов, °С

vо ух

10.20 - (10.20 - 5.544) × 11.733

11.735

Отклонение температуры уходящих газов от номинального значения, °С

vух - v0ух

10.21 - 11.734

11.736

Изменение потерь тепла с уходящими газами из-за рециркуляции горячего воздуха, %

11.737

Изменение расхода условного топлива из-за рециркуляции горячего воздуха, т

11.738 - 11.740

Резерв

11.741

Средняя температура воздуха в калориферах, °С

0,5 × (t1ВП + t1КФ)

0,5 × (10.15 + 10.14)

11.742

Секундный объемный расход воздуха через калориферы без рециркуляции горячего воздуха, м3

11.743

То же с рециркуляцией горячего воздуха, м3

11.742 × (1 + 11.708)

11.744

Плотность воздуха в калориферах, кг/м3

rв.КФ

11.745

Приведенный объем воздуха, проходящего через воздухоподогреватель, м3·103/кДж

11.746

Секундный объемный расход воздуха через воздухоподогреватели без рециркуляции горячего воздуха, м3

11.747

То же с рециркуляцией горячего воздуха, м3

11.746 × (1 + 11.708)

11.748

Плотность воздуха в воздухоподогревателях, кг/м3

rВП

11.749

Секундный объемный расход воздуха за вентиляторами, м3

11.750

Плотность воздуха там же, кг/м3

rв

11.751

Динамический напор потока на стороне всасывания вентиляторов, кПа

H1дв

11.752

Полный напор потока воздуха там же, кПа

H1пв

H1дв + H

11.751 + 10.66

11.753

Динамический напор потока на стороне нагнетания вентиляторов, кПа

H2дв

11.754

Полный напор потока на стороне нагнетания вентиляторов, кПа

H2пв

H2дв + H

11.753 + 10.67

11.755

Напор, развиваемый вентиляторами, кПа

Hв

H2пв - H1пв

11.754 - 11.752

11.756

Коэффициент сжимаемости воздуха

yв

11.757

КПД вентиляторной установки

hв

11.758

Изменение потребляемой мощности вентилятора из-за рециркуляции горячего воздуха, кВт

11.759

Изменение потребляемой электроэнергии по той же причине, кВт×ч

11.758 × 10.222

11.760

Изменение расхода условного топлива по той же причине из-за изменения расхода электроэнергии, т

11.761

Суммарное изменение расхода условного топлива из-за рециркуляции горячего воздуха, т

DBрв

11.760 + 11.737

+

11.762 - 11.765

Резерв

Расчет балансовой температуры газов перед конвективной шахтой и за топкой

11.766

Расход воды на I впрыск, т/ч

dвпрI

11.767

Раскол воды на II впрыск, т/ч

dвпрII

11.768

Расход воды через экономайзер, т/ч

Gэк

Gпв - dвпрI - dвпрII

10.128 - 11.766 - 11.767

11.769

Тепловосприятие экономайзера, кДж/ч

Qэк

Gэк × (h2эк - hпв) × 103

11.768 × (10.216 - 10.191) × 103

11.770

Тепловосприятие промежуточного пароперегревателя, кДж/ч

Qпп

[(10.127 - 10.95) × (10.147 - 10.146) + 10.134 × (10.147 - 10.192)] × 103

11.771

Тепловосприятие конвективной ступени пароперегревателя, кДж/ч

QКПП

Gпв × (hпе - h1КПП)

10.128 × (10.145 - 10.144)

11.772

Тепловосприятие дополнительных поверхностей нагрева в конвективной шахте, кДж/ч

Qдоп

f(11.5)

11.773

Суммарное тепловосприятие конвективных поверхностей нагрева, кДж/ч

Qкш

Qэк + Qпп + QКПП + Qдоп

11.769 + 11.770 + 11.771 + 11.772

11.774

Полный объемный расход газов через конвективную шахту в нормальных условиях, м3

Vг(кш)

11.724 × (1 + 11.726)

11.775

Резерв

11.776

Теплоемкость продуктов сгорания при v1ВП, кДж/кг

PROCEDURE PSG (T, a, MACC); 3.17

T: = v1ВП 10.20

 MACC: = 11.698

Определяется из PSG:

11.777

Количество тепла, содержащееся в продуктах сгорания за конвективной шахтой, кДж/ч

Q2кш

11.774 × 11.776 × 10.20

11.778

Количество тепла, содержащееся в продуктах сгорания на входе в конвективную шахту, кДж/ч

Q1кш

Q2кш + Qкш

11.777 + 11.773

11.779

Теплоемкость газов при , КДж/(м3×°C)

PROCEDURE PSG (T, a, MACC); 3.17

 - из расчета на предыдущем интервале:

MACC: = 11.698

11.780

Средняя балансовая температура продуктов сгорания перед конвективными поверхностями нагрева, °С

Если , то , перейти к 11.776

11.781

Тепловосприятие ширмового перегревателя и дополнительных поверхностей нагрева между топкой и конвективной шахтой, кДж/ч

Qшпп

Gпв × (1 - dвпрII) × (h1впрII - h2впрI) + Qдоп

Тепловосприятие дополнительных поверхностей Qдоп определяется для конкретной схемы

10.128 × (1 - 11.767) × (10.143 - 10.142) + 11.772

11.782

Количество тепла, содержащееся в продуктах сгорания за топкой, кДж/ч

Q

Q1кш + Qшпп

11.778 + 11.781

11.783

Теплоемкость продуктов сгорания при  предыдущего интервала, кДж/(м3×°С)

Cг2т

PROCEDURE PSG (T, a, MACC); 3.17

a: = 11.27

MACC: = 11.698

Определяется:

11.784

Температура газов за топкой, °С

11.785

Расчетный комплекс, °С×т

11.47 × 11.780

+

11.786

Расчетный комплекс, °С×т

11.47 × 11.784

+

11.787

Расчетный комплекс, °С×т

11.47 × 10.20

+

Отклонение доли рециркуляции газов

11.788

Номинальная доля рециркуляции газов при

f(11.5)

11.789

Потеря тепла с уходящими газами при фактической доле рециркуляции газов, %

f(11.5)

11.790

То же, номинальная величина, %

5.10

11.791

Изменение потери тепла с уходящими газами из-за отклонения доли рециркуляции от номинального значения, %

11.789 - 11.790

11.792

Отклонение доли рециркуляции газов

Dr

11.726 - 11.788

11.793

Расчетный комплекс, т

11.788 × 11.47

+

11.794

Изменение расхода условного топлива с уходящими газами из-за отклонения доли рециркуляции от номинального значения, т

+

11.795

Резерв

11.796

Средняя температура газов в конвективной шахте, °С

0,5 × (11.780 + 10.20)

11.797

Резерв

11.798

Секундный объемный расход продуктов сгорания через конвективные поверхности нагрева без учета рециркуляции газов, м3

11.799

Приведенный объем продуктов сгорания за дымососами, тыс. м3/кДж

11.690 + 1,0161 × (11.31 - 1) × 11.687

11.800

Секундный объемный расход продуктов сгорания через дымососы, м3

11.801 ¸ 11.802

Резерв

11.803

Плотность продуктов сгорания, кг/м3

rг

11.804

Динамический напор потока на стороне всасывания дымососов, кПа

H1дс

11.805

Полный напор потока на стороне всасывания дымососов, кПа

H1пдс

H1дс + S1дс

11.800 + 10.72

11.806

Динамический напор потока на стороне нагнетания дымососов, кПа

H2дс

11.807

Полный напор потока на стороне нагнетания дымососов, кПа

H2пдс

H2дс + S2дс

11.806 + 10.73

11.808

Напор дымососной установки, кПа

Hдс

H2пдс - H1пдс

11.807 - 11.805

11.809

Коэффициент сжимаемости продуктов сгорания, кПа

yдс

11.810

КПД дымососной установки

hдс

11.811

Дополнительная мощность, необходимая для основных дымососов из-за отклонения доли рециркуляции газов, кВт

11.812

Номинальная мощность дымососов рециркуляции газов, кВт

(11.5)

11.813

Отклонение потребляемой дымососами рециркуляции мощности от номинального значения, кВт

DNдс.рец

10.240 - 11.812

11.814

Изменение потребляемой электроэнергии из-за отклонения доли рециркуляции газов от номинального значения, тыс. кВт×ч

DЭдс.рец

(11.813 + 11.811) × 10.222 × 10-3

11.815

Изменение расхода условного топлива из-за изменения потребляемой электроэнергии дымососами рециркуляции, т

DBдс.рец

11.816

Суммарное изменение расхода условного топлива из-за отклонения доли рециркуляции газов от нормативного значения, т

DBрг

11.794 +11.815

+

11.817

Резерв

Суммарный эффект

11.818

Суммарное изменение расхода условного топлива из-за отклонений в качестве эксплуатации котла (топка и газовоздушный тракт), т

DBреж

11.627 + 11.638 - 11.707 + 11.429 + 11.658 + 11.673 + 11.761 + 11.816

11.819 ¸ 11.820

Резерв

Анализ состояния котельной установки

Загрязнение экономайзера

11.821

Тепловосприятие экономайзера, кДж/ч

Qэк

(Gпв - dвпрI - dвпрII)(h2вэ - hпв)

(10.128 - 11.766 - 11.767) × (10.216 - 10.191)

11.822

Теплоемкость присосанного воздуха, кДж/(м3×°С)

Cпрс

C0 + at × tпрс

5.270 + 5.271 × 10.13

tпрс = tх

11.823

Теплоемкость газов перед воздухоподогревателем при , кДж/(м3×°С)

C2г

PROCEDURE PSG (T, a, MACC); 3.17

T:= vВП [10.20],

MACC:= 11.698

Определяется: V2г(кш), С

11.824

Секундный расход газов на входе в воздухоподогреватель, м3

V2г(кш)

из PSG

11.825

Количество тепла, содержащееся в продуктах сгорания на входе в воздухоподогреватель, кДж/ч

Q1ВП

V2г(кш) × C × v1ВП

11.824 × 11.823 × 10.20

11.826

Количество тепла, содержащееся в продуктах сгорания на входе в экономайзер, кДж/ч

Q1эк

11.827

Теплоемкость продуктов сгорания на входе в экономайзер, кДж/(м3×°C)

C1гэк

PROCEDURE PSG (T, a, MACC); (3.17)

T:= v1эко (из предыдущего интервала)

Определяется: С1г эк

11.828

Секундный объем газов там же, м3

MACC := 11.698

из PSG

11.829

Средняя температура продуктов сгорания на входе в экономайзер, °С

v1эк

Если , то ,

перейти к 11.827

11.830

Средняя температура газов в экономайзере, °С

0,5 × (v1эк + v1ВП)

0,5 × (11.829 + 10.20)

11.831

Средний температурный напор в экономайзере, °С

Dtэк

0,5 × [(v1эк - t2эк) + (v1ВП - tпв)]

0,5 × [(11.829 - 10.20) + (10.20 - 10.43)]

11.832

Средний коэффициент теплопередачи в экономайзере, кДж/(м2×ч×°С)

Kэк

11.833

Секундный объемный расход продуктов сгорания через экономайзер, м3

11.834

Средняя скорость дымовых газов в экономайзере, м/с

Wг(эк)

11.835

Расчетный коэффициент теплопередачи в экономайзере, кДж/(м2×ч×°С)

5.737 + 5.738 × 11.834 + 5.739 × (11.834)2

11.836

Коэффициент тепловой эффективности экономайзера

yэк

11.837

Изменение температуры уходящих газов из-за загрязнения экономайзера, °С

(11.5, 11.836)

11.838

Изменение потерь тепла с уходящими газами из-за загрязнения экономайзера, %

11.839

Такой же расчет выполнить для каждой другой поверхности, находящейся в конвективной шахте, с определением , %

11.840

Изменение потерь тепла с уходящими газами из-за загрязнения всех поверхностей, %

11.841

Изменение расхода условного топлива из-за загрязнения трубных поверхностей нагрева, т

DBзгр

11.842

Расчетная температура газов перед воздухоподогревателем, °С

(11.5)

11.843

Отклонение фактической температуры газов перед воздухоподогревателем от расчетного значения, °С

Dv1ВП

10.20 - 11.842

11.844

Расчетный комплекс, °С×т

Dv1ВП × Bк

11.843 × 11.47

11.845 ¸ 11.847

Резерв

Загрязнение регенеративных воздухоподогревателей

11.848

Номинальное сопротивление воздухоподогревателей по воздушной стороне, кПа

5.266 × 11.748 × (11.747)2 × 10-3

11.849

Сопротивление воздухоподогревателей по воздушной стороне, кПа

DHв(ВП)

H1ВП - H2ВП

10.68 - 10.69

11.850

Отклонение сопротивления воздухоподогревателей по воздушной стороне от номинального значения, кПа

dHв(ВП)

11.849 - 11.848

11.851

Изменение мощности вентилятора из-за загрязнения воздухоподогревателей, кВт

DNв(ВП)

11.852

Приведенный объем продуктов сгорания, проходящих через воздухоподогреватели, м3×103/кДж

11.853

Секундный объемный расход продуктов сгорания через воздухоподогреватели, м3

11.854

Плотность продуктов сгорания в воздухоподогревателе, кг/м3

rг(ВП)

11.855

Номинальное сопротивление воздухоподогревателей по газовой стороне, кПа

5.679 × 11.854 × (11.853)2 × 10-3

11.856

Сопротивление воздухоподогревателей по газовой стороне, кПа

DSВП

S2ВП - S1ВП

10.71 - 10.70

11.857

Отклонение сопротивления воздухоподогревателей по газовой стороне от номинального, кПа

dSВП

11.856 - 11.855

11.858

Изменение мощности дымососов из-за загрязнения воздухоподогревателей, кВт

DNг(ВП)

11.859

Суммарное изменение мощности тягодутьевых установок, кВт

DNВП

DNв(ВП) + DNг(ВП)

11.851 + 11.858

11.860

Изменение расхода электроэнергии тягодутьевыми установками, кВт×ч

DЭВП

DNВП × t0

11.859 × 10.222

11.861

Изменение расхода условного топлива из-за загрязнения воздухоподогревателей, т

+

11.862

Расчетный комплекс, кПа×т

(DSВП + DHв(ВП)) × Bк

(11.856 + 11.849) × 11.47

+

11.863

Расчетный комплекс, кПа×т

dSВП × Bк + dHв(ВП) × Bк

11.857 × 11.47 + 11.850 × 11.47

+

11.864 ¸ 11.867

Резерв

Изменение теплопередающей способности ВП

11.868

Водяной эквивалент воздуха в воздухоподогревателях, кДж/(ч×°С)

11.747 × 11.718 × 3600

11.869

Теплопередающая способность воздухоподогревателей, кДж/(ч×°С)

KH

11.868 × 11.711

11.870

Номинальная теплопередающая способность воздухоподогревателей, кДж/(ч×°С)

(KH)н

5.686 + 5.687 × 11.5

11.871

Относительное изменение теплопередающей способности воздухоподогревателей, %

d(KH)

11.872

Расчетное значение числа единиц переноса

Aр

11.873

Расчетное значение степени использования полного температурного перепада

fвп.р

11.874

Расчетное значение температуры уходящих газов при нормативном состоянии воздухоподогревателей, °С

vух.р

v1ВП - (v1ВП - t1ВП) × fзпр

10.20 - (10.20 - 10.15) × 11.873

11.875

Изменение температуры уходящих газов из-за изменения теплопередающей способности ВП, °С

vух - vух.р

10.21 - 11.874

11.876

Изменение потери тепла с уходящими газами из-за изменения теплопередающей способности воздухоподогревателей, %

11.877

Изменение расхода условного топлива из-за изменения теплопередающей способности воздухоподогревателей, т

+

11.878

Расчетный комплекс, кДж×т/(ч×°С)

RKH

(KH) × Bк

11.869 × 11.47

+

11.879

Расчетный комплекс, т

Daт × Bк

11.721 × 11.47

+

Присосы воздуха в топку

11.880

Номинальные присосы воздуха в топку

11.881

Отклонение присосов воздуха в топку от номинального значения

daт

11.721 - 11.880

11.882

Удельная поправка к температуре уходящих газов на отклонение присосов воздуха в топку, °С

(11.5, 11.721)

11.883

Изменение температуры уходящих газов, °С

11.882 × 11.881

11.884

Изменение абсолютных потерь тепла с уходящими газами, %

11.885

Изменение расхода условного топлива, т

11.886

Изменение секундного объема воздуха через вентиляторы из-за присоса воздуха в топку, м3

11.887

Изменение мощности дымососа по той же причине, кВт

11.888

Изменение затрат электроэнергии на дутье по той же причине, кВт×ч

11.887 × 10.222

11.889

Изменение расхода условного топлива из-за изменения затрат электроэнергии, т

11.890

Суммарное изменение расхода условного топлива из-за отклонения присосов воздуха в топку от номинального значения, т

11.885 + 11.889

+

11.891

Расчетный комплекс, т

11.880 × 11.47

+

11.892

Расчетный комплекс, (кДж/ч×°С)×т

(KH)н × Bк

11.870 × 11.47

+

Присосы воздуха в воздухоподогревателях

11.893

Отклонение присосов воздуха в воздухоподогревателе от номинального значения

daВП

11.713 - 5.681

11.894

Расчетный комплекс, т

5.681 × 11.47

+

11.895

Потеря тепла с уходящими газами при фактических присосах воздуха в воздухоподогревателе, %

f(11.5)

11.896

То же, номинальное значение, %

f(5.10)

11.897

Изменение потерь тепла с уходящими газами из-за отклонения присосов воздуха в ВП, %

11.895 - 11.896

11.898

Изменение расхода условного топлива из-за отклонения присосов воздухоподогревателя от номинального, т

11.899

Изменение затрат энергии на тягу и дутье из-за отклонения присосов воздуха в воздухоподогреватель от номинального значения, кВт×ч

11.900

Изменение расхода условного топлива из-за изменения затрат на тягу и дутье по той же причине, т

11.901

Суммарное изменение расхода условного топлива из-за отклонения присосов воздуха в воздухоподогреватель от номинального значения, т

Отклонение КПД вентиляторов

11.898 + 11.900

+

11.902

Номинальное значение регулировочного КПД вентилятора

11.903

Расчетный комплекс, т

11.902 × 11.47

+

11.904

Расчетный комплекс, т

11.757 × 11.47

+

11.905

Изменение мощности вентилятора из-за отклонения КПД от номинального значения, кВт

11.906

Изменение расхода электроэнергии вентиляторами по той же причине, кВт×ч

11.905 × 10.222

11.907

Изменение расхода условного топлива из-за отклонения КПД вентиляторов от номинального значения, т

+

Отклонение КПД дымососов

11.908

Номинальное значение регулировочного КПД дымососа

11.909

Расчетный комплекс, т

11.908 × 11.47

+

11.910

Расчетный комплекс, т

11.810 × 11.47

+

11.911

Изменение мощности дымососов из-за отклонения их КПД от номинального значения, кВт

11.912

Изменение расхода электроэнергии дымососами из-за отклонения их КПД от номинального значения, кВт×ч

11.911 × 10.222

11.913

Изменение расхода условного топлива из-за отклонения КПД дымососов от номинального значения, т

+

11.914

Суммарное изменение расхода условного топлива из-за изменения состояния котла, т

DBк

11.841 + 11.861 + 11.877 + 11.890 + 11.901 + 11.667 + 11.907 + 11.913

+

11.915 ¸ 11.917

Резерв

Показатели расхода электроэнергии на размол топлива в ШБМ

11.918

Номинальный расход твердого топлива, т/ч

11.919

Фактический расход твердого топлива, т/ч

Bт

11.920

Отклонение фактического расхода твердого топлива от номинального значения, т/ч

DBт

11.919 - 11.918

11.921

Изменение потребляемой мощности из-за отклонения расхода топлива от номинального значения, кВт

11.922

Отклонение коэффициента размолоспособности от номинального значения

DKло

5.733 - 5.280

11.923

Изменение потребляемой мощности ШБМ из-за отклонения Kло от номинального значения, кВт ×

11.924

Отклонение влажности сырого топлива от номинального значения, %

DWр

5.710 - 5.281

11.925

Удельная поправка к потребляемой мощности ШБМ на изменение коэффициента nвл.1, кВт

11.926

То же на изменение коэффициента nвл.2, кВт

11.927

Удельная поправка к коэффициенту на изменение влажности сырого топлива, 1/%

11.928

То же на изменение Wср, 1/%

11.929

Удельная поправка к коэффициенту nвл.2 на изменение Wср, 1/%

11.930

Удельная поправка к Wср на изменение влажности пыли

11.931

Изменение потребляемой ШБМ мощности из-за отклонения влажности сырого топлива от номинального значения, кВт

11.925 × 11.927 × 11.924

11.932

Отклонение влажности пыли от номинального значения, %

DWпл

5.731 - 5.282

11.933

Изменение потребляемой ШБМ мощности из-за отклонения влажности пыли от номинального значения, кВт

(11.926 × 11.929 + 11.925 × 11.928) × 11.930 × 11.932

11.934

Суммарное изменение мощности на размол за вычетом изменения мощности из-за отклонения R90 от номинального значения, кВт

DNШБМ

11.921 + 11.923 + 11.931 + 11.933

11.935

Суммарное изменение расхода электроэнергии на размол без учета DR90, кВт×ч

DЭШБМ

11.934 × 10.222

11.936

Изменение экономичности энергоблока вследствие изменения расхода электроэнергии на размол топлива в ШБМ, т

DBШБМ

+

11.937 ¸ 11.940

Резерв

11.941

Расчетный комплекс, (кДж/м3)×т

qКФ × Bк

(11.702 × 11.47)

+

11.942

Расчетный комплекс, (кДж/м3)×т

(11.704 × 11.47)

+

11.943

Расчетный комплекс, %×т

R90 × Bк

5.732 × 11.47

+

11.944 ¸ 11.950

Резерв

11.951

Расчетный комплекс, т

RDB

Анализ. Параметры пара

Перерасход (+), экономия (-) топлива вследствие:

11.952

отклонения от номинальной температуры свежего пара перед стопорными клапанами турбины, т

5.199 × (5.541 - 10.31) × 11.951

+

11.953

отклонения от номинального давления свежего пара перед стопорными клапанами турбины, т

[5.200(5.540 - 10.80) × 10.260 + 5.200 ´ (10.80 - 11.549) × (1 - 10.260)] × 11.951

+

11.954

отклонения от номинальной температуры пара перед стопорными клапанами ЦСД, т

5.201 × (5.542 - 10.32) × 11.951

+

11.955

отклонения от номинальной потери давления в тракте промперегрева, т

[5.560 + 5.561 × (11.168 - 5.533) + 5.562 + (11.168 - 5.533)2] × 11.951

+

11.956

Перерасход топлива вследствие впрыска питательной воды из промступени питательных насосов в промперегреватель котла, т

+

11.957

Суммарный перерасход топлива вследствие отклонения от номинальных параметров пара, т

DBn

11.952 + 11.953 + 11.954 + 11.955 + 11.956

+

Анализ. Показатели изменения экономичности проточной части

11.958

Внутренний относительный КПД ЦВД, %

h0iЦВД

11.959

Отклонение КПД ЦВД от номинального, %

Dh0iЦВД

11.553 - 11.957

11.960

Перерасход топлива вследствие отклонения внутреннего относительного КПД ЦВД от номинального, т

5.205 × 11.958 × 11.951

11.961

Внутренний относительный КПД ЦСД, (каждой половины), %

h0iЦСД

11.962

Отклонение КПД ЦСД от номинального, %

Dh0iЦСД

5.111 - 11.960

11.963

Перерасход топлива вследствие отклонения КПД ЦСД от номинального, т

5.206 × 11.961 × 11.951

+

11.964

Перерасход топлива вследствие отклонения от номинального расхода пара отсоса из переднего концевого уплотнения ЦВД в линию холодного промперегрева, т

Если , то

Если , то

, то 11.964 = 0

+

11.965

Перерасход топлива вследствие отклонения от номинального расхода пара отсоса из переднего концевого уплотнения ЦВД в деаэратор, т

Если , то , то

Если ; то

; то 11.965 = 0

+

11.966

Перерасход топлива вследствие отклонения от номинального расхода пара отсоса из заднего концевого уплотнения ЦВД в деаэратор, т

Если  то , то

Если , то

, то 11.966 = 0

+

11.967

Расход пара из вторых отсеков концевых уплотнений ЦВД в ПНДj, т/ч

Если , то

, то 11.967 = 0

11.968

НРВ, т

11.96 × 10.222

+

11.969

Перерасход топлива вследствие отклонения от номинального расхода пара отсоса из вторых отсеков концевых уплотнений ЦВД в ПНДj, т

+

11.969а

Перерасход топлива вследствие отклонения от номинального расхода пара из переднего уплотнения ЦСД в отбор, т

+

11.970

Суммарный перерасход топлива вследствие отклонения от номинального состояния проточной части турбины, т

DBт

11.960 + 11.963 + 11.964 + 11.965 + 11.966 + 11.969 + 11.969а

+

Анализ. Показания экономичности конденсатора

Перерасход (экономия) топлива вследствие:

11.971

отклонения давления отработавшего пара в конденсаторе, т

Если  и , то

 и , то

Если  и , то

 и , то

+

Если  и , то

 и , то

+

Если  и , то

 и , то

+

+

11.972

Перерасход топлива вследствие переохлаждения основного конденсата в конденсаторе, т

Если ts - tк ³ 0, то (10.181 - 10.36)

5.210 × (10.181 - 10.36) × 11.951

Если ts - tк < 0, то

(10.181 - 10.36) < 0, то 11.972 = 0

+

11.973

Суммарный перерасход топлива вследствие отклонений от номинального состояния конденсатора, т

DBконд

11.971 + 11.972

+

Анализ. Показатели изменения экономичности ПНД

11.974

Перерасход топлива вследствие отклонения от номинальной температуры основного конденсата на выходе из СПНД (для бездеаэраторных схем), т

5.211 × (10.182 - 10.37) × 11.951

+

11.975

Перерасход (экономия) топлива вследствие отклонения от номинальной температуры основного конденсата на выходе из ПНД (№ 1 - 4 для турбин ЛMЗ и № 1 - 6 для турбин ХТЗ), т

5.212 × (11.565 - 10.37) × 11.951

Для ПНД1:

11.565 + 11.571

+

11.976

Перерасход (экономия) топлива вследствие отклонения давления в деаэраторе от номинального (скользящего) значения, т

5.213 × (11.572 - 10.35) × 11.951

+

11.977

Перерасход топлива вследствие недоохлаждения конденсата греющего пара ПНД, т

Если , то

(10.38 - 11.576) ³ -10, то

5.214 × (10.38 - 11.576) × 11.951

+

Если , то

(10.38 - 11.576) < -10, то 11.977 = 0

+

11.978

Перерасход топлива вследствие отключения сливного насоса ПНД2, т

DBсл.н

5.230 × (1 - 10.261) × 11.951

+

11.979

Суммарный перерасход (экономия) топлива из-за нарушений в работе ПНД, т

DBПНД

11.974 + 11.975 + 11.976 + 11.977 + 11.978

+

Анализ. Показатели изменения экономичности ПВД

11.980

Перерасход (экономия) топлива вследствие отклонения от номинальной температуры питательной воды на выходе из ПВД (каждого корпуса), т

5.215 × (11.578 - 10.41) × 11.177 × 10.262 × 11.951

+

11.981

Перерасход (экономия) топлива вследствие отклонения от номинальной температуры питательной воды перед байпасом за ПВД (по каждой линии), т

5.215 × (11.580 - 10.42) × 11.177 × 10.262 × 11.951

+

11.982

Перерасход топлива вследствие неплотности арматуры на байпасных линиях ПВД (по каждой нитке), т

(5.609 + 5.610 × 10.225) × 11.175 × 11.951

+

11.983

Перерасход топлива вследствие недоохлаждения конденсата греющего пара ПВД (каждого корпуса), т

Если , то 10.44 - 11.582

5.216 × (10.44 - 11.582) × 11.177 × 10.263 × 11.951

Если , то (10.44 - 11.582) < -10

+

11.983 = 0

+

11.984

Резерв

11.985

Перерасход топлива вследствие перетока пара по линии дренажа из ПВД9(8) в ПВД8(7) (каждого корпуса), т

Если , то

+

Если , то

 11.985 = 0

+

11.986

Переток пара по линии дренажа из ПВД9(8) в ПВД8(7) (каждого корпуса), т

DDп9 j

(10.110 - 11.178) × 10.222

+

11.987

Переток пара по линии дренажа из ПВД8(7) в ПВД7(6) (каждого корпуса), т

DDп8 j

[(10.110 - 11.178) + (10.111 - 11.179)] × 10.222

+

11.988

Перерасход топлива вследствие перетока пара по линии дренажа из ПВД8 в ПВД7, т

Если , то

Если , то

11.987 = 0

+

 

11.988 = 0

+

11.989

Перерасход топлива вследствие нарушений в работе ПВД, т

DBПВД

11.980 + 11.981 + 11.982 + 11.983 + 11.985 + 11.988

+

Анализ. Показатели эффективности работы ПТН

11.990

Перерасход (экономия) топлива вследствие отклонения от номинального расхода пара на турбопривод каждого питательного насоса, т

+

11.991

Перерасход топлива вследствие сброса горячей воды из уплотнений каждого питательного и бустерного насоса в конденсатор, т

Если , то 10.45 > 10.36 + 3

при  принять 10.35 - 10.45 < 10

10.35 - 10.45 = 10

+

Если , то

10.45 £ 10.36 + 3, то 11.991 = 0

+

11.992

Перерасход топлива вследствие сброса холодной воды из уплотнений каждого питательного и бустерного насоса в деаэратор, т

Если

10.46 < 10.35 + 3, то

Если , то

10.46 ³ 10.35 + 3, то 11.992 = 0

+

11.993

Суммарный перерасход топлива вследствие нарушений в работе ПТН, т

DBПТН

11.990 + 11.991 + 11.992

+

11.994

Перерасход (экономия) топлива вследствие отклонения от номинального давления питательной воды на нагнетании питательного насоса, т

+

11.995

Поправка к мощности на отклонение давления отработавшего пара в конденсаторе каждого турбопривода от нормативного, кВт

11.996

Перерасход топлива вследствие отклонения от номинального давления отработавшего пара в конденсаторе ПТНj, т

+

Анализ ТВД

11.997

Перерасход (экономия) топлива вследствие отклонения от номинального расхода пара на ТВДj, т

DBТВД j

+

11.998

Суммарный перерасход (экономия) топлива на ТВД, т

DBТВД

+

11.999

Поправка к мощности на отклонение от номинального давления отработавшего пара в конденсаторе ТВДj, кВт

+

11.1000

Перерасход топлива вследствие отклонения от номинального давления отработавшего пара в конденсаторе ТВД, т

+

Анализ бойлерной установки

11.1001

Поправка к удельному расходу тепла турбинной установки при фактическом распределении нагрева сетевой воды в бойлерах 1 и 2, %

(5.226 × 11.104 + 5.225 × 11.88) × 5.227

11.1002

Поправка к удельному расходу тепла турбинной установки при номинальном распределении нагрева воды теплосети в бойлерах 1 и 2, %

(5.226 × 11.597 + 5.225 × 11.598) × 5.227

11.1003

Перерасход топлива из-за отклонения фактического распределения нагрева сетевой воды от нормативного в бойлерах 1, 2, т

DBБУ

(11.1001 - 11.1002) × 11.951 × 10-2

+

11.1004

Перерасход топлива вследствие отклонения от номинальных потерь теплоносителя в цикле, т

(11.189 - 5.132) × 5.247 × 5.248 × 10.222 × 11.951

+

11.1005

Перерасход (+), экономия (-) топлива вследствие отклонений от номинальных параметров пара, состояния котла, турбинной установки, уровня расходов тепла и электроэнергии на собственные нужды и прочих объясненных отклонений, т

DBОБ

DBк + DBреж + DBп + DBт + DBконд + DBПНД + DBПВД + DBПТН + DBТВД +  +  + +DBБУ +

11.914 + 11.818 + 11.957 + 11.970 + 11.973 + 11.979 + 11.989 + 11.993 + 11.998 + 11.528 + 11.530 + 11.1003 + 11.1004

+

11.1006

Перерасход (экономия) топлива вследствие отклонений от нормы необъясненных факторов, т

DBно

DBэ - DBОБ

11.526 - 11.1005

+

Таблица 12

Массив накапливаемых величин для расчета ТЭП на оперативном, сменном, суточном и месячном интервалах

Адрес показателя

Обозначение показателя

Исходная информация

Использование в табл. 13

1

2

3

4

Фактические показатели

12.1

t

ч

12.2

Э

тыс. кВт×ч

11.146

1; 3; 10; 26; 28; 30; 62 - 66; 136; 142; 189; 190 - 192

12.3

Этф

тыс. кВт×ч

11.157

2

12.4

Эот

тыс. кВт×ч

11.160

4

12.5

Qот

ГДж

11.96

5; 6

12.6

Эсн

тыс. кВт×ч

11.136

7; 8

12.7

тыс. кВт×ч

11.144

9; 10

12.8

тыс. кВт×ч

11.145

11; 12

12.9

Gпв

т

11.163

13; 14; 16; 33; 34; 56; 152; 165; 166; 178

12.10

МПа×т

11.200

13

12.11

°С×т

11.201

14

12.12

Dпп

т

11.162

15; 23; 173; 174; 175; 176; 177

12.13

°С×т

11.215

15

12.14

°С×т

11.202

16

12.15

Экн

тыс. кВт×ч

11.161

17; 18; 19; 20

12.16

кПа×тыс. кВт×ч

11.203

17

12.17

кПа×тыс. кВт×ч

11.236

18

12.18

тыс. кВт×ч

11.206

19

12.19

тыс. кВт×ч

11.204

20

12.20

°С×тыс. кВт×ч

11.205

21

12.21

D0

т

11.219

22

12.22

ГДж

11.110

24

12.23

Э¢

кВт×ч

11.120

24

12.24

тыс. кВт×ч

11.142

25, 26

12.25

Эцн

тыс. кВт×ч

11.139

27

12.26

Резерв

12.27

ГДж

11.5

31; 32; 54; 58; 150; 154; 160; 162; 164; 165; 166; 171

12.28

Bк

т

11.47

35; 36; 37; 42-45; 47; 49; 51

12.29

°С×т

11.207

35

12.30

°С×т

11.208

36

12.31

°С×т

11.209

37

12.32

%×ГДж

11.213

38

12.33

ГДж

11.48

38; 39; 41

12.34

%×ГДж

11.214

39

12.35

ГДж

11.165

40

12.36

%×ГДж

11.199

41

12.37

т

11.210

42

12.38

т

11.211

43

12.39

т

11.212

44

12.40

Bг

т

11.13

46; 47

12.41

Bм

т

11.12

48; 49

12.42

Bт

т

11.49

50; 51; 60; 156

12.43

Bпер

т

11.150

52

12.44

тыс. кВт×ч

11.141

53; 54

12.45

тыс. кВт×ч

11.148

63

12.46

ЭПЭН

тыс. кВт×ч

11.156

55; 56; 65

12.47

Этд

тыс. кВт×ч

11.133

57; 58; 64

12.48

Эпп

тыс. кВт×ч

11.135

59; 60; 66

12.49

ЭСАО

тыс. кВт×ч

11.198

61; 62

12.50

ГДж

11.82

67; 68

12.51

Qэ

ГДж

11.124

68; 157

12.52

ГДж

11.83

69; 70

12.53

QПТН

ГДж

11.122

71; 72

12.54

QТВД

ГДж

11.123

73; 74

12.55

Qсер.оч

ГДж

11.60

75; 76

12.56

ГДж

11.74

77

12.57

ГДж

11.64

78

12.58

ГДж

11.65

79

12.59

Qобд

ГДж

11.71

80

12.60

МПа×ч

11.216

81

12.61

МПа×ч

11.217

81

12.62

Gвпр

т

11.218

82

12.63

т

11.222

83

12.64

D01

т

11.223

84

12.65

т

11.225

85

12.66

D02

т

11.224

86

12.67

т

11.226

87

12.68

DРОУ

т

11.220

88

12.69

кДж

11.227

89

12.70

кДж

11.228

89

12.71

кДж

11.229

90

12.72

кДж

11.230

90

12.73

т

11.231

91

12.74

т

11.232

92

12.75

т

11.233

93

12.76

т

11.967

94

12.77

МПа×т

11.234

95

12.78

°С×кВт×ч

11.235

96

12.79

W

тыс. м3

11.184

97

12.80

Gвозд

кг

11.238

98

12.81

°С×т

11.237

99

12.82

°С×т

11.240

100

12.83

°С×т

11.241

101

12.84

°С×т

11.242

102

12.85

°С×кВт×ч

11.239

103

12.86

°С×т

11.243

104

12.87

°С×т

11.244

105

12.88

т

11.174

106

12.89

°С×т

11.245

107

12.90

т

11.986

108

12.91

т

11.987

109

12.92

DПТН j

т

11.246

110

12.93

°С×т

11.247

111

12.94

°С×т

11.248

112

12.95

МПа×т

11.249

113

12.96

кПа×т

11.250

114

12.97

°С×т

11.251

115

12.98

DТВД j

т

11.252

116

12.99

кПа×т

11.253

117

12.100

QПБ

ГДж

11.88

118

12.101

QОБ

ГДж

11.104

119

12.102

°С×т

11.255

120

12.103

°С×т

11.256

121

12.104

Gсв

т

11.254

120; 121

12.105

Gпот.тн

т

11.190

122

12.106

GХОВ

т

11.185

123

12.107

Dперет

т

11.189

124

12.108

Dф

т

11.186

125

12.109

Dобд

т

11.187

126

12.110

D2

т

11.155

172

12.111

Rкн

кДж×т/(ч×°С)

11.878

127

12.112

т

11.879

128

12.113

т

11.716

129

12.114

т

11.904

130

12.115

т

11.910

131

12.116

°С×т

11.786

132

12.117

°С

11.785

133

12.118

°С×т

11.842

134

12.119

DпуЦСД

т

11.257

157

12.120

кДж/м3×т

11.941

136

12.121

%×т

11.943

137

12.122

°С×т

11.670

138

12.123

т

11.674

139

12.124

Ry

т

11.709

140

12.125

т

11.728

141

12.126

т

11.674

142

12.127

т

11.675

143

12.128

Bэ

т

11.152

144; 145

12.129

Bтэ

т

11.153

146; 147

12.130

tпуск

ч

16.1

148

12.131

Эпуск

кВт×ч

16.2

149

12.132

кВт×ч

16.4

150

12.133

т

16.14

151

12.134

т

16.15

152

12.135

т

16.5

153

12.136

Bпуск

т

16.16

154

12.137

DBпуск

т

16.17

155

12.138

Резерв

12.139

%, ГДж×тыс. кВт×ч

11.196

156

12.140

ГДж×тыс. кВт×ч

11.197

156

12.141

Резерв

12.142

Резерв

12.143

«

12.144

«

12.145

«

Номинальные показатели

12.146

кВт×ч

11.453

161

12.147

кВт×ч

11.448

162; 163

12.148

ГДж

11.389

164

12.149

кВт×ч

11.391

164

12.150

кВт×ч

11.395

165; 166

12.151

кВт×ч

11.397

167; 168

12.152

°С×т

11.471

169

12.153

т

11.484

169

12.154

кПа×т

11.473

170

12.155

т

11.485

170

12.156

°С×т

11.483

171

12.157

Резерв

12.158

т

11.463

173; 177; 178

12.159

°С×т

11.475

173

12.160

%×ГДж

11.466

174

12.161

ГДж

11.464

174; 175; 176

12.162

%×ГДж

11.467

175

12.163

ГДж

11.479

176

12.164

т

11.476

177

12.165

т

11.478

178

12.166

кВт×ч

11.442

179; 180

12.167

кВт×ч

11.440

181; 182; 221

12.168

кВт×ч

11.439

183; 184; 220

12.169

кВт×ч

11.438

185; 186; 222

12.170

ГДж

11.405

187; 188

12.171

ГДж

11.412

189; 190

12.172

ГДж

11.399

191; 192

12.173

ГДж

11.401

193; 194

12.174

МПа×т

11.550

195

12.175

%×т

11.554

196

12.176

т

11.558

197

12.177

т

11.560

198

12.178

т

11.562

199

12.179

т

11.563

200

12.180

МПа×т

11.556

201

12.181

кПа×т

11.552

202

12.182

°С×т

11.567

204

12.183

°С×т

11.566

203

12.184

°С×т

11.573

205

12.185

°С×т

11.577

206

12.186

°С×т

11.575

207

12.187

°С×т

11.579

208

12.188

°С×т

11.581

209

12.189

°С×т

11.599

210

12.190

т

11.584

211

12.191

°С×т

11.587

212

12.192

°С×т

11.588

213

12.193

МПа×т

11.590

214

12.194

кПа×т

11.586

215

12.195

°С×т

11.596

216

12.196

т

11.592

217

12.197

кПа×т

11.594

218

12.198

кВт×ч

11.447

172

12.199

Эсн(н)

кВт×ч

11.468

219

12.200

ГДж

11.598

223

12.201

ГДж

11.597

224

12.202

%×ГДж×кВт×ч

11.487

225

12.203

ГДж×кВт×ч

11.488

225

12.204

кДж×т/(ч×°С)

11.892

226

12.205

т

11.891

227

12.206

т

11.894

228

12.207

т

11.903

229

12.208

т

11.909

230

12.209

т

11.628

231

12.210

кДж×т/м3

11.942

232

12.211

°С×т

11.671

233

12.212

т

11.793

234

12.213

т

11.461

235; 236

12.214

т

11.462

237; 238

12.215

т

11.600

239

12.216

Резерв

12.217

«

12.218

«

12.219

«

12.220

«

12.221

«

Показатели резервов тепловой экономичности, т

12.222

11.952

250

12.223

11.953

251

12.224

11.954

252

12.225

11.955

253

12.226

11.956

254

12.227

DBп

11.957

255

12.228

DBзгр

11.841

256

12.229

11.861

257

12.230

11.877

258

12.231

11.890

259

12.232

11.901

260

12.233

11.907

261

12.234

11.913

262

12.235

DBк

11.914

263

12.236

11.627

264

12.237

11.638

265

12.238

11.707

266

12.239

DBR

11.658

267

12.240

11.667

268

12.241

11.673

269

12.242

11.761

270

12.243

DBрг

11.816

271

12.244

DBреж

11.818

272

12.245

Резерв

12.246

«

12.247

11.969а

385

12.248

11.960

276

12.249

11.963

277

12.250

11.964

278

12.251

11.965

279

12.252

11.966

280

12.253

11.969

281

12.254

DBт

11.970

282

12.255

11.971

283

12.256

11.972

284

12.257

DBконд

11.973

285

12.258

11.975

286

12.259

11.974

287

12.260

11.976

288

12.261

11.977

289

12.262

DBсл.н

11.978

290

12.263

DBПНД

11.979

291

12.264

11.980

292

12.265

11.981

293

12.266

11.982

294

12.267

11.983

295

12.268

11.985

296

12.269

11.988

297

12.270

DBПВД

11.989

298

12.271

11.990

299

12.272

11.991

300

12.273

11.992

301

12.274

DBПТН

11.993

302

12.275

11.994

303

12.276

11.996

304

12.277

11.997

305

12.278

DBТВД

11.998

306

12.279

11.1000

307

12.280

11.516

308; 368; 369

12.281

11.506

309; 335

12.282

11.528

310

12.283

11.504

311; 332

12.284

11.529

312

12.285

11.530

313

12.286

DBБУ

11.1003

314

12.287

11.1004

315

12.288

11.493

316; 317

12.289

11.503

318; 319

12.290

11.499

320; 321

12.291

11.500

322; 323

12.292

11.501

324; 325

12.293

11.502

326; 327

12.294

11.517

328; 329

12.295

DB1корп

11.519

330; 331

12.296

11.505

333; 334

12.297

DBту

11.522

336; 337

12.298

11.507

338; 339; 340

12.299

11.508

341; 342; 343

12.300

11.509

344; 345; 346

12.301

11.510

347; 348; 349

12.302

11.511

350; 351; 352

12.303

11.518

353; 354; 355

12.304

11.512

356; 357; 358

12.305

11.513

359; 360; 361

12.306

11.514

362; 363; 364

12.307

11.515

365; 366; 367

12.308

DBПТН

11.520

370; 371; 372

12.309

DBТВД

11.521

373; 374; 375

12.310

DBку

11.523

376; 377; 378

12.311

DBэ

11.526

379; 380

12.312

DBтэ

11.492

381; 382

12.313

DB

11.527

383; 384

12.314

DBно

11.1006

275

12.315

DBоб

11.1005

274

12.316

Резерв

12.317

«

12.318

«

12.319

Резерв

12.320

«

12.321

«

Использование в табл. 18

Массив нормативных ТЭП в месячном интервале, т:

12.322

11.540

1, 2

12.323

11.541

3, 4

12.324

DBмес

11.542

5

12.325

Резерв

12.326

«

12.327

«

12.328

«

Таблица 13

Алгоритм расчета ТЭП на оперативном, сменном, суточном и месячном интервалах

Адрес показателя

Наименование

Обозначение

Исходная информация

Использование (форма, позиция)

A

B

l

Расчетная формула , где A и B - накопленные величины; l - масштабный коэффициент

Фактические показатели

Выработка электроэнергии:

13.1

всего, тыс. кВт×ч

Э

12.2

1

1

33.1

13.2

по теплофикационному циклу, тыс. кВт×ч

Этф

12.3

1

1

33.2

13.3

то же, %

Этф

12.3

12.2

102

33.3

13.4

Отпуск электроэнергии, тыс. кВт×ч

Эот

12.4

1

1

33.4

13.5

Отпуск тепла, ГДж

Qот

12.5

1

1

33.5; 33.7

13.6

To же, ГДж/ч

Qот

12.5

12.1

1

33.6; 33.8

13.7

Расход электроэнергии на с.н. всего, тыс. кВт×ч

Эсн

12.6

1

1

34.1

13.8

То же, %

Эсн

12.6

12.2

1

30.3

13.9

Расход электроэнергии на с.н. на производство электроэнергии, тыс. кВт×ч

12.7

1

1

34.2

13.10

Расход электроэнергии на с.н. на производство электроэнергии, %

12.7

12.2

102

34.3

13.11

Расход электроэнергии на с.н. на отпуск тепла, тыс. кВт×ч

12.8

1

1

34.4

13.12

То же, кВт×ч/ГДж

12.8

12.5

103

34.5

13.13

Давление свежего пара, МПа

p1

12.10

12.9

1

35.1; 20.2

13.14

Температура свежего пара, °С

t1

12.11

12.9

1

35.2; 20.1

13.15

Температура пара после промежуточного пароперегревателя

t1ЦСД

12.13

12.12

1

35.3; 20.3

13.16

Температура питательной воды, °С

tпв

12.14

12.9

1

35.4; 26.8

13.17

Давление пара в конденсаторе, кПа

p2

12.16

12.15

1

35.5; 24.1

13.18

Давление пара в каждой секции конденсатора, кПа

12.17

12.15

1

24.4

13.19

Температурный напор в конденсаторе, °С

Dtк

12.18

12.15

1

35.6; 24.5

13.20

Температура охлаждающей воды на входе в конденсатор, °С

t

12.19

12.15

1

35.7; 24.6

13.21

Температура охлаждающей воды на выходе из конденсатора, °С

t

12.20

12.15

1

35.8

13.22

Расход пара на турбину, т/ч

D0

12.21

12.1

1

35.9; 20.8

13.23

Расход пара в промежуточный пароперегреватель, т/ч

Dпп

12.12

12.1

1

35.10; 20.10

13.24

Удельный расход тепла брутто, кДж/(кВт×ч)

qт

12.22

12.23

106

35.11; 23.9

13.25

Расход электроэнергии на с.н. турбины всего, тыс. кВт×ч

12.24

1

1

36.1

13.26

То же, %

12.24

12.2

102

36.2; 30.1

13.27

Расход электроэнергии на циркуляционные насосы, тыс. кВт×ч

Эцн

12.25

1

1

36.3

13.28

То же, %

Эцн

12.25

12.2

102

36.4; 30.5

13.29

Расход электроэнергии на конденсатные насосы, тыс. кВт×ч

Экн

12.26

1

1

36.5

13.30

То же, %

Экн

12.26

12.2

102

36.6

13.31

Выработка тепла котлом брутто, ГДж

12.27

1

1

37.1

13.32

Выработка тепла котлом брутто, ГДж/ч

12.27

12.1

1

37.2

13.33

Расход питательной воды, тыс.·т

Gпв

12.9

1

10-3

37.3

13.34

То же, т/ч

Gпв

12.9

12.1

1

37.4, 20.7-20.9

13.35

Температура холодного воздуха, °С

tхв

12.29

12.28

1

37.5

13.36

Температура воздуха на входе в воздухоподогреватель, °С

t1ВП

12.30

12.28

1

37.6; 22.2

13.37

Температура уходящих газов, °С

vух

12.31

12.28

1

37.7

13.38

Потери тепла с уходящими газами, %

q2

12.32

12.33

1

37.8

13.39

Потери тепла с химической и механической неполнотой сгорания, %

q3+4

12.34

12.33

1

37.9

13.40

КПД котла брутто по прямому балансу, %

12.27

12.35

102

37.10

13.41

То же по обратному балансу, %

12.36

12.33

102

37.11

13.42

Коэффициент избытка воздуха в режимном сечении

aр

12.37

12.28

1

37.12; 22.1

13.43

Присосы воздуха:

режимное сечение - последняя ступень нагрева

Daрух

12.38

12.28

102

37.13

13.44

Присосы воздуха:

последняя поверхность нагрева - дымосос

Daухд

12.39

12.28

102

37.14

13.45

Расход условного топлива всего, т

Bк

12.28

1

1

38.1

13.46

То же газа, т

Bг

12.40

1

1

38.2

13.47

То же, %

Bг

12.40

12.28

102

38.3

13.48

То же мазута, т

Bм

12.41

1

1

38.4

13.49

То же, %

Bм

12.41

12.28

102

38.5

13.50

То же твердого, т

Bт

12.42

1

1

38.6

13.51

То же,

Bт

12.42

12.28

102

38.7

13.52

Расход топлива, эквивалентный расходу тепла перетока, т

Bпер

12.43

1

1

38.8

13.53

Расход электроэнергии на с.н. котла, тыс. кВт×ч

12.44

1

1

39.1

13.54

То же, кВт×ч/ГДж

12.44

12.27

103

39.2

13.55

Расход электроэнергии на ПЭН, тыс. кВт×ч

ЭПЭН

12.46

1

1

39.3

13.56

Расход электроэнергии на ПЭН, кВт×ч/т воды

ЭПЭН

12.46

12.9

103

39.4

13.57

Расход электроэнергии на тягу и дутье, тыс. кВт×ч

Этд

12.47

1

1

39.5

13.58

То же, кВт×ч/ГДж

Этд

12.47

12.27

103

39.6

13.59

Расход электроэнергии на пылеприготовление, тыс. кВт×ч

Эпп

12.48

1

1

39.7

13.60

То же, кВт×ч/т

Эпп

12.48

12.42

103

39.8

13.61

Расход электроэнергии на серо- и азотоочистку, тыс. кВт×ч

ЭСАО

12.49

1

1

39.9

13.62

То же, %

ЭСАО

12.49

12.2

102

39.10

13.63

Расход электроэнергии на с.н. котла на производство электроэнергии, %

12.45

12.2

102

30.2

13.64

Расход электроэнергии на тягу и дутье, %

Этд

12.47

12.2

102

30.6

13.65

Расход электроэнергии на ПЭН, %

ЭПЭН

12.46

12.2

102

30.7

13.66

Расход электроэнергии на пылеприготовление, %

Эпп

12.48

12.2

102

30.8

13.67

Расход тепла на с.н. турбины, ГДж

12.50

1

1

40.1

13.68

То же, %

12.50

12.51

102

40.2

13.69

Расход тепла на с.н. котла, ГДж

12.52

1

1

40.3

13.70

То же, %

12.52

12.27

102

40.4

13.71

Расход тепла на ПТН, ГДж

QПТН

12.53

1

1

40.5

13.72

То же, %

QПТН

12.53

12.27

102

40.6

13.73

Расход тепла на ТВД, ГДж

QТВД

12.54

1

1

40.7

13.74

То же, %

QТВД

12.54

12.27

102

40.8

13.75

Расход тепла на сероочистку, ГДж

Qсер.оч

12.55

1

1

40.9

13.76

То же, %

Qсер.оч

12.55

12.27

102

40.10

13.77

Потери тепла на подготовку ХОВ, %

12.56

12.27

102

29.4

13.78

Потери тепла с конденсатом калориферов, %

12.57

12.27

102

29.5

13.79

Потери тепла в мазутном хозяйстве, %

12.58

12.27

102

29.6

13.80

Потери тепла на обдувку, %

Qобд

12.59

12.27

102

29.7

13.81

Сопротивление в тракте промперегрева, %

Dpпп

12.60

12.61

102

20.4

13.82

Расход питательной воды на впрыск в ГПП, %

Gвпр

12.62

12.9

102

20.5

13.83

Расход свежего пара по сумме измеренных потоков, т/ч

12.63

12.1

1

20.9

13.84

Расход пара I отбора, т/ч

D01

12.64

12.1

1

20.11

13.85

Расход пара I отбора по балансу, т/ч

12.65

12.1

1

20.11

13.86

Расход пара II отбора, т/ч

D02

12.66

12.1

1

20.12

13.87

Расход пара II отбора, по балансу, т/ч

12.67

12.1

1

20.12

13.88

Расход пара на РОУ, т/ч

DРОУ

12.68

12.1

1

20.13

13.89

КПД ЦВД, %

h0i ЦВД

12.69

12.70

102

23.1

13.90

КПД ЦСД, %

h0i ЦСД

12.71

12.72

102

23.2

13.91

Расход пара из переднего уплотнения ЦВД в ХПП, т/ч

12.73

12.1

1

23.3

13.92

Расход пара из переднего уплотнения ЦВД в деаэратор, т/ч

12.74

12.1

1

23.4

13.93

Расход пара из заднего уплотнения ЦВД в деаэратор, т/ч

12.75

12.1

1

23.5

13.94

Расход пара из уплотнений ЦВД в ПНД, т/ч

12.76

12.1

1

23.7

13.95

Давление пара в камере регулирующей ступени, МПа

pр.ст

12.77

12.9

1

23.10

13.96

Температура конденсата после конденсатора, °С

tк

12.78

12.15

1

24.2

13.97

Расход охлаждающей воды, тыс. м3

W

12.79

12.1

1

24.8

13.98

Присосы воздуха в конденсатор, кг/ч

Gвозд

12.80

12.1

1

24.7

13.99

Температура сбрасываемого пара из ГПП в конденсатор, °С

12.81

12.9

1

24.9

13.100

Температура конденсата за ПНДj, °С

tj

12.82

12.12

1

25.1

13.101

Температура питательной воды за деаэратором, °С

tд

12.83

12.9

1

25.2

13.102

Температура конденсата греющего пара ПНД, °С

12.84

12.12

1

25.3

13.103

Температура аварийного слива из СПНД в конденсатор, °С

tав.сл

12.85

12.15

1

25.6

13.104

Температура питательной воды за ПВД, °С

t2пв j

12.86

12.9

1

26.1

13.105

Температура питательной воды за ПВД перед байпасом, °С

12.87

12.9

1

26.2

13.106

Расход питательной воды через байпас, %

12.88

12.9

102

26.3

13.107

Температура конденсатора греющего пара ПВД, °С

12.89

12.9

1

26.4

13.108

Перегон пара по линии дренажа из ПВД 9(8) в ПВД 8(7), т/ч

DDп9 j

12.90

12.1

1

26.5

13.109

То же из ПВД 8(7) в ПВД 7(6), т/ч

DDп8 j

12.91

12.1

1

26.6

13.110

Расход пара на ПТН, т/ч

DПТН

12.92

12.1

1

27.1

13.111

Температура воды из уплотнений ПТН в конденсатор, °С

12.93

12.9

1

27.2

13.112

Температура воды из уплотнений ПТН в деаэратор, °С

12.94

12.9

1

27.3

13.113

Давление на стороне нагнетания ПТН, МПа

12.95

12.9

1

27.5

13.114

Давление пара в конденсаторе ПТН, кПа

12.96

12.92

1

27.6

13.115

Температурный напор в конденсаторе ПТН, °С

Dtк ПТН

12.97

12.92

1

27.7

13.116

Расход пара на ТВД, т/ч

DТВД

12.98

12.1

1

28.1

13.117

Давление отработавшего пара в конденсаторе ТВД, кПа

12.99

12.98

1

28.3

13.118

Тепловая нагрузка пикового бойлера, ГДж

QПБ

12.100

1

1

31.1

13.119

Тепловая нагрузка основного бойлера, ГДж

QОБ

12.101

1

1

31.2

13.120

Недогрев в ПБ, °С

DtПБ

12.102

12.104

1

31.4

13.121

Недогрев в ОБ, °С

dtОБ

12.103

12.104

1

31.5

13.122

Потеря теплоносителя, т/ч

Gпот.тн

12.105

12.1

1

32.1

13.123

Добавок ХОВ в конденсатор, т/ч

GХОВ

12.106

12.1

1

32.2

13.124

Переток пара с.н., т/ч

Dперет

12.107

12.1

1

32.3

13.125

Расход пара на форсунки, т/ч

Dф

12.108

12.1

1

32.4

13.126

Расход пара на обдувку, т/ч

Dобд

12.109

12.1

1

32.5

13.127

Теплопередающая способность воздухоподогревателей, ГДж/(ч×°С)

KH

12.111

12.28

10-3

21.3

13.128

Присосы воздуха в топку

Daт

12.112

12.28

1

21.4

13.129

Присосы воздуха в воздухоподогреватель

DaВП

12.113

12.28

1

21.5

13.130

КПД вентиляторов

hв

12.114

12.28

1

21.6

13.131

КПД дымососа

hдс

12.115

12.28

1

21.7

13.132

Температура газов за топкой, °С (баланс)

12.116

12.28

1

21.9

13.133

Температура газов перед конвективной шахтой, °С (баланс)

12.117

12.28

1

21.10

13.134

Температура газов перед, воздухоподогревателем, °С

v1ВП

12.118

12.28

1

21.11

13.135

Резерв

13.136

Удельный расход тепла, подведенного в КФ, кДж/м3

qКФ

12.120

12.28

1

22.3

13.137

Тонина помола, %

R90

12.121

12.28

1

22.4

13.138

Температура горячего воздуха, °С

tгв

12.122

12.28

1

22.5

13.139

Доля твердого топлива в смеси

lт

12.123

12.28

1

22.6

13.140

Рециркуляция горячего воздуха

y

12.124

12.28

1

22.7

13.141

Рециркуляция дымовых газов

rрец

12.125

12.28

1

22.8

13.142

Доля мазута в смеси

lм

12.125

12.28

1

22.11

13.143

Доля газа в смеси

lг

12.126

12.28

1

22.12

13.144

Расход условного топлива на отпуск электроэнергии, т

Bэ

12.128

1

1

43.1

13.145

То же, г/(кВт×ч)

bэ

12.128

12.4

103

43.1

13.146

Расход условного топлива на отпуск тепла, т

Bтэ

12.129

1

1

43.5

13.147

То же, кг/ГДж

bтэ

12.129

12.5

103

43.5

13.148

Продолжительность пуска, ч

tпуск

12.130

1

1

44.1

13.149

Выработка электроэнергии за период пуска, тыс. кВт×·ч

Эпуск

12.131

1

10-3

44.2

13.150

Расход электроэнергии на с.н. за период пуска, тыс. кВт×ч

12.132

1

10-3

44.3

13.151

Расход условного топлива эквивалентный расходу тепла перетока за период пуска, т

12.133

1

1

44.4

13.152

Расход условного топлива, эквивалентной расходу электроэнергии на с.н., за период пуска, т

12.134

1

1

44.5

13.153

Расход условного топлива котлом за период пуска, т

12.135

1

1

44.6

13.154

Расход условного топлива за период пуска, т

Bпуск

12.136

1

1

44.7

13.155

Потери условного топлива за период пуска, т

DBпуск

12.137

1

1

44.8

13.156

КПД котла нетто, %

12.139

12.140

1

37.15

13.157

Расход пара из переднего уплотнения ЦСД в отбор, т/ч

DПУ ЦСД

12.119

12.1

1

23.6

13.158

«

13.159

«

13.160

«

Номинальные показатели

13.161

Отпуск электроэнергии, тыс. кВт×ч

12.146

1

10-3

33.4

13.162

Расход электроэнергии на с.н. на производство электроэнергии, тыс. кВт×ч

12.147

1

10-3

34.2

13.163

То же, %

12.147

12.2

10-1

34.3

13.164

Удельный расход тепла брутто, кДж/(кВт×ч)

12.148

12.149

106

23.9, 35.11

13.165

Расход электроэнергии на с.н. турбины всего, тыс. кВт×ч

12.150

1

10-3

36.1

13.166

То же, %

12.150

12.2

10-1

36.2

13.167

Расход электроэнергии на циркуляционные насосы, тыс. кВт×ч

12.151

1

10-3

36.3

13.168

То же, %

12.151

12.2

10-1

36.4

13.169

Температура питательной воды, °С

12.152

12.153

1

35.4

13.170

Давление пара в конденсаторе, кПа

12.154

12.155

1

35.5

13.171

Температурный напор в конденсаторе, °С

12.156

12.155

1

35.6

13.172

Расход электроэнергии на с.н. котла на производство электроэнергии, %

12.198

12.2

10-1

30.2

13.173

Температура уходящих газов, °С

12.159

12.158

1

37.7

13.174

Потери тепла с уходящими газами, %

q2

12.160

12.161

1

37.8

13.175

Потери тепла с химической и механической неполнотой сгорания, %

12.162

12.161

1

37.9

13.176

КПД котла брутто по обратному балансу, %

12.163

12.161

102

37.11

13.177

Коэффициент избытка воздуха в режимном сечении

12.164

12.158

1

37.12

13.178

Присосы воздуха:

режимное сечение - последняя ступень нагрева

12.165

12.158

1

37.13

13.179

Расход электроэнергии на с.н. котла, тыс. кВт×ч

12.166

1

10-3

39.1

13.180

То же, кВт×ч/ГДж

12.166

12.27

1

39.2

13.181

Расход электроэнергии на ПН, тыс. кВт×ч

12.167

1

10-3

39.3

13.182

То же, кВт×ч/т воды

12.167

12.9

1

39.4

13.183

Расход электроэнергии на тягу и дутье, тыс. кВт×ч

12.168

1

10-3

39.5

13.184

То же, кВт×ч/ГДж

12.168

12.27

1

39.6

13.185

Расход электроэнергии на пылеприготовление, тыс. кВт×ч

12.169

1

10-3

39.7

13.186

То же, кВт×ч/т (условного топлива)

12.169

12.42

1

39.8

13.187

Расход тепла на с.н. турбины, ГДж

12.170

1

1

40.1

13.188

То же, %

12.170

12.51

102

40.2

13.189

Расход тепла на с.н. котла, ГДж

12.171

1

1

40.3

13.190

То же, %

12.171

12.27

102

40.4

13.191

Расход тепла на ПТН, ГДж

12.172

1

1

40.5

13.192

То же, %

12.172

12.27

102

40.6

13.193

Расход тепла на ТВД, ГДж

12.173

1

1

40.7

13.194

То же, %

12.173

12.27

102

40.8

13.195

Давление свежего пара, МПа

p1

12.174

12.9

1

20.2

13.196

КПД внутренний относительный ЦВД, %

12.175

12.9

1

23.1

13.197

Расход пара из ПУ ЦВД в ХПП, т/ч

12.176

12.1

1

23.3

13.198

То же в деаэратор, т/ч

12.177

12.1

1

23.4

13.199

Расход пара из ЗУ ЦВД в деаэратор, т/ч

12.178

12.1

1

23.5

13.200

Расход пара из уплотнений ЦВД в ПНД, т/ч

12.179

12.1

1

23.7

13.201

Давление пара в камере регулирующей ступени, МПа

12.180

12.9

23.10

13.202

Давление пара в конденсаторе, кПа

12.181

12.110

1

24.1

13.203

Температура основного конденсата за ПНДj, °С

12.183

12.12

1

25.1

13.204

Температура конденсата за конденсатором, °С

12.182

12.12

1

24.2

13.205

Температура питательной воды за деаэратором, °С

12.184

12.12

1

25.2

13.206

Температура пара в линии дренажа из ПНД, °С

12.185

12.12

1

25.3

13.207

Температура в трубопроводе аварийного слива из СПНД в конденсатор, °С

12.186

12.12

1

25.6

13.208

Температура питательной воды за каждым корпусом ПВД, °С

12.187

12.9

1

26.1

13.209

Температура питательной воды за ПВД перед байпасом, °С

12.188

12.9

1

26.2

13.210

Температура пара в линии дренажа из ПВДj, °С

12.189

12.9

1

26.4

13.211

Расход пара на ПTHj, т/ч

12.190

12.1

1

27.1

13.212

Температура воды из уплотнений ПТН в конденсатор, °С

12.191

12.9

1

27.2

13.213

Температура воды из уплотнений ПТН в деаэратор, °С

12.192

12.9

1

27.3

13.214

Давление питательной воды за ПН, МПа

12.193

12.9

1

27.5

13.215

Давление отработавшего пара в конденсаторе ПТН, кПа

12.194

12.92

1

27.6

13.216

Температурный напор в конденсаторе ПТН, °С

12.195

12.92

1

27.7

13.217

Расход пара на ТВД, т/ч

12.196

12.1

1

28.1

13.218

Давление отработавшего пара в конденсаторе ТВД, кПа

12.197

12.98

1

28.3

13.219

Расход электроэнергии на с.н. всего, %

Эсн(н)

12.199

12.2

10-1

30.3

13.220

Расход электроэнергии на тягу и дутье, %

12.168

12.2

10-1

30.6

13.221

Расход электроэнергии на ПЭН, %

12.167

12.2

10-1

30.7

13.222

Расход электроэнергии на пылеприготовление, %

12.169

12.2

10-1

30.8

13.223

Тепловая нагрузка пикового бойлера, ГДж

12.200

1

1

31.1

13.224

Тепловая нагрузка основного бойлера, ГДж

12.201

1

1

31.2

13.225

КПД котла нетто, %

12.202

12.203

1

37.15

13.226

Теплопередающая способность ВП, ГДж/(ч)

KH(н)

12.204

12.28

10-3

21.3

13.227

Присосы воздуха в топке

12.205

12.28

1

21.4

13.228

Присосы воздуха в ВП

12.206

12.28

1

21.5

13.229

КПД вентиляторов

12.207

12.28

1

21.6

13.230

КПД дымососов

12.208

12.28

1

21.7

13.231

Коэффициент избытка воздуха за топкой в режимном сечении

12.209

12.28

1

22.1

13.232

Удельный расход тепла, подведенного в КФ, кДж/м3

12.210

12.28

1

22.3

13.233

Температура горячего воздуха, °С

12.211

12.28

1

22.5

13.234

Рециркуляция дымовых газов

12.212

12.28

1

22.8

13.235

Расход топлива на отпуск электроэнергии, т

12.213

1

1

43.2

13.236

То же, г/(кВт×ч)

12.213

12.4

103

43.2

13.237

Расход топлива на отпуск тепла, т

12.214

1

1

43.6

13.238

То же, кг/ГДж

12.214

12.5

103

43.6

13.239

Расход пара из переднего уплотнения ЦСД в отбор, т/ч

12.215

12.1

1

23.6

13.240 ¸ 13.249

Резерв

Показатели резервов тепловой экономичности, г/(кВт×ч), вследствие изменения:

13.250

Температуры свежего пара

12.222

12.4

103

20.1

13.251

Давления свежего пара перед стопорными клапанами ЦВД

12.223

12.4

103

20.2

13.252

Температуры пара перед стопорными клапанами ЦСД

12.224

12.4

103

20.3

13.253

Сопротивления тракта промперегрева

12.225

12.4

103

20.4

13.254

Расхода питательной воды на впрыск

12.226

12.4

103

20.5

13.255

Параметров пара

Dbп

12.227

12.4

103

20.6; 19.2

13.256

Загрязнения трубных поверхностей нагрева котла

Dbзгр

12.228

12.4

103

21.1

13.257

Загрязнения ВП

12.229

12.4

103

21.2

13.258

Теплопередающей способности ВП

12.230

12.4

103

21.3

13.259

Присосов воздуха в топку

12.231

12.4

103

21.4

13.260

Присосов воздуха в воздухоподогреватель

12.232

12.4

103

21.5

13.261

КПД вентиляторов

12.233

12.4

103

21.6

13.262

КПД дымососов

12.234

12.4

103

21.7

13.263

Состояния котла

Dbк

12.235

12.4

103

21.8, 19.3

13.264

Коэффициента избытка воздуха

12.236

12.4

103

22.1

13.265

Температуры воздуха перед воздухоподогревателем

12.237

12.4

103

22.2

13.266

Перерасхода тепла на КФ

12.238

12.4

103

22.3

13.267

Тонины помола

DbR

12.239

12.4

103

22.4

13.268

Температуры горячего воздуха

12.240

12.4

103

22.5

13.269

Совместного сжигания твердого и жидкого (газа) топлива

12.241

12.4

103

22.6

13.270

Рециркуляции горячего воздуха

Dbрв

12.242

12.4

103

22.7

13.271

Доли рециркуляции газов от номинала

Dbрг

12.243

12.4

103

22.8

13.272

Режима работы котла

Dbреж

12.244

12.4

103

22.9; 19.4

13.273

Резерв

13.274

Объясненных потерь

Dbоб

12.315

12.4

103

19.16

13.275

Необъясненных потерь

Dbно

12.314

12.4

103

19.15

13.276

КПД ЦВД

12.248

12.4

103

23.1

13.277

КПД ЦСД

12.249

12.4

103

23.2

13.278

Расхода пара из ПУ ЦВД на ХПП

12.250

12.4

103

23.3

13.279

Расхода пара из ПУ ЦВД в деаэратор

12.251

12.4

103

23.4

13.280

Расхода пара из ЗУ ЦВД в деаэратор

12.252

12.4

103

23.5

13.281

Расхода пара из вторых отсеков концевых уплотнений в ПНД

12.253

12.4

103

23.7

13.282

Состояния проточной части турбины

Dbт

12.254

12.4

103

23.8; 19.5

13.283

Давление пара в конденсаторе

12.255

12.4

103

24.1

13.284

Температуры основного конденсата

12.256

12.4

103

24.2

13.285

Состояния конденсатора

Dbконд

12.257

12.4

103

24.3; 19.6

13.286

Температуры основного конденсата за ПНД

12.258

12.4

103

25.1

13.287

Температуры основного конденсата за СПНД

12.259

12.4

103

25.1

13.288

Температуры питательной воды после деаэратора

12.260

12.4

103

25.2

13.289

Температуры конденсата греющего пара ПНД

12.261

12.4

103

25.3

13.290

Отключения сливного насоса

Dbсл.н

12.262

12.4

103

25.4

13.291

Нарушений в работе ПНД

DbПНД

12.263

12.4

103

25.5; 19.7

13.292

Температуры питательной воды за ПВД

12.264

12.4

103

26.1

13.293

Температуры питательной воды за ПВД перед байпасом

12.265

12.4

103

26.2

13.294

Неплотности арматуры на байпасных линиях

12.266

12.4

103

26.3

13.295

Температуры конденсата греющего пара ПВД

12.267

12.4

103

26.4

13.296

Перетока пара по линии дренажа из ПВД9 в ПВД8

12.268

12.4

103

26.5

13.297

Пере тока пара по линии дренажа из ПВД8 в ПВД7

12.269

12.4

103

26.6

13.298

Нарушений в работе ПВД

DbПВД

12.270

12.4

103

26.7; 19.8

13.299

Расхода пара на ПТН

12.271

12.4

103

27.1

13.300

Температура воды из уплотнений ПТН в конденсатор

12.272

12.4

103

27.2

13.301

Температуры воды из уплотнений ПТН в деаэратор

12.273

12.4

103

27.3

13.302

Нарушений в работе ПТН

DbПТН

12.274

12.4

103

27.4; 19.9

13.303

Давления питательной воды за ПН

12.275

12.4

103

27.5

13.304

Давления пара в конденсаторе ПТН

12.276

12.4

103

27.6

13.305

Расхода пара на ТВД

12.277

12.4

103

28.1

13.306

Нарушений в работе ТВД

DbТВД

12.278

12.4

103

28.2; 19.10

13.307

Давления пара в конденсаторе ТВД

12.279

12.4

103

28.3

13.308

Расхода тепла на с.н. котла

12.280

12.4

103

29.1; 42.11

13.309

Расхода тепла на с.н. турбины

12.281

12.4

103

29.2

13.310

Расхода тепла на с.н. энергоблока

12.282

12.4

103

29.3; 19.11

13.311

Расхода электроэнергии на с.н. турбины

12.283

12.4

103

30.1

13.312

Расхода электроэнергии на с.н. на производство электроэнергии

12.284

12.4

103

30.2

13.313

Расхода электроэнергии на с.н. энергоблока

12.285

12.4

103

30.3; 30.4; 9.12

13.314

Распределения нагрева сетевой воды в БУ

DbБУ

12.286

12.4

103

31.3; 19.3

13.315

Потерь теплоносителя в цикле

12.287

12.4

103

31.4; 19.14

13.316

Удельного расхода тепла брутто, т

12.288

1

1

41.1

13.317

То же, г/(кВт×ч)

12.288

12.4

103

41.1

13.318

Давления пара в конденсаторе, т

12.289

1

1

41.2

13.319

То же, г/(кВт×ч)

12.289

12.4

103

41.2

13.320

Давления свежего пара, т

12.290

т

1

41.3

13.321

То же, г/(кВт×ч)

12.290

12.4

103

41.3

13.322

Температуры свежего пара, т

12.291

1

1

41.4

13.323

То же, г/(кВт×ч)

12.291

12.4

103

41.4

13.324

Температуры пара после промежуточного пароперегревателя, т

12.292

1

1

41.5

13.325

То же, г/(кВт×ч)

12.292

12.4

103

41.5

13.326

Температуры питательной воды, т

12.293

1

1

41.6

13.327

То же, г/(кВт×ч)

12.293

12.4

103

41.6

13.328

Числа неплановых пусков, т

12.294

1

1

41.7

13.329

То же, г/(кВт×ч)

12.294

12.4

103

41.7

13.330

Работы с одним корпусом котла, т

DB1корп

12.295

1

1

41.8

13.331

То же, г/(кВт×ч)

Db1корп

12.295

12.4

103

41.8

13.332

Расхода электроэнергии на с.н.

12.283

1

1

41.9

13.333

Расхода электроэнергии на циркуляционные насосы, т

12.296

1

1

41.10

13.334

То же, г/(кВт×ч)

12.296

12.4

103

41.10

13.335

Расхода тепла на с.н. турбины, т

12.281

1

1

41.11

13.336

Состояния турбинной установки, т

DBту

12.297

1

1

41.12

13.337

То же, г/(кВт×ч)

Dbту

12.297

12.4

103

41.12

13.338

КПД котла брутто, т

12.298

1

1

42.1

13.339

То же, г/(кВт×ч)

12.298

12.4

103

42.1

13.340

То же, кг/ГДж

12.298

12.5

103

42.1

13.341

Температуры уходящих газов, т

12.299

1

1

42.2

13.342

То же, г/(кВт×ч)

12.299

12.4

103

42.2

13.343

Температуры уходящих газов, кг/ГДж

12.299

12.5

103

42.2

13.344

Коэффициента избытка воздуха, т

12.300

1

1

42.3

13.345

То же, г/(кВт×ч)

12.300

12.4

103

42.3

13.346

То же, кг/ГДж

12.300

12.5

103

42.3

13.347

Присосов воздуха, т

12.301

1

1

42.4

13.348

То же, г/(кВт×ч)

12.301

12.4

103

42.4

13.349

То же, кг/ГДж

12.301

12.5

103

42.4

13.350

Потерь тепла с химической и механической неполнотой сгорания, т

12.302

1

1

42.5

13.351

То же, г/(кВт×ч)

12.302

12.4

103

42.5

13.352

То же, кг/ГДж

12.302

12.5

103

42.5

13.353

Числа неплановых пусков, т

12.303

1

1

42.6

13.354

То же, г/(кВт×ч)

12.303

12.4

103

42.6

13.355

То же, кг/ГДж

12.303

12.5

103

42.6

13.356

Расхода электроэнергии на с.н. котла, т

12.304

1

1

42.7

13.357

То же, г/(кВт×ч)

12.304

12.4

103

42.7

13.358

То же, кг/ГДж

12.304

12.5

103

42.7

13.359

Расхода электроэнергии на ПЭН, т

12.305

1

1

42.8

13.360

То же, г/(кВт×ч)

12.305

12.4

103

42.8

13.361

То же, кг/ГДж

12.305

12.5

103

42.8

13.362

Расхода электроэнергии на тягу и дутье

12.306

1

1

42.9

13.363

То же, г/(кВт×ч)

12.306

12.4

103

42.9

13.364

То же, кг/ГДж

12.306

12.5

103

42.9

13.365

Расхода электроэнергии на пылеприготовление, т

12.307

1

1

42.10

13.366

То же, г/(кВт×ч)

12.307

12.4

103

42.10

13.367

То же, кг/ГДж

12.307

12.5

103

42.10

13.368

Расхода тепла на с.н. котлов, т

12.280

1

1

42.11

13.369

То же, кг/ГДж

12.280

12.5

103

42.11

13.370

Расхода тепла на ПТН, т

DBПТН

12.308

1

1

42.12

13.371

То же, г/(кВт×ч)

DbПТН

12.308

12.4

103

42.12

13.372

То же, кг/ГДж

DbПТН

12.308

12.5

103

42.12

13.373

Расхода тепла на ТВД, т

DBТВД

12.309

1

1

42.13

13.374

То же, г/(кВт×ч)

DbТВД

12.309

12.4

103

42.13

13.375

То же, кг/ГДж

DbТВД

12.309

12.5

103

42.13

13.376

Состояния котельной установки, т

DBку

12.310

1

1

42.14

13.377

То же, г/(кВт×ч)

Dbку

12.310

12.4

103

42.14

13.378

То же, кг/ГДж

Dbку

12.310

12.5

103

42.14

13.379

Суммарный резерв по энергоблоку, относимый на электроэнергию, т

DBэ

12.311

1

1

43.4

13.380

То же, г/(кВт×ч)

Dbэ

12.311

12.4

103

43.4

13.381

То же, относимый на тепло, т

DBтэ

12.312

1

1

43.8

13.382

То же, кг/ГДж

Dbтэ

12.312

12.5

103

43.8

13.383

Суммарный резерв по энергоблоку, т

DB

12.313

1

1

43.9

13.384

То же, кг/ГДж

Db

12.313

12.5

103

43.9

13.385

Расхода пара из переднего уплотнения ЦСД в отбор, г/кВт×ч

12.247

12.4

103

23.6

Таблица 14

Перечень формул (процедур) расчета накапливаемых величин за период пропуска

Адрес

Расчетная формула

Исходная информация

14.1

Выработка электроэнергии энергоблоком за период пропуска, тыс. кВт×ч: Эпр = (Э2счA - Э1счA - ЭсчA) × 10-3,

где Э2счA - показание счетчика электроэнергии на начало интервала, следующего за восполняемым, кВт×ч;

5.740

Э1счA - то же на начало восполняемого сменного интервала, кВт×ч;

5.741

Э2счA - количество электроэнергии, выработанной энергоблоком за неполный сменный интервал, кВт×ч

10.220

14.2

Продолжительность пропуска, ч tпр = tсм - t,

где tсм - полная (календарная) продолжительность восполняемого сменного интервала, ч; t - продолжительность неполного сменного интервала, ч

5.742

14.3

Электрическая мощность энергоблока (турбины) за период пропуска:

14.1; 14.2

14.4

Расчет накапливаемых величин за период пропуска (для величин, не зависящих от мощности энергоблока): ,

где xi - накопленная величина за неполный сменный интервал;

Табл. 12

tпр - продолжительность пропуска, ч;

14.2

t - продолжительность неполного сменного интервала, ч

Порядок написания исходной информации в табл. 15: xi, tпр, t.

12.1

14.5

Расчет накапливаемых величин за период пропуска (для величин, зависящих от мощности энергоблока): ,

где xi, tпр, t - см. обозначения к формуле (14.4);

 - накапливаемая одноименная величина за контрольный оперативный интервал;

Табл. 12

tо - расчетная продолжительность оперативного интервала, ч;

5.350

Nпр - электрическая мощность энергоблока (турбины) за период пропуска, кВт;

14.3

Э - выработка электроэнергии за неполный сменный интервал, тыс. кВт×ч;

12.2

Эо - то же за контрольный оперативный интервал, тыс. кВт×ч

12.20

Порядок написания исходной информации в табл. 15: xi, , tпр, t, tо, Nпр, Э, Эо.

14.6

Расчет накапливаемых величин за период пропуска (для комплексов - произведений двух величин, зависящих от мощности:

,

где  - накопленная величина комплекса за неполный сменный интервал;

Табл. 12

 - накапливаемый одновременный комплекс за контрольный оперативный интервал;

Табл. 120

xк - накопленная за неполный сменный интервал величина, входящая в комплекс;

Табл. 12

 - накапливаемая одноименная величина за контрольный оперативный интервал;

Табл. 120

xк,пр - накапливаемая одноименная величина за период пропуска, рассчитанная по формуле (14.5)

Остальные обозначения см. к формуле (14.5).

Порядок написания исходной информации в табл. 15: , xк, , , t, tо, Nпр, Э, Эо, xк,пр

Табл. 15

Таблица 15

Расчет накапливаемых величин за период пропуска

Адрес

Обозначение

Расчетная формула

Исходная информация

Адрес засылки

1

2

3

4

5

Фактические показатели

15.1

Эпр тыс. кВт×ч

14.1

5.740; 5.741; 10.220

12.2

15.2

tпр ч

14.2

5.742; 10.222

12.1

15.3

Nпр тыс. кВт

14.3

15.1; 15.2

-

15.4

 тыс. кВт×ч

14.5

12.3. 12.30; 15.2; 12.1; 5.350; 15.3; 12.2; 12.20

12.3

15.5

 тыс. кВт×ч

14.5

12.4; 12.40; 15.2; 12.1; 5.350; 15.3; 12.2; 12.20

12.4

15.6

 ГДж

14.4

12.5; 15.2; 12.1

12.5

15.7

Эсн, пр тыс. кВт×ч

14.5

12.6; 12.60; 15.2; 12.1; 5.350; 15.3; 12.2; 12.20

12.6

15.8

 тыс. кВт×ч

14.5

12.7; 12.70; 15.2; 12.1; 5.350; 15.3; 12.2; 12.20

12.7

15.9

 тыс. кВт×ч

14.4

12.8; 15.2; 12.1

12.8

15.10

 т

14.5

12.9; 12.90; 15.2; 12.1; 5.350; 15.3; 12.2; 12.20

12.9

15.11

 МПа×т

14.6

12.10; 12.9; 12.100; 12.90; 12.1; 5.350; 15.3; 12.2; 12.20; 15.10

12.10

15.12

 °С×т

14.6

12.11; 12.9; 12.110; 12.90; 12.1; 5.350; 15.3; 12.2; 12.20; 15.10

12.11

15.13

 т

14.5

12.12; 12.120; 15.2; 12.1; 5.350; 15.3; 12.2; 12.20

12.12

15.14

 °С×т

14.6

12.13; 12.12; 12.130; 12.120; 12.1; 5.350; 15.3; 12.2; 12.20; 15.13

12.13

15.15

 °С×т

14.6

12.14; 12.9; 12.140; 12.90; 12.1; 5.350; 15.3; 12.2; 12.20; 15.10

12.14

15.16

 тыс. кВт×ч

14.5

12.15; 12.150; 15.2; 15.20; 5.350; 15.3; 12.2; 12.20

12.15

15.17

 кПа×тыс. кВт×ч

14.6

12.16; 12.15; 12.160; 12.150; 12.1; 5.350; 15.3; 12.2; 12.20; 15.16

12.16

15.18

 кПа×тыс. кВт×ч

14.6

12.17; 12.15; 12.170; 12.150; 12.1; 5.350; 15.3; 12.2; 12.20; 15.16

12.17

15.19

 °С×тыс. кВт×ч

14.6

12.18; 12.15; 12.180; 12.150; 12.1; 5.350; 15.3; 12.2; 12.20; 15.16

12.18

15.20

 °С×тыс. кВт×ч

14.6

12.19; 12.15; 12.190; 12.150; 12.1; 5.350; 15.3; 12.2; 12.2; 15.16

12.19

15.21

 °С×тыс. кВт×ч

14.6

12.20; 12.15; 12.200; 12.150; 12.1; 5.350; 15.3; 12.2; 12.20; 15.16

12.20

15.22

 т

14.5

12.21; 12.210; 15.2; 12.1; 5.350; 15.3; 12.2; 12.20

12.21

15.23

 ГДж

14.5

12.22; 12.220; 15.2; 12.1; 5.350; 15.3; 12.2; 12.20

12.22

15.24

 кВт×ч

14.5

12.23; 12.230; 15.2; 12.1; 5.350; 15.3; 12.2; 12.20

12.23

15.25

 тыс. кВт×ч

14.5

12.24; 12.240; 15.2; 12.1; 5.350; 15.3; 12.2; 12.20

12.24

15.26

 тыс. кВт×ч

14.4

12.25; 15.2; 12.1;

12.25

15.27

 ГДж

14.5

12.27; 12.270; 15.2; 12.1; 5.350; 15.3; 12.2; 12.20

12.27

15.28

 т

14.5

12.28; 12.280; 15.2; 12.1; 5.350; 15.3; 12.2; 12.20

12.28

15.29

 °С×т

14.4

12.29; 15.2; 12.1

12.29

15.30

 °С×т

14.6

12.30; 12.28; 12.300; 12.280; 12.1; 5.350; 15.3; 12.2; 12.20; 15.28

12.30

15.31

 °С×т

14.6

12.31; 12.28; 12.310; 12.280; 12.1; 5.350; 15.3; 12.2; 12.20; 15.28

12.31

15.32

 %×ГДж

14.6

12.32; 12.33; 12.320; 12.330; 12.1; 5.350; 15.3; 12.2; 12.20; 15.28

12.32

15.33

 ГДж

14.5

12.33; 12.330; 15.2; 12.1; 5.350; 15.3; 12.2; 12.20

12.33

15.34

 %×ГДж

14.6

12.34; 12.33; 12.340; 12.330; 12.1; 5.350; 15.3; 12.2; 12.20; 15.33

12.34

15.35

 ГДж

14.5

12.35; 12.350; 15.2; 12.1; 5.350; 15.3; 12.2; 12.20

12.35

15.36

 ГДж

14.6

12.36; 12.33; 12.360; 12.330; 12.1; 5.350; 15.3; 12.2; 12.20; 15.33

12.36

15.37

 т

14.6

12.37; 12.28; 12.370; 12.280; 12.1; 5.350; 15.3; 12.2; 12.20; 15.28

12.37

15.38

 т

14.6

12.38; 12.28; 12.380; 12.280; 12.1; 5.350; 15.3; 12.2; 12.20; 15.28

12.38

15.39

 т

14.6

12.39; 12.28; 12.390; 12.280; 12.1; 5.350; 15.3; 12.2; 12.20; 15.28

12.39

15.40

 т

14.5

12.40; 12.400; 15.2; 12.1; 5.350; 15.3; 12.2; 12.20

12.40

15.41

 т

14.5

12.41; 12.410; 15.2; 12.1; 5.350; 15.3; 12.2; 12.20

12.41

15.42

 т

14.5

12.42; 12.420; 15.2; 12.1; 5.350; 15.3; 12.2; 12.20

12.42

15.43

 т

14.4

12.43; 15.2; 12.1

12.43

15.44

 тыс. кВт×ч

14.5

12.44; 12.440; 15.2; 12.1; 5.350; 15.3; 12.2; 12.20

12.44

15.45

 тыс. кВт×ч

14.5

12.45; 12.450; 15.2; 12.1; 5.350; 15.3; 12.2; 12.20

12.45

15.46

 тыс. кВт×ч

14.5

12.46; 12.460; 15.2; 12.1; 5.350; 15.3; 12.2; 12.20

12.46

15.47

 тыс. кВт×ч

14.5

12.47; 12.470; 15.2; 12.1; 5.350; 15.3; 12.2; 12.20

12.47

15.48

 тыс. кВт×ч

14.5

12.48; 12.480; 15.2; 12.1; 5.350; 15.3; 12.2; 12.20

12.48

15.49

 тыс. кВт×ч

14.5

12.49; 12.490; 15.2; 12.1; 5.350; 15.3; 12.2; 12.20

12.49

15.50

 ГДж

14.4

12.50; 15.2; 12.1

12.50

15.51

 ГДж

14.5

12.51; 12.510; 15.2; 12.1; 5.350; 15.3; 12.2; 12.20

12.51

15.52

 ГДж

14.4

12.52; 15.2; 12.1

12.52

15.53

QПТН ГДж

14.5

12.53; 12.530; 15.2; 12.1; 5.350; 15.3; 12.2; 12.20

12.53

15.54

 ГДж

14.5

12.54; 12.540; 15.2; 12.1; 5.350; 15.3; 12.2; 12.20

12.54

15.55

 ГДж

14.5

12.55; 12.550; 15.2; 12.1; 5.350; 15.3; 12.2; 12.20

12.55

15.56

 ГДж

14.5

12.56; 12.560; 15.2; 12.1; 5.350; 15.3; 12.2; 12.20

12.56

15.57

 ГДж

14.5

12.57; 12.570; 15.2; 12.1; 5.350; 15.3; 12.2; 12.20

12.57

15.58

 ГДж

14.4

12.58; 15.2; 12.1

12.58

15.59

 ГДж

14.4

12.59; 15.2; 12.1

12.59

15.60

 МПа×ч

14.4

12.60; 15.2; 12.1;

12.60

15.61

 МПа×ч

14.5

12.61; 12.610; 15.2; 12.1; 5.350; 15.3; 12.2; 12.20

12.61

15.62

 т

14.4

12.62; 15.2; 12.1

12.62

15.63

 т

14.5

12.63; 12.630; 15.2; 12.1; 5.350; 15.3; 12.2; 12.20

12.63

15.64

 т

14.5

12.64; 12.640; 15.2; 12.1; 5.350; 15.3; 12.2; 12.20

12.64

15.65

 т

14.5

12.65; 12.650; 15.2; 12.1; 5.350; 15.3; 12.2; 12.20

12.65

15.66

 т

14.5

12.66; 12.660; 15.2; 12.1; 5.350; 15.3; 12.2; 12.20

12.66

15.67

 т

14.5

12.67; 12.670; 15.2; 12.1; 5.350; 15.3; 12.2; 12.20

12.67

15.68

 т

14.4

12.68; 15.2; 12.1

12.68

15.69

 кДж

14.6

12.69; 12.9; 12.690; 12.90; 12.1; 5.350; 15.3; 12.2; 12.20; 15.10

12.69

15.70

 кДж

14.6

12.70; 12.9; 12.700; 12.90; 12.1; 5.350; 15.3; 12.2; 12.20; 15.10

12.70

15.71

 кДж

14.6

12.71; 12.12; 12.710; 12.120; 12.1; 5.350; 15.3; 12.2; 12.20; 15.13

12.71

15.72

 кДж

14.6

12.72; 12.12; 12.720; 12.120; 12.1; 5.350; 15.3; 12.2; 12.20; 15.13

12.72

15.73

 т

14.5

12.73; 12.730; 15.2; 12.1; 5.350; 15.3; 12.2; 12.20

12.73

15.74

 т

14.5

12.74; 12.740; 15.2; 12.1; 5.350; 15.3; 12.2; 12.20

12.74

15.75

 т

14.5

12.75; 12.750; 15.2; 12.1; 5.350; 15.3; 12.2; 12.20

12.75

15.76

 т

14.5

12.76; 12.760; 15.2; 12.1; 5.350; 15.3; 12.2; 12.20

12.76

15.77

 МПа×т

14.6

12.77; 12.9; 12.770; 12.90; 12.1; 5.350; 15.3; 12.2; 12.20; 15.10

12.77

15.78

 °С×кВт×ч

14.6

12.78; 12.15; 12.780; 12.150; 12.1; 5.350; 15.3; 12.2; 12.20; 15.16

12.78

15.79

Wпр тыс. м3

14.4

12.79; 15.2; 12.1

12.79

15.80

 кг

14.4

12.80; 15.2; 12.1

12.80

15.81

 °С×т

14.6

12.81; 12.9; 12.810; 12.90; 12.1; 5.350; 15.3; 12.2; 12.20; 15.10

12.81

15.82

 °С×т

14.6

12.82; 12.12; 12.820; 12.120; 12.1; 5.350; 15.3; 12.2; 12.20; 15.13

12.82

15.83

 °С×т

14.6

12.83; 12.9; 12.830; 12.90; 12.1; 5.350; 15.3; 12.2; 12.20; 15.10

12.83

15.84

 °С×т

14.6

12.84; 12.12; 12.840; 12.120; 12.1; 5.350; 15.3; 12.2; 12.20; 15.13

12.84

15.85

 °С×кВт×ч

14.6

12.85; 12.15; 12.850; 12.150; 12.1; 5.350; 15.3; 12.2; 12.20; 15.16

12.85

15.86

 °С×т

14.6

12.86; 12.9; 12.860; 12.90; 12.1; 5.350; 15.3; 12.2; 12.20; 15.10

12.86

15.87

 °С×т

14.6

12.87; 12.9; 12.870; 12.90; 12.1; 5.350; 15.3; 12.2; 12.20; 15.10

12.87

15.88

 т

14.4

12.88; 15.2; 12.1

12.88

15.89

 °С×т

14.6

12.89; 12.9; 12.890; 12.90; 12.1; 5.350; 15.3; 12.2; 12.20; 15.10

12.89

15.90

 т

14.4

12.90; 15.2; 12.1

12.90

15.91

 т

14.4

12.91; 15.2; 12.1

12.91

15.92

 т

14.5

12.92; 12.920; 15.2; 12.1; 5.350; 15.3; 12.2; 12.20

12.92

15.93

 °С×т

14.6

12.93; 12.9; 12.930; 12.90; 12.1; 5.350; 15.3; 12.2; 12.20; 15.10

12.93

15.94

 °С×т

14.6

12.94; 12.9; 12.940; 12.90; 12.1; 5.350; 15.3; 12.2; 12.20; 15.10

12.94

15.95

 МПа×т

14.6

12.95; 12.9; 12.950; 12.90; 12.1; 5.350; 15.3; 12.2; 12.20; 15.10

12.95

15.96

 кПа×т

14.6

12.96; 12.92; 12.960; 12.920; 12.1; 5.350; 15.3; 12.2; 12.20; 15.92

12.96

15.97

 °С×т

14.6

12.97; 12.92; 12.970; 12.920; 12.1; 5.350; 15.3; 12.2; 12.20; 15.92

12.97

15.98

 т

14.5

12.98; 12.980; 15.2; 12.1; 5.350; 15.3; 12.2; 12.20

12.98

15.99

 кПа×т

14.6

12.99; 12.98; 12.990; 12.980; 12.1; 5.350; 15.3; 12.2; 12.20; 15.98

12.99

15.100

 ГДж

14.4

12.100; 15.2; 12.1

12.100

15.101

 ГДж

14.4

12.101; 15.2; 12.1

12.101

15.102

 °С×т

14.4

12.102; 15.2; 12.1

12.102

15.103

 °С×т

14.4

12.103; 15.2; 12.1

12.103

15.104

 т

14.4

12.104; 15.2; 12.1

12.104

15.105

 т

14.4

12.105; 15.2; 12.1

12.105

15.106

 т

14.4

12.106; 15.2; 12.1

12.106

15.107

 т

14.4

12.107; 15.2; 12.1

12.107

15.108

 т

14.4

12.108; 15.2; 12.1

12.108

15.109

 т

14.4

12.109; 15.2; 12.1

12.109

15.110

 т

14.5

12.110; 12.1100; 15.2; 12.1; 5.350; 15.3; 12.2; 12.20

12.110

15.111

 кДж×т/(ч×°С)

14.6

12.111; 12.28; 12.1110; 12.280; 12.1; 5.350; 15.3; 12.2; 12.20; 15.28

12.111

15.112

 т

14.6

12.112; 12.28; 12.1120; 12.280; 12.1; 5.350; 15.3; 12.2; 12.20; 15.28

12.112

15.113

 т

14.6

12.113; 12.28; 12.1130; 12.280; 12.1; 5.350; 15.3; 12.2; 12.20; 15.28

12.113

15.114

 т

14.6

12.114; 12.28; 12.1140; 12.280; 12.1; 5.350; 15.3; 12.2; 12.20; 15.28

12.114

15.115

 т

14.6

12.115; 12.28; 12.1150; 12.280; 12.1; 5.350; 15.3; 12.2; 12.20; 15.28

12.115

15.116

 °С×т

14.6

12.116; 12.28; 12.1160; 12.280; 12.1; 5.350; 15.3; 12.2; 12.20; 15.28

12.116

15.117

 °С×т

14.6

12.117; 12.28; 12.1170; 12.280; 12.1; 5.350; 15.3; 12.2; 12.20; 15.28

12.117

15.118

 °С×т

14.6

12.118; 12.28; 12.1180; 12.280; 12.1; 5.350; 15.3; 12.2; 12.20; 15.28

12.118

15.119

Резерв

15.120

RqКФ кДж×т/м3

14.6

12.120; 12.28; 12.1200; 12.280; 12.1; 5.350; 15.3; 12.2; 12.20; 15.28

12.120

15.121

 %×т

14.6

12.121; 12.28; 12.1210; 12.280; 12.1; 5.350; 15.3; 12.2; 12.20; 15.28

12.121

15.122

 °С×т

14.6

12.122; 12.28; 12.1220; 12.280; 12.1; 5.350; 15.3; 12.2; 12.20; 15.28

12.122

15.123

 т

14.6

12.123; 12.28; 12.1230; 12.280; 12.1; 5.350; 15.3; 12.2; 12.20; 15.28

12.123

15.124

Ry т

14.6

12.124; 12.28; 12.1240; 12.280; 12.1; 5.350; 15.3; 12.2; 12.20; 15.28

12.124

15.125

 т

14.6

12.125; 12.28; 12.1250; 12.280; 12.1; 5.350; 15.3; 12.2; 12.20; 15.28

12.125

15.126

 т

14.6

12.126; 12.28; 12.1260; 12.280; 12.1; 5.350; 15.3; 12.2; 12.20; 15.28

12.126

15.127

 т

14.6

12.127; 12.28; 12.1270; 12.280; 12.1; 5.350; 15.3; 12.2; 12.20; 15.28

12.127

15.128

Bэ т

14.5

12.128; 12.1280; 15.2; 12.1; 5.350; 15.3; 12.2; 12.20

12.128

15.129

 т

14.4

12.129; 15.2; 12.1

12.129

15.130 ¸ 15.138

Резерв

15.139

 %×ГДж×тыс. кВт×ч

14.5

12.139; 12.139; 15.2; 12.1; 5.350; 15.3; 12.2; 12.2

12.139

15.140

 ГДж×тыс. кВт×ч

14.5

12.140; 12.140; 15.2; 12.1; 5.350; 15.3; 12.2; 12.2

12.140

15.141 ¸ 15.145

Резерв

Номинальные показатели

15.146

 кВт×ч

14.5

12.146; 12.1460; 15.2; 12.1; 5.350; 15.3; 12.2; 12.20

12.146

15.147

 кВт×ч

14.5

12.147; 12.1470; 15.2; 12.1; 5.350; 15.3; 12.2; 12.20

12.147

15.148

 ГДж

14.5

12.148; 12.1480; 15.2; 12.1; 5.350; 15.3; 12.2; 12.20

12.148

15.149

 кВт×ч

14.5

12.149; 12.1490; 15.2; 12.1; 5.350; 15.3; 12.2; 12.20

12.149

15.150

 кВт×ч

14.5

12.150; 12.1500; 15.2; 12.1; 5.350; 15.3; 12.2; 12.20

12.150

15.151

 кВт×ч

14.5

12.151; 12.1510; 15.2; 12.1; 5.350; 15.3; 12.2; 12.20

12.151

15.152

 °С×т

14.5

12.152; 12.1520; 15.2; 12.1; 5.350; 15.3; 12.2; 12.20

12.152

15.153

 т

14.5

12.153; 12.1530; 15.2; 12.1; 5.350; 15.3; 12.2; 12.20

12.153

15.154

 кПа×т

14.6

12.154; 12.155; 12.1540; 12.1550; 12.1; 5.350; 15.3; 12.2; 12.20; 15.155

12.154

15.155

 т

14.5

12.155; 12.1550; 15.2; 12.1; 5.530; 15.3; 12.2; 12.120

12.155

15.156

 °С×т

14.6

12.156; 12.155; 12.1560; 12.1550; 12.1; 5.350; 15.3; 12.2; 12.20; 15.155

12.156

15.157

Резерв

15.158

 т

14.5

12.158; 12.1580; 15.2; 12.1; 5.350; 15.3; 12.2; 12.20

12.158

15.159

 °С×т

14.6

12.159; 12.158; 12.1590; 12.1580; 12.1; 5.350; 15.3; 12.2; 12.20; 15.158

12.159

15.160

 %×ГДж

14.6

12.160; 12.161; 12.1600; 12.1610; 12.1; 5.350; 15.3; 12.2; 12.20; 15.161

12.160

15.161

 ГДж

14.5

12.161; 12.1610; 15.2; 12.1; 5.350; 15.3;12.2; 12.20

12.161

15.162

 %×ГДж

14.6

12.162; 12.161; 12.1620; 12.1610; 12.1; 5.350; 15.3; 12.2; 12.20; 15.161

12.162

15.163

 ГДж

14.5

12.163; 12.1630; 15.2; 12.1; 5.350; 15.3; 12.2; 12.20

12.163

15.164

 т

14.6

12.164; 12.158; 12.1640; 12.1580; 12.1; 5.350; 15.3; 12.2; 12.20; 15.158

12.164

15.165

 т

14.6

12.165; 12.158; 12.1650; 12.1580; 12.1; 5.350; 15.3; 12.2; 12.20; 15.158

12.165

15.166

 кВт×ч

14.5

12.166; 12.1660; 15.2; 12.1; 5.350; 15.3; 12.2; 12.20

12.166

15.167

 кВт×ч

14.5

12.167; 12.1670; 15.2; 12.1; 5.350; 15.3; 12.2; 12.20

12.167

15.168

 кВт×ч

14.5

12.168; 12.1680; 15.2; 12.1; 5.350; 15.3; 12.2; 12.20

12.168

15.169

 кВт×ч

14.6

12.169; 12.42; 12.1690; 12.420; 12.1; 5.350; 15.3; 12.2; 12.20; 15.42

12.169

15.170

 ГДж

14.5

12.170; 12.1700; 15.2; 12.1; 5.350; 15.3; 12.2; 12.20

12.170

15.171

 ГДж

14.5

12.171; 12.1710; 15.2; 12.1; 5.350; 15.3; 12.2; 12.20

12.171

15.172

 ГДж

14.5

12.172; 12.1720; 15.2; 12.1; 5.350; 15.3; 12.2; 12.20

12.172

15.173

 ГДж

14.5

12.173; 12.1730; 15.2; 12.1; 5.350; 15.3; 12.2; 12.20

12.173

15.174

 МПа×т

14.6

12.174; 12.9; 12.1740; 12.90; 12.1; 5.350; 15.3; 12.2; 12.20; 15.10

12.174

15.175

 %×т

14.6

12.175; 12.9; 12.1750; 12.90; 12.1; 5.350; 15.3; 12.2; 12.20; 15.10

12.175

15.176

 т

14.5

12.176; 12.1760; 15.2; 12.1; 5.350; 15.3; 12.2; 12.20

12.176

15.177

 т

14.5

12.177; 12.1770; 15.2; 12.1; 5.350; 15.3; 12.2; 12.20

12.177

15.178

 т

14.5

12.178; 12.1780; 15.2; 12.1; 5.350; 15.3; 12.2; 12.20

12.178

15.179

 т

14.5

12.179; 12.1790; 15.2; 12.1; 5.350; 15.3; 12.2; 12.20

12.179

15.180

 МПа×т

14.6

12.180; 12.9; 12.1800; 12.90; 12.1; 5.350; 15.3; 12.2; 12.20; 15.10

12.180

15.181

 кПа×т

14.6

12.181; 12.9; 12.1810; 12.90; 12.1; 5.350; 15.3; 12.2; 12.20; 15.10

12.181

15.182

 °С×т

14.6

12.182; 12.9; 12.1820; 12.90; 12.1; 5.350; 15.3; 12.2; 12.20; 15.10

12.182

15.183

 °С×т

14.6

12.183; 12.9; 12.1830; 12.90; 12.1; 5.350; 15.3; 12.2; 12.20; 15.10

12.183

15.184

 °С×т

14.6

12.184; 12.9; 12.1840; 12.90; 12.1; 5.350; 15.3; 12.2; 12.20; 15.10

12.184

15.185

 °С×т

14.6

12.185; 12.9; 12.1850; 12.90; 12.1; 5.350; 15.3. 12.2; 12.20; 15.10

12.185

15.186

 °С×т

14.6

12.186; 12.9; 12.1860; 12.90; 12.1; 5.350; 15.3; 12.2; 12.20; 15.10

12.186

15.187

 °С×т

14.6

12.187; 12.9; 12.1870; 12.90; 12.1; 5.350; 15.3; 12.2; 12.20; 15.10

12.187

15.188

 °С×т

14.6

12.188; 12.9; 12.1880; 12.90; 12.1; 5.350; 15.3; 12.2; 12.20; 15.10

12.188

15.189

 °С×т

14.6

12.189; 12.9; 12.1890; 12.90; 12.1; 5.350; 15.3; 12.2; 12.20; 15.10

12.189

15.190

 т

14.5

12.190; 12.1900; 15.2; 12.1; 5.350; 15.3; 12.2; 12.20

12.190

15.191

 °С×т

14.6

12.191; 12.9; 12.1910; 12.90; 12.1; 5.350; 15.3; 12.2; 12.20; 15.10

12.191

15.192

 °С×т

14.6

12.192; 12.9; 12.1920; 12.90; 12.1; 5.350; 15.3; 12.2; 12.20; 15.10

12.192

15.193

 МПа×т

14.6

12.193; 12.9; 12.1930; 12.90; 12.1; 5.350; 15.3; 12.2; 12.20; 15.10

12.193

15.194

 кПа×т

14.6

12.194; 12.92; 12.1940; 12.920; 12.1; 5.350; 15.3; 12.2; 12.20; 15.92

12.194

15.195

 °С×т

14.6

12.195; 12.92; 12.1950; 12.920; 12.1; 5.350; 15.3; 12.2; 12.20; 15.92

12.195

15.196

 т

14.5

12.196; 12.1960; 15.2; 12.1; 5.350; 15.3; 12.2; 12.20

12.196

15.197

 кПа×т

14.6

12.197; 12.98; 12.1970; 12.980; 12.1; 5.350; 15.3; 12.2; 12.20; 15.98

12.197

15.198

 кВт×ч

14.5

12.198; 12.1980; 15.2; 12.1; 5.350; 15.3; 12.2; 12.20

12.198

15.199

Эсн(н)пр кВт×ч

14.5

12.199; 12.1990; 15.2; 12.1; 5.350; 15.3; 12.2; 12.20

12.199

15.200

 ГДж

14.4

12.200; 15.2; 12.1

12.200

15.201

 ГДж

14.4

12.200; 15.2; 12.1

12.201

15.202

 %×ГДж×кВт×ч

14.5

12.202; 12.2020; 15.2; 12.1; 5.350; 15.3; 12.2; 12.20

12.202

15.203

 ГДж × кВт×ч

14.5

12.203; 12.2030; 15.2; 12.1; 5.350; 15.3; 12.2; 12.20

12.203

15.204

 кДж×т/(ч×°С)

14.6

12.204; 12.28; 12.2040; 12.28; 12.1; 5.350; 15.3; 12.2; 12.20; 15.28

12.204

15.205

 т

14.6

12.205; 12.28; 12.2050; 12.280; 12.1; 5.350; 15.3; 12.2; 12.20; 15.28

12.205

15.206

 т

14.6

12.206; 12.28; 12.2060; 12.280; 12.1; 5.350; 15.3; 12.2; 12.20; 15.28

12.206

15.207

 т

14.6

12.207; 12.28; 12.2070; 12.280; 12.1; 5.350; 15.3; 12.2; 12.20; 15.28

12.207

15.208

 т

14.6

12.208; 12.28; 12.2080; 12.280; 12.1; 5.350; 15.3; 12.2; 12.20; 15.28

12.208

15.209

 т

14.6

12.209; 12.28; 12.2090; 12.280; 12.1; 5.350; 15.3; 12.2; 12.20; 15.28

12.209

15.210

 кДж×т/м3

14.6

12.210; 12.28; 12.2100; 12.280; 12.1; 5.350; 15.3; 12.2; 12.20; 15.28

12.210

15.211

 °С×т

14.6

12.211; 12.28; 12.2110; 12.280; 12.1; 5.350; 15.3; 12.2; 12.20; 15.28

12.211

15.212

 т

14.6

12.212; 12.28; 12.2120; 12.280; 12.1; 5.350; 15.3; 12.2; 12.20; 15.28

12.212

15.213

 т

14.5

12.213; 12.2130; 15.2; 12.1; 5.350; 15.3; 12.2; 12.20

12.213

15.214

 т

14.5

12.214; 12.2140; 15.2; 12.1; 5.350; 15.3; 12.2; 12.20

12.214

15.215 ¸ 15.221

Резерв

Показатели резервов тепловой экономичности, т

15.222

14.4

12.222; 15.2; 12.1

12.222

15.223

14.5

12.222; 12.2220; 15.2; 12.1; 5.350; 15.3; 12.2; 12.20

15.224

14.4

12.224; 15.2; 12.1

12.224

15.225

14.4

12.225; 15.2; 12.1

12.225

15.226

14.4

12.226; 15.2; 12.1

12.226

15.227

14.4

12.227; 15.2; 12.1

12.227

15.228

14.4

12.228; 15.2; 12.1

12.228

15.229

14.4

12.229; 15.2; 12.1

12.229

15.230

14.5

12.230; 12.2300; 15.2; 12.1; 5.350; 15.3; 12.2; 12.20

12.230

15.231

14.5

12.231; 12.2310; 15.2; 12.1; 5.350; 15.3; 12.2; 12.20

12.231

15.232

14.5

12.232; 12.2320; 15.2; 12.1; 5.350; 15.3; 12.2; 12.20

12.232

15.233

14.5

12.233; 12.2330; 15.2; 12.1; 5.350; 15.3; 12.2; 12.20

12.233

15.234

14.5

12.234; 12.2340; 15.2; 12.1; 5.350; 15.3; 12.2; 12.20

12.234

15.235

14.5

12.235; 12.2350; 15.2; 12.1; 5.350; 15.3; 12.2; 12.20

12.235

15.236

14.5

12.236; 12.2360; 15.2; 12.1; 5.350; 15.3; 12.2; 12.20

12.236

15.237

14.4

12.237; 15.2; 12.1;

12.237

15.238

14.5

12.238; 12.2380; 15.2; 12.1; 5.350; 15.3; 12.2; 12.20

12.238

15.239

14.4

12.239; 15.2; 12.1

12.239

15.240

14.5

12.240; 12.2400; 15.2; 12.1; 5.350; 15.3; 12.2; 12.20

12.240

15.241

14.4

12.241; 15.2; 12.1

12.241

15.242

14.4

12.242; 15.2; 12.1

12.242

15.243

14.5

12.243; 12.2430; 15.2; 12.1; 5.350; 15.3; 12.2; 12.20

12.243

15.244

14.5

12.244; 12.2440; 15.2; 12.1; 5.350; 15.3; 12.2; 12.20

12.244

15.245 ¸ 15.247

Резерв

15.248

14.5

12.248; 12.2480; 15.2; 12.1; 5.350; 15.3; 12.2; 12.20

12.248

15.249

14.4

12.249; 15.2; 12.1

12.249

15.250

14.5

12.250; 12.2500; 15.2; 12.1; 5.350; 15.3; 12.2; 12.20

12.250

15.251

14.5

12.251; 12.2510; 15.2; 12.1; 5.350; 15.3; 12.2; 12.20

12.251

15.252

14.5

12.252; 12.2520; 15.2; 12.1; 5.350; 15.3; 12.2; 12.20

12.252

15.253

14.4

12.253; 15.2; 12.1;

12.253

15.254

14.5

12.254; 12.2540; 15.2; 12.1; 5.350; 15.3; 12.2; 12.20

12.254

15.255

14.5

12.255; 12.2550; 15.2; 12.1; 5.350; 15.3; 12.2; 12.20

12.255

15.256

14.4

12.256; 15.2; 12.1

12.256

15.257

14.5

12.257; 12.2570; 15.2; 12.1; 5.350; 15.3; 12.2; 12.20

12.257

15.258

14.4

12.258; 15.2; 12.1

12.258

15.259

14.4

12.259; 15.2; 12.1

12.259

15.260

14.4

12.260; 15.2; 12.1

12.260

15.261

14.4

12.261; 15.2; 12.1

12.261

15.262

14.4

12.262; 15.2; 12.1

12.262

15.263

14.4

12.263; 15.2; 12.1

12.263

15.264

14.4

12.264; 15.2; 12.1

12.264

15.265

14.4

12.265; 15.2; 12.1

12.265

15.266

14.4

12.266; 15.2; 12.1

12.266

15.267

14.4

12.267; 15.2; 12.1

12.267

15.268

14.4

12.268; 15.2; 12.1

12.268

15.269

14.4

12.269; 15.2; 12.1

12.269

15.270

14.4

12.270; 15.2; 12.1

12.270

15.271

14.4

12.271; 15.2; 12.1

12.271

15.272

14.4

12.272; 15.2; 12.1

12.272

15.273

14.4

12.273; 15.2; 12.1

12.273

15.274

14.4

12.274; 15.2; 12.1

12.274

15.275

14.4

12.275; 15.2; 12.1

12.275

15.276

14.4

12.276; 15.2; 12.1

12.276

15.277

14.4

12.277; 15.2; 12.1

12.277

15.278

14.4

12.278; 15.2; 12.1

12.278

15.279

14.4

12.279; 15.2; 12.1

12.279

15.280

14.4

12.280; 15.2; 12.1

12.280

15.281

14.4

12.281; 15.2; 12.1

12.281

15.282

14.4

12.282; 15.2; 12.1

12.282

15.283

14.4

12.283; 15.2; 12.1

12.283

15.284

14.4

12.284; 15.2; 12.1

12.284

15.285

14.4

12.285; 15.2; 12.1

12.285

15.286

14.4

12.286; 15.2; 12.1

12.286

15.287

14.4

12.287; 15.2; 12.1

12.287

15.288

14.4

12.288; 15.2; 12.1

12.288

15.289

14.4

12.289; 15.2; 12.1

12.289

15.290

14.4

12.290; 15.2; 12.1

12.290

15.291

14.4

12.291; 15.2; 12.1

12.291

15.292

14.4

12.292; 15.2; 12.1

12.292

15.293

14.4

12.293; 15.2; 12.1

12.293

15.294

14.4

12.294; 15.2; 12.1

12.294

15.295

14.4

12.295; 15.2; 12.1

12.295

15.296

14.4

12.296; 15.2; 12.1

12.296

15.297

14.4

12.297; 15.2; 12.1

12.297

15.298

14.4

12.298; 15.2; 12.1

12.298

15.299

14.4

12.299; 15.2; 12.1

12.299

15.300

14.4

12.300; 15.2; 12.1

12.300

15.301

14.4

12.301; 15.2; 12.1

12.301

15.302

14.4

12.302; 15.2; 12.1

12.302

15.303

14.4

12.303; 15.2; 12.1

12.303

15.304

14.4

12.304; 15.2; 12.1

12.304

15.305

14.4

12.305; 15.2; 12.1

12.305

15.306

14.4

12.306; 15.2; 12.1

12.306

15.307

14.4

12.307; 15.2; 12.1

12.307

15.308

14.4

12.308; 15.2; 12.1

12.308

15.309

14.4

12.309; 15.2; 12.1

12.309

15.310

14.4

12.310; 15.2; 12.1

12.310

15.311

14.4

12.311; 15.2; 12.1

12.311

15.312

14.4

12.312; 15.2; 12.1

12.312

15.313

DBпр

14.4

12.313; 15.2; 12.1

12.313

15.314

14.4

12.314; 15.2; 12.1

12.314

15.315

14.4

12.315; 15.2; 12.1

12.315

15.316 ¸ 15.321

Резерв

15.322

14.5

12.322; 12.3220; 15.2; 12.1; 5.350; 15.3; 12.2; 12.20

12.322

15.323

14.5

12.323; 12.3230; 15.2; 12.1; 5.350; 15.3; 12.2; 12.20

12.323

15.324

14.5

12.324; 12.3240; 15.2; 12.1; 5.350; 15.3; 12.2; 12.20

12.324

Таблица 16

Расчет накапливаемых величин за период пуска

Адрес

Наименование

Обозначение

Формула вычисления. исходная информация

Накопление

16.1

Время нахождения энергоблока в режиме пуска (останова), ч

tпуск

t0

10.222

+

16.2

Выработка электроэнергии энергоблоком, кВт×ч

Эпуск

Nт × t0

10.225 × 10.222

+

16.3

Расход электроэнергии на общестанционные с.н., относительный к энергоблоку, кВт×ч

ЭХОВ × GХОВ + Эмх × Gм

5.38 × 10.114 + 5.39 × 10.103

16.4

Расход электроэнергии на с.н. энергоблока, кВт×ч

16.3 + (10.227 + 10.228 - 10.229) × 10.222

+

16.5

Количество мазута (газа), идущего на котел, в условном топливе, т

+

16.6

Расход тепла, поступающего на энергоблок от общестанционного коллектора 1,3 МПа, ГДж

10.121 × (10.167 - 10.33) × 10.222 × 103

16.7

То же от коллектора 0,6 МПа, ГДж

10.123 × (10.169 - 10.33) × 10.222 × 103

16.8

Количество тепла, затраченного на подготовку ХОВ, поступающего на энергоблок, ГДж

GХОВ × (hХОВ - hисх) × t0 × 10-3 × (1 + KХОВ).

где 10.114 × (10.63 - 10.33) × 10.222 × 10-3 × (1 + 5.17)

16.9

Доля затрат тепла на мазутное хозяйство электростанции, относимая на энергоблок, ГДж

lмх

16.10

Затраты тепла на мазутное хозяйство электростанции, относимые на энергоблок, ГДж

-

16.11

Расход прямой сетевой воды на с.н. электростанции, т/ч

10.303

-

16.12

Расход тепла, поступающего на отопление энергоблока, ГДж

10.125 × (10.201 - 10.33) - 5.717 × 10.125 × (10.202 - 10.33) × 10.222 × 10-3 или

5.34 × 10.125 × (10.305 - 10.33) - 5.717 × 10.125 × (10.306 - 10.33) × 10-3 × 10.222

-

16.13

Переток тепла на энергоблок, ГДж

Qперет

16.6 + 16.7 +16.8 + 16.10 + 16.12

16.14

Расход условного топлива, эквивалентный расходу тепла на энергоблок, полученному со стороны, т

;

+

16.15

Расход условного топлива от сторонних энергоблоков, эквивалентный расходу электроэнергии на собственные нужды энергоблока, т

16.4 × 5.40 × 10-6 × 10.269

+

16.16

Полный расход условного топлива на энергоблок за период пуска, т

Bпуск

16.5 + 16.14 + 16.15

+

16.17

Потери условного топлива за период пуска, т

Bпуск

16.16 - [16.2 - 16.4 × (1 - 10.269)] × 5.231 × 10-6

+

Таблица 17

Учет расходов топлива и электроэнергии на пуски и остановы энергоблока в месячных накапливаемых фактических величинах

Адрес

Наименование

Обозначение

Формула вычисления. исходная информация

Накопление

17.1

Расход условного топлива на отпущенную электроэнергию, т

Вэпуск

12.128 + 16.16

17.2

Расход электроэнергии на с.н. на выработку электроэнергии, кВт×ч

16.4 + 12.7 × 103

17.3

Отпуск электроэнергии энергоблоком, кВт×ч

16.2 + 12.4 × 103 - 16.4

17.4

Выработка электроэнергии блоком, кВт×ч

Эмес

16.2 + 12.2 × 103

Таблица 18

Алгоритм расчета нормативных ТЭП в месячном интервале

Адрес

Наименование

Обозначение

Исходная информация

Использование (форма, позиция)

А

В

l

18.1

Нормативный расход топлива на отпуск электроэнергии (с учетом стабилизации режимов), т

12.322

1

1

43.3

18.2

То же, г/(кВт×ч)

12.322

12.4

103

43.3

18.3

Нормативный расход топлива на отпуск тепла (с учетом стабилизации режимов), т

12.323

1

1

43.7

18.4

То же, кг/ГДж

12.323

12.5

103

43.7

18.5

Экономия (перерасход) топлива, т

DBмес

12.324

1

1

43.10

Таблица 19

ГРЭС

Энергоблок №

Технико-экономические показатели работы и состояния оборудования энергоблока. Анализ. Обобщенные показатели

Дата

Время

Интервал

Мощность

МВт

Наименование

Показатель. г/(кВт×ч)

1.

Удельный расход топлива - номинальный

Отклонения в режиме работы и состоянии оборудования:

13.236

2.

Параметры пара

13.255

3.

Котел. Состояние агрегата

13.263

4.

Котел. Режим работы

13.272

5.

Турбина

13.282

6.

Конденсатор

13.285

7.

ПНД

13.291

8.

ПВД

13.298

9.

ПТН

13.302

10.

ТВД

13.306

11.

Тепловые собственные нужды

13.310

12.

Электрические собственные нужды

13.313

13.

Бойлерная установка

13.314

14.

Потери теплоносителя

13.315

15.

Необъясненные

13.275

16.

Суммарное отклонение

13.274

17.

Удельный расход топлива - фактический

13.145

Таблица 20

ГРЭС

Энергоблок №

Анализ. Параметры пара

Дата

Время

Интервал

Мощность

МВт

Наименование

Обозначение

Показатель

Изменение экономичности, г/(кВт×ч)

фактический

номинальный

1.

Температура свежего пара перед стопорными клапанами турбины, °С

T1-ЦВД

13.14

5.541

13.250

2.

Давление свежего пара перед стопорными клапанами, МПа

P1-ЦВД

13.13

13.195

13.251

3.

Температура пара промперегрева перед стопорными клапанами, °С

T1-ЦСД

13.15

5.542

13.252

4.

Сопротивление тракта промперегрева, %

СПР-ПП

13.81

5.533

13.253

5.

Расход питательной воды на впрыск в промежуточный пароперегреватель, %

W-ВПР

13.42

-

13.254

6.

Изменение экономичности

СУММА

-

-

13.255

7.

Расход питательной воды, т/ч

D-ПВ

13.34

13.34

-

8.

Расход свежего пара, т/ч

D-O

13.22

13.34

-

9.

Расход свежего пара по сумме измеренных потоков, т/ч

DO-ПП

13.83

13.34

-

10.

Расход пара на промежуточный пароперегреватель, т/ч

D-ПП

13.23

-

-

11.

Расход пара I отбора, т/ч

D-01

13.84

13.85

-

12.

Расход пара II отбора, т/ч

D-02

13.86

13.87

-

13.

Расход пара из ХПП на РОУ, т/ч

D-РОУ

13.88

-

-

Таблица 21

ГРЭС

Энергоблок №

Котел. Состояние агрегата

Дата

Время

Интервал

Мощность

МВт

Наименование

Обозначение

Показатель

Изменение экономичности, г/(кВт×ч)

фактический

номинальный

1.

Загрязнение трубных поверхностей нагрева

ЗГР-КП

-

-

13.256

2.

Загрязнение воздухоподогревателя

ЗГР-ВП

-

13.257

3.

Теплопередающая способность воздухоподогревателя, ГДж/(ч×°C)

КН-ВП

13.127

13.226

13.258

4.

Присосы воздуха в топку

ПРИС-Т

13.128

13.227

13.259

5.

Присосы воздуха в воздухоподогревателе

ПРИС-ВП

13.129

13.228

13.260

6.

КПД вентиляторов

КПД-В

13.130

13.229

13.261

7.

КПД дымососов

КПД-ДС

13.131

13.230

13.262

8.

Изменение экономичности

СУММА

-

-

13.263

9.

КПД котла нетто, %

КПД-К-Н

13.156

13.225

-

10.

Температура газов за топкой, °С

ТГ-ЗА-Т

13.132

-

-

11.

Температура газов перед конвективной шахтой, °С

ТГ-1КШ

13.133

-

-

12.

Температура газов перед ВП, °С

ТГ-1ВП

13.134

-

-

13.

КПД котла брутто, %

КПД-К-БР

13.41

13.176

-

Таблица 22

ГРЭС

Энергоблок №

Котел. Режим работы

Дата

Время

Интервал

Мощность

МВт

Наименование

Обозначение

Показатель

Изменение экономичности, г/(кВт×ч)

фактический

номинальный

1.

Коэффициент избытка воздуха за топкой (в режимном сечении)

К-ИЗБ-К

13.42

13.231

13.264

2.

Температура воздуха перед воздухоподогревателем, °С

Т1В-ВП

13.36

5.544

13.265

3.

Удельное количество тепла, подведенное в калорифере, кДж/м3

QКФ

13.136

13.232

13.266

4.

Тонина помола, %

R90

13.137

5.671

13.267

5.

Температура горячего воздуха, °С

ТГВ

13.138

13.233

13.268

6.

Доля твердого топлива в смеси (по теплу)

L-T

13.139

-

13.269

7.

Рециркуляция горячего воздуха

РЕЦ-В

13.140

-

13.270

8.

Рециркуляция дымовых газов

РЕЦ-Г

13.141

13.234

13.271

9.

Изменение экономичности

СУММА

-

-

13.272

10.

Температура уходящих газов, °С

ТУХ

13.37

-

-

11.

Доля мазута (по теплу)

L

13.14

-

-

12.

Доля газа (по теплу)

L

13.143

-

-

Таблица 23

ГРЭС

Энергоблок №

Анализ. Проточная часть турбины

Дата

Время

Интервал

Мощность

МВт

Наименование

Обозначение

Показатель

Изменение экономичности, г/(кВт×ч)

фактический

номинальный

1.

КПД ЦВД, %

КПД-ЦВД

13.89

13.196

13.276

2.

КПД ЦСД (каждого потока), %

КПД-ЦСД

13.90

5.111

13.277

3.

Расход пара из переднего концевого уплотнения ЦВД в линию холодного промперегрева, т/ч

Д-ПУ-ПП

13.91

13.197

13.278

4.

Расход пара из переднего концевого уплотнения ЦВД в деаэратор, т/ч

Д-ПУ-Д

13.92

13.198

13.279

5.

Расход, пара из заднего концевого уплотнения ЦВД в деаэратор, т/ч

Д-ЗУ-Д

13.93

13.199

13.280

6.

Расход пара из переднего концевого уплотнения ЦСД в отбор, т/ч

Д-ПУ-ЦСД

13.157

13.239

13.385

7.

Расход пара из вторых отсеков концевых уплотнений ЦВД в ПНД, т/ч

ДУ2-П

13.94

13.200

13.281

8.

Изменения экономичности

СУММА

-

-

13.282

9.

Удельный расход тепла брутто, кДж/(кВт×ч)

Q/Э-БР

13.24

13.164

-

10.

Давление пара в камере регулирующей ступени, МПа

Pр.ст

13.95

13.201

-

Таблица 24

ГРЭС

Энергоблок №

Анализ. Конденсатор

Дата

Время

Интервал

Мощность

МВт

Наименование

Обозначение

Показатель

Изменение экономичности, г/(кВт×ч)

фактический

номинальный

1.

Давление пара в конденсаторе, кПа

Р2

13.17

13.202

13.283

2.

Температура основного конденсата после конденсатора, °С

Т-КОНД

13.96

13.204

13.284

3.

Изменение экономичности

СУММА

-

-

13.285

4.

Давление пара в каждой секции конденсатора, кПа

Р-КОНД

13.18

13.202

-

5.

Температурный напор конденсатора, °С

Т-НАП

13.19

13.171

-

6.

Температура охлаждающей воды на входе в конденсатор, °С

Т1-ОХЛ

13.20

-

-

7.

Присосы воздуха в конденсатор, кг/ч

СВ-КОНД

13.98

5.670

-

8.

Расход охлаждающей воды расчетный, тыс. м3

W-ОХЛ

13.97

-

-

9.

Температура в трубопроводе сброса пара из ГПП в конденсатор, °С

Т-ГПП-К

13.99

-

-

Таблица 25

ГРЭС

Энергоблок №

Анализ. Подогреватели низкого давления

Дата

Время

Интервал

Мощность

МВт

Наименование

Обозначение

Показатель

Изменение экономичности, г/(кВт×ч)

фактический

номинальный

1.

Температура основного конденсата за каждым ПНД (СПНД), °С

ТК

13.100

13.203

13.286 (13.287)

2.

Температура питательной воды после деаэратора, °С

Т-Д

13.101

13.205

13.288

3.

Температура конденсата греющего пара ПНДj, °C

Т-ДР

13.102

13.206

13.289

4.

Отключение сливного насоса ПНД

СЛ-Н

-

-

13.290

5.

Изменение экономичности

СУММА

-

-

13.291

6.

Температура в трубопроводе аварийного слива из СПНД в конденсатор, °С

Т-АВ

13.103

13.207

-

Таблица 26

ГРЭС

Энергоблок №

Анализ. Подогреватели высокого давления

Дата

Время

Интервал

Мощность

МВт

Наименование

Обозначение

Показатель

Изменение экономичности, г/(кВт×ч)

фактический

номинальный

1.

Температура питательной воды за ПВД (за каждым корпусом), °С

Т-ПВ

13.104

13.208

13.292

2.

Температура питательной воды за ПВД9(8), перед байпасом, °С

Т-9-Р

13.105

13.209

13.293

3.

Расход питательной воды через байпас ПВД (по каждой линии), %

W-БАЙП

13.106

-

13.294

4.

Температура конденсата греющего пара ПВД, °С

Т-ДР

13.107

13.210

13.295

5.

Переток пара по линии дренажа из ПВД9(8) в ПВД8(7) по каждой линии, т/ч

ПРСК-9

13.108

-

13.296

6.

Переток пара по линии дренажа из ПВД8(7) в ПВД7(6), т/ч

ПРСК-8

13.109

-

13.297

7.

Изменение экономичности

СУММА

-

-

13.298

8.

Температура питательной воды перед расходомерным устройством (по каждой линии), °С

Т-ПВ

13.16

13.169

-

Таблица 27

ГРЭС

Энергоблок №

Анализ. Питательные турбонасосы

Дата

Время

Интервал

Мощность

МВт

Наименование

Обозначение

Показатель

Изменение экономичности, г/(кВт×ч)

фактический

номинальный

1.

Расход пара на каждый ПТН, т/ч

D-ПТН

13.110

13.211

13.299

2.

Температура воды из уплотнений ПТНj в конденсатор, °С

Т-УП-К

13.111

13.212

13.300

3.

Температура воды из уплотнений ПТНj в деаэратор, °C

Т-УП-Д

13.112

13.213

13.301

4.

Изменение экономичности

СУММА

-

-

13.302

5.

Давление на стороне нагнетания ПНj, МПа

Р-ПН

13.113

13.214

13.303

6.

Давление отработавшего пара в конденсаторе ПТНj, кПа

Р2-ПТН

13.114

13.215

13.304

7.

Температурный напор в конденсаторе ПТНj, °С

Т-НАП

13.115

13.216

-

Таблица 28

ГРЭС

Энергоблок №

Анализ. Турбовоздуходувки

Дата

Время

Интервал

Мощность

МВт

Наименование

Обозначение

Показатель

Изменение экономичности, г/(кВт×ч)

фактический

номинальный

1.

Расход пара на TBДj, т/ч

D-ТВД

13.116

13.217

13.305

2.

Изменение экономичности

СУММА

-

-

13.306

3.

Давление отработавшего пара в конденсаторе ТВДj, кПа

Р-КОНД

13.117

13.218

13.307

Таблица 29

ГРЭС

Энергоблок №

Анализ. Расход тепла на собственные нужды энергоблока

Дата

Время

Интервал

Мощность

МВт

Наименование

Обозначение

Показатель

Изменение экономичности, г/(кВт×ч)

фактический

номинальный

1.

Расход тепла на с.н. котла, %

Q-СН-К

13.70

13.190

13.308

2.

Расход тепла на с.н. турбины, %

Q-СН-Т

13.68

13.188

13.309

3.

Изменение экономичности

СУММА

-

-

13.310

4.

Потери тепла на подготовку ХОВ, %

ПОТ-ХОВ

13.77

-

-

5.

Потери тепла с конденсатом калориферов, %

ПОТ-КФ

13.78

-

-

6.

Потери тепла в мазутном хозяйстве, %

ПОТ-МХ

13.79

-

-

7.

Потери тепла на обдувку поверхностей нагрева котла, %

ПОТ-ОБ

13.80

-

-

Таблица 30

ГРЭС

Энергоблок №

Анализ. Расход электроэнергии на собственные нужды энергоблока

Дата

Время

Интервал

Мощность

МВт

Наименование

Обозначение

Показатель

Изменение экономичности, г/(кВт×ч)

фактический

номинальный

1.

Расход электроэнергии на с.н. турбины, %

Э-СН-Т

13.26

13.166

13.311

2.

Расход электроэнергии на с.н. котла на производство электроэнергии, %

Э-СН-К

13.63

13.172

13.312

3.

Расход электроэнергии на с.н. энергоблока, %

Э-СН-Э

13.8

13.219

13.313

4.

Изменение экономичности

СУММА

-

-

13.313

5.

Расход электроэнергии на циркуляционные насосы, %

Э-ЦН

13.28

13.138

-

6.

Расход электроэнергии на тягу и дутье, %

Э-ТД

13.64

13.220

-

7.

Расход электроэнергии на питательные насосы, %

Э-ПВ

13.65

13.221

-

8.

Расход электроэнергии на пылеприготовление, %

Э-ПП

13.66

13.222

-

Таблица 31

ГРЭС

Энергоблок №

Анализ. Бойлерная установка

Дата

Время

Интервал

Мощность

МВт

Наименование

Обозначение

Показатель

Изменение экономичности, г/(кВт×ч)

фактический

номинальный

1.

Тепловая нагрузка пикового бойлера, ГДж

Q-ПБ

13.118

13.223

-

2.

Тепловая нагрузка основного бойлера, ГДж

Q-ОБ

13.119

13.224

-

3.

Изменение экономичности

СУММА

-

-

13.314

4.

Недогрев в ПБ, °С

НЕД-ПБ

13.120

5.244

-

5.

Недогрев в ОБ, °С

НЕД-ОБ

13.121

5.245

-

Таблица 32

ГРЭС

Энергоблок №

Анализ. Потери теплоносителя

Дата

Время

Интервал

Мощность

МВт

Наименование

Обозначение

Показатель

Изменение экономичности, г/(кВт×ч)

фактический

номинальный

1.

Потери теплоносителя, т/ч

ПОТ-ТН

13.122

5.132

13.315

2.

Добавок химически очищенной воды в конденсатор, т/ч

G-ХОВ

13.123

-

-

3.

Переток пара по коллекторам с.н. 1,3 и 0,6 МПа, т/ч

G-ПТК

13.124

-

-

4.

Расход пара на мазутные форсунки, т/ч

Д-Ф

13.125

-

-

5.

Расход пара на обдувку поверхностей нагрева котла, т/ч

Д-ОБД

13.126

-

-

№ 3 ТЭК-1

Таблица 33

ГРЭС

Энергоблок №

Тепловая экономичность оборудования. Выработка электроэнергии и тепла

Дата

Время

Интервал

Мощность

МВт

Наименование

Обозначение

Показатель

фактический

номинальный

Выработка электроэнергии:

1.

Всего, тыс. кВт×ч

Э

13.1

-

2.

По теплофикационному циклу, тыс. кВт×·ч

Э-ТФ

13.2

-

3.

То же, %

Э-ТФ

13.3

-

4.

Отпуск электроэнергии, тыс. кВт

Э-ОТ

13.4

13.161

Отпуск тепла внешним потребителям:

5.

Всего, ГДж

Q-OT

13.5

-

6.

То же, ГДж/ч

Q-ОТ

13.6

-

В том числе:

7.

с горячей водой, ГДж

Q-ОТ-ГВ

13.5

-

8.

то же, ГДж/ч

Q-ОТ-ГВ

13.6

-

№ 3 ТЭК-2

Таблица 34

ГРЭС

Энергоблок №

Тепловая экономичность оборудования. Расход электроэнергии на собственные нужды

Дата

Время

Интервал

Мощность

МВт

Наименование

Обозначение

Показатель

фактический

номинальный

1.

Всего, тыс. кВт×ч

Э-СН

13.8

13.161

2.

На производство электроэнергии, тыс. кВт×ч

Э-СН-Э

13.9

13.162

3.

То же, %

Э-СН-Э

13.10

13.163

4.

На отпуск тепла, тыс. кВт×ч

Э-СН-Q

13.11

-

5.

То же, кВт×ч/ГДж

Э-CH-Q

13.12

-

№ 3 ТЭК-3

Таблица 35

ГРЭС

Энергоблок №

Тепловая экономичность оборудования. Показатели турбинной установки

Дата

Время

Интервал

Мощность

МВт

Наименование

Обозначение

Показатель

фактический

номинальный

1.

Давление свежего пара, МПа

P1

13.13

5.540

2.

Температура свежего пара, °С

T1

13.14

5.541

3.

Температура пара после промежуточного пароперегревателя, °С

T1-ЦСД

13.15

5.542

4.

Температура питательной воды, °С

Т-ПВ

13.16

13.169

5.

Давление пара в конденсаторе, кПа

Р2

13.17

13.170

6.

Температурный напор в конденсаторе, °С

ДТ-К

13.19

13.171

Температура охлаждающей воды:

7.

на входе в конденсатор,

T1-ОВ

13.20

-

8.

на выходе из конденсатора, °С

Т2-ОВ

13.21

-

9.

Расход пара на турбину, т/ч

DO

13.22

-

1.0.

Расход пара в промежуточный пароперегреватель, т/ч

Д-ПП

13.23

-

1.1.

Удельный расход тепла брутто на турбину, кДж/(кВт×ч)

Q/Э-БР

13.24

13.164

№ 3 ТЭК-4

Таблица 36

ГРЭС

Энергоблок №

Тепловая экономичность оборудования. Расход электроэнергии на собственные нужды турбинной установки

Дата

Время

Интервал

Мощность

МВт

Наименование

Обозначение

Показатель

фактический

номинальный

1.

Всего, тыс. кВт×ч

Э-СН-Т

13.25

13.165

2.

То же, %

Э-СН-Т

13.26

13.166

3.

На циркуляционные насосы, тыс. кВт×ч

Э-ЦН

13.27

13.167

4.

То же, %

Э-ЦН

13.28

13.168

5.

На конденсатные насосы, тыс. кВт×ч

Э-КН

13.29

-

6.

То же, %

Э-КН

13.30

-

№ 3 ТЭК-5

Таблица 37

ГРЭС

Энергоблок №

Тепловая экономичность оборудования. Показатели газовоздушного тракта котла

Дата

Время

Интервал

Мощность

МВт

Наименование

Обозначение

Показатель

фактический

номинальный

1.

Выработка тепла котлом брутто, ГДж

Q-К-БP

13.31

-

2.

То же, ГДж/ч

Q-К-БР

13.32

-

3.

Расход питательной воды, тыс. т

G-ПВ

13.33

-

4.

Тo же, т/ч

G-ПВ

13.34

-

5.

Температура холодного воздуха, °С

Т-ХВ

13.35

-

6.

Температура воздуха на входе в воздухоподогреватель, °С

Т1-ВП

13.36

5.544

7.

Температура уходящих газов, °С

Т-УХ

13.37

13.173

8.

Потери тепла с уходящими газами, %

Q-2

13.38

13.174

9.

Потери тепла с химической и механической неполнотой сгорания, %

Q-(3+4)

13.39

13.175

КПД брутто котла:

10.

по прямому балансу, %

КПД-БР-ПР

13.40

-

11.

по обратному балансу, %

КПД-БР

13.41

13.176

12.

Коэффициент избытка воздуха в режимном сечении

И-РЕЖ

13.42

13.177

13.

Присосы воздуха в тракте:

режимное сечение - последняя ступень нагрева, %

ДИ-РУХ

13.43

13.178

14.

Присосы воздуха в тракте:

последняя поверхность нагрева - дымосос, %

ДИ-УХД

13.44

-

15.

КПД котла нетто, %

КПД-К-Н

13.156

13.225

№ 3 ТЭК-6

Таблица 38

ГРЭС

Энергоблок №

Тепловая экономичность оборудования. Расход и структура топлива, сожженного котлом

Дата

Время

Интервал

Мощность

МВт

Наименование

Обозначение

Показатель

фактический

номинальный

Расход условного топлива:

1.

всего по обратному балансу, т

В

13.45

-

2.

газообразного, т

В-Г

13.46

-

3.

то же, %

В-Г

13.47

-

4.

жидкого, т

В-М

13.48

-

5.

то же, %

В-М

13.49

-

6.

твердого, т

В-Т

13.50

-

7.

то же, %

В-Т

13.51

-

8.

Расход топлива, эквивалентный перетоку тепла, т

В-ПЕРЕТ

13.52

-

№ 3 ТЭК-7

Таблица 39

ГРЭС

Энергоблок №

Тепловая экономичность оборудования. Расход электроэнергии на собственные нужды котельной установки

Дата

Время

Интервал

Мощность

МВт

Наименование

Обозначение

Показатель

фактический

номинальный

1.

Всего, тыс. кВт×ч

Э-СН-К

13.53

13.179

2.

То же, кВт×ч/ГДж

Э-СН-К

13.54

13.180

3.

На питательные насосы, тыс. кВт×ч

Э-ПН

13.55

13.181

4.

То же, кВт×ч/т воды

Э-ПН

13.56

13.182

5.

На тягу и дутье, тыс. кВт×ч

Э-ТД

13.57

13.183

6.

То же, кВт×ч/ГДж

Э-ТД

13.58

13.184

7.

На пылеприготовление, тыс. кВт×ч

Э-ПП

13.59

13.185

8.

То же, кВт×ч/т условного топлива

Э-ПП

13.60

13.186

На серо- и азотоочистку тыс. кВт×ч

Э-САО

13.61

-

То же, %

Э-САО

13.62

-

№ 3 ТЭК-8

Таблица 40

ГРЭС

Энергоблок №

Тепловая экономичность оборудования. Расход тепла на собственные нужды

Дата

Время

Интервал

Мощность

МВт

Наименование

Обозначение

Показатель

фактический

номинальный

1.

Турбины, ГДж

Q-СН-Т

13.67

13.187

2.

То же, %

Q-СН-Т

13.68

13.188

3.

Котла, ГДж

Q-СН-К

13.69

13.189

4.

То же, %

Q-СН-К

13.70

13.190

Расход тепла:

5.

на ПТН, ГДж

Q-ПТН

13.71

13.191

6.

то же, %

Q-ПТН

13.72

13.192

7.

на ТВД, ГДж

Q-ТВД

13.73

13.193

8.

то же, %

Q-ТВД

13.74

13.194

9.

на сероочистку, ГДж

Q-СО

13.75

-

1.0.

то же, %

Q-СО

13.76

-

№ 3 ТЭК-9

Таблица 41

ГРЭС

Энергоблок №

Резервы тепловой экономичности турбинной установки

Дата

Время

Интервал

Мощность

МВт

Наименование

Обозначение

Показатель

т

г/(кВт×ч)

1.

Удельный расход тепла брутто

Q/Э-БР

13.316

13.317

В том числе:

2.

давление пара в конденсаторе турбины

P2

13.318

13.319

3.

давление свежего пара

P1

13.320

13.321

4.

температура свежего пара

T1

13.322

13.323

5.

температура пара после промежуточного пароперегревателя

Т1-ЦСД

13.324

13.325

6.

температура питательной воды

Т-ПВ

13.326

13.327

7.

неплановые пуски (за месяц)

ПУСК-Т

13.328

13.329

8.

работа в однокорпусном режиме (за месяц)

1 КОРПУС

13.330

13.331

9.

Расход электроэнергии на собственные нужды

Э-СН-Т

13.332

13.311

10.

В том числе на циркуляционные насосы

Э-ЦН

13.333

13.334

11.

Расход тепла на собственные нужды

Q-CH-T

13.335

13.309

12.

Общий резерв

СУММА

13.336

13.337

№ 3 ТЭК-10

Таблица 42

ГРЭС

Энергоблок №

Резервы тепловой экономичности котельной установки

Дата

Время

Интервал

Мощность

МВт

Наименование

Обозначение

Показатель

к/ГДж

т

г/(кВт×ч)

1.

КПД брутто

КПД-БР

13.338

13.339

13.340

В том числе:

2.

температура уходящих газов

Т-УХ

13.341

13.342

13.343

3.

избыток воздуха в режимном сечении

И-РЕЖ

13.344

13.345

13.346

4.

присосы воздуха на тракте: режимное сечение - последняя поверхность нагрева

ДИ-РУХ

13.347

13.348

13.349

5.

потери тепла с химической и механической неполнотой сгорания

Q3, 4

13.350

13.351

13.352

6.

неплановые пуски (за месяц)

ПУСК-К

13.353

13.354

13.355

7.

Расход электроэнергии на собственные нужды

Э-СН-К

13.356

13.357

13.358

В том числе на:

8.

питательные насосы

Э-ПН

13.359

13.360

13.361

9.

тягу и дутье

Э-ТД

13.362

13.363

13.364

10.

пылеприготовление

Э-ПП

13.365

13.366

13.367

11.

Расход тепла на собственные нужды котлов

Q-СН-К

13.368

13.308

13.309

12.

Расход тепла на ПТН

Q-ПТН

13.370

13.371

13.372

13.

Расход тепла на ТВД

Q-ТВД

13.373

13.374

13.375

14.

Общий резерв

СУММА

13.376

13.377

13.378

№ 3 ТЭК-11

Таблица 43

ГРЭС

Энергоблок №

Общий резерв тепловой экономичности энергоблока на электроэнергию и тепло

Дата

Время

Интервал

Мощность

МВт

Наименование

Обозначение

Показатель

к/ГДж

т

г/(кВт×ч)

Расход топлива на отпуск электроэнергии:

1.

фактический

В-Э

13.144

13.145

-

2.

номинальный

В-Э-Н

13.235

13.236

-

3.

нормативный

В-Э-НР

18.1

18.2

-

4.

резерв

Р-В-Э

13.379

13.380

-

Расход топлива на отпуск тепла:

5.

фактический

B-Q

13.146

-

13.147

6.

номинальный

B-Q

13.237

-

13.238

7.

нормативный

B-Q-HP

18.3

-

18.4

8.

резерв

P-B-Q

13.381

-

13.382

9.

Общий резерв

Р-В

13.383

13.384

-

10.

Экономия (перерасход) топлива

П-В

18.5

-

-

Таблица 44

ГРЭС

Энергоблок №

Показатели работы энергоблока за период пуска (останова)

Дата

Наименование

Обозначение

Показатель

1.

Продолжительность пуска, ч

Т-ПУСК

13.148

2.

Выработка электроэнергии за период пуска, тыс. кВт×ч

Э-ПУСК

13.149

3.

Расход электроэнергии на с.н. за период пуска, тыс. кВт×ч

Э-СН-ПУСК

13.150

4.

Расход условного топлива от сторонних энергоблоков, эквивалентный расходу тепла, за период пуска, т

В-Q-ПУСК

13.151

5.

Расход условного топлива от сторонних энергоблоков, эквивалентный расходу электроэнергии на с.н. энергоблока за период пуска, т

В-Э-ПУСК

13.152

6.

Расход условного топлива котлом за период пуска, т

В-К-ПУСК

13.153

7.

Полный расход условного топлива на энергоблок за период пуска, т

В-ПУСК

13.154

8.

Потери условного топлива энергоблоком за период пуска, т

ПОТ-ПУСК

13.155

9.

То же (норма), т

ПОТ-ПУСК-Н

5.683 ¸ 5.685

Таблица 45

ГРЭС

Энергоблок №

Дефектная ведомость

Дата

Время

Интервал

Адрес

Степень важности

Наименование параметра

Значения

контролируемого параметра

совместно контролируемого параметра

отклонения от допуска

45.1

1

Электроэнергия, выработанная генератором, активная, кВт×ч

4.399/4.401

4.402

45.2

1

Мощность генератора активная, МВт

4.402

4.399/4.401

То же

45.3

1

Расход свежего пара по потоку, т/ч

7.90

7.91

7.90 - 7.91 - 7.93

45.4

-

Температура охлаждающей воды на входе в конденсатор, °С

4.253

4.253

4.253 - 4.253 - 7.160

Таблица 46

ГРЭС

Энергоблок №

Входная информация

Дата

Время

Интервал

Мощность

Адрес

Обозначение, наименование параметра, размерность

Значение параметра

46.1

T -

температура питательной воды перед РПК по каждому потоку, °С

4.1

46.2

T -

температура воды за экономайзером по каждому потоку, °С

4.2

46.3

T -

температура среды перед I впрыском по каждому потоку, °С

4.6

46.4

P -

давление среды перед I впрыском по каждому потоку, МПа

9.4

46.5

T -

температура среды за I впрыском по каждому потоку, °С

4.8

46.6

T -

температура среды перед II впрыском по каждому потоку, °С

4.9

46.7

P -

давление среды перед II впрыском по каждому потоку, МПа

9.5

46.8

T -

температура пара перед выходной (конвективной) ступенью пароперегревателя по каждому потоку, °С

4.15

46.9

P -

давление свежего пара за котлом по каждому потоку, МПа

9.6

46.10

T -

температура свежего пара до пускового впрыска по каждому потоку, °С

4.17

46.11

T -

температура свежего пара после пускового впрыска по каждому потоку, °С

4.18

46.12

P -

давление пара холодного промперегрева по каждому потоку, МПа

9.7

46.13

P -

давление пара горячего промперегрева по каждому потоку, МПа

9.8

46.14

T -

температура пара холодного промперегрева по каждому потоку, °С

4.23

46.15

T -

температура пара горячего промперегрева до пускового впрыска по каждому потоку, °С

4.24

46.16

T -

температура пара горячего промперегрева после пускового впрыска по каждому потоку, °С

4.25

46.17

D -

расход пара на калориферы, т/ч

9.197

46.18

P -

давление пара на линии к калориферам перед сужающим устройством, МПа

9.9

46.19

T -

температура пара на линии к калориферам перед сужающим устройством, °С

4.30

46.20

T -

температура конденсата калориферов, °С

4.31

46.21

G -

расход воды, подогреваемой в котле (теплофикационном экономайзере и т.п.) по каждому потоку, т/ч

9.196

46.22

T -

температура воды, подогреваемой в котле (теплофикационном экономайзере и т.п.) по каждому потоку перед СУ, °С

4.34

46.23

T -

температура воды, подогреваемой в котле по каждому потоку на выходе, °С

4.35

46.24

D -

расход пара из тракта промперегрева на с.н. после (до) СУ из каждой линии, т/ч

9.198

46.25

P -

давление пара отбираемого из тракта промперегрева на с.н. перед сужающим устройством, МПа

9.10

46.26

T -

температура пара отбираемого из тракта промперегрева на с.н. перед сужающим устройством по каждому потоку, °С

4.40

46.27

T -

температура среды за теплообменником азотоочистки дымовых газов по каждому потоку, °С

4.41

46.28

G -

расход мазута, подаваемого в котел, т/ч (основной датчик)

9.199

46.29

G -

расход мазута, подаваемого в котел, т/ч (дублирующий датчик)

9.200

46.30

G -

расход мазута, подаваемого в котел по байпасной линии (шайба малого расхода), т/ч

9.201

46.31

T -

температура мазута в общей линии перед сужающим устройством, °С

4.46

46.32

T -

температура мазута исходная, °С

4.47

46.33

G -

расход мазута на линии рециркуляции от котла, т/ч

9.202

46.34

G -

расход газа, подаваемого в котле по основному газопроводу, т/ч

9.203

46.35

G-

расход газа, подаваемого в котел, т/ч (дублирующий датчик)

9.204

46.36

P -

давление газа в плюсовой камере основного сужающего устройства, кПа

9.11

46.37

T -

температура газа перед сужающим устройством до байпаса на общей линии, °С

4.55

46.38

G -

расход газа через байпасную линию (шайба малого расхода), т/ч

9.205

46.39

P -

давление газа в плюсовой камере сужающего устройства на байпасной линии, кПа

9.22

46.40

G -

расход рециркулирующих газов, т/ч

9.206

46.41

P -

давление газа в плюсовой камере сужающего устройства в тракте рециркуляции, кПа

9.12

46.42

T -

температура газа перед сужающим устройством в тракте рециркуляции, °С

4.62

46.43

T -

температура холодного воздуха перед дутьевым вентилятором до врезки линии рециркуляции, °С

4.65

46.44

T -

температура воздуха перед калориферами, °С

4.66

46.45

T -

температура воздуха перед воздухоподогревателем, °С

4.67

46.46

T -

температура воздуха за воздухоподогревателем, °С

4.68

46.47

T -

температура газа перед воздухоподогревателем по каждому потоку, °С

4.70

46.48

T -

температура газа за воздухоподогревателем по каждому потоку, °С

4.71

46.49

P -

давление воздуха перед вентилятором, кПа

9.13

46.50

P -

давление воздуха за вентилятором, кПа

9.14

46.51

P -

давление воздуха перед воздухоподогревателем, кПа

9.15

46.52

P -

давление воздуха за воздухоподогревателем, кПа

9.16

46.53

P -

давление газа перед воздухоподогревателем, кПа

9.17

46.54

P -

давление газа за воздухоподогревателем, кПа

9.18

46.55

P -

давление газа перед дымососом, кПа

9.19

46.56

P -

давление газа за дымососом, кПа

9.20

46.57

46.58

46.59

Резерв

То же

«

46.60

O2 -

содержание кислорода за котлом по каждому потоку, %

4.83

46.61

O2 -

то же РВП по каждому потоку, %

4.84

46.62

O2 -

то же в уходящих газах за РВП, %

4.85

46.63

O2 -

то же за дымососами (за электрофильтрами), %

4.86

46.64

CO -

содержание окиси углерода в дымовых газах по каждому потоку, %

4.87

46.65

46.66

46.67

46.68

46.69

q3 -

потери тепла с химической неполнотой сгорания, %

Резерв

То же

Резерв

То же

4.88

46.70

D -

расход свежего пара перед турбиной по каждому потоку (основной датчик), т/ч

9.208

46.71

D -

расход свежего пара перед турбиной по каждому потоку (дублирующий датчик), т/ч

9.209

46.72

P -

давление свежего пара в плюсовой камере сужающего устройства по каждой линии, МПа

9.25

46.73

T -

температура свежего пара перед СУ на каждой линии, °С

4.204

46.74

P -

давление свежего пара перед стопорным клапаном турбины по каждой линии, МПа

9.26

46.75

T -

температура свежего пара перед стопорным клапаном турбины по каждой линии, °С

4.206

46.76

P -

давление пара в регулирующей ступени турбины, МПа

9.27

46.77

D -

расход пара холодного промперегрева по каждой линии, т/ч (основной датчик)

9.210

46.78

D -

расход пара холодного промперегрева по каждой линии, т/ч (дублирующий датчик)

9.211

46.79

P -

давление пара в плюсовой камере сужающего устройства в тракте холодного промперегрева по каждой линии, МПа

9.28

46.80

T -

температура пара холодного промперегрева перед сужающим устройством по каждой линии, °С

4.211

46.81

P -

давление пара горячего промперегрева перед стопорными клапанами ЦСД по каждой линии, МПа

9.29

46.82

T -

температура пара перед стопорными клапанами ЦСД по каждой линии

4.213

46.83

P -

давление пара на выходе из ЦВД по каждой линии, МПа

9.30

46.84

T -

температура пара за ЦВД по каждой линии, °С

4.215

46.85

P -

давление пара на выходе из ЦСД по каждому выхлопу, кПа

9.31

46.86

T -

температура пара на выходе из ЦСД по каждому выхлопу, °С

4.217

46.87

D -

расход пара отсоса из переднего уплотнения ЦВД в линию ХПП, т/ч

9.212

46.88

P -

давление пара отсоса из переднего уплотнения ЦВД в линию ХПП перед сужающим устройством, МПа

9.32

46.89

T -

температура пара отсоса из переднего уплотнения ЦВД в линию ХПП перед сужающим устройством, °С

4.220

46.90

D -

расход пара отсоса из переднего уплотнения ЦВД в деаэратор, т/ч

9.213

46.91

T -

температура пара отсоса из переднего уплотнения ЦВД в деаэратор перед сужающим устройством, °С

4.222

46.92

D -

расход пара отсоса из заднего уплотнения ЦВД в деаэратор, т/ч

9.214

46.93

P -

давление пара отсоса из заднего уплотнения ЦВД в деаэратор перед сужающим устройством, МПа

9.33

46.94

D -

расход пара отсоса из переднего концевого уплотнения ЦСД в отбор, т/ч

9.215

46.95

P -

давление пара отсоса из переднего уплотнения ЦСД в деаэратор перед сужающим устройством, кПа

9.34

46.96

D -

расход пара I отбора на каждый корпус ПВД9, т/ч

9.216

46.97

P -

давление пара I отбора на каждый корпус ПВД9 в плюсовой камере сужающего устройства, МПа

9.35

46.98

T -

температура пара I отбора на каждый корпус ПВД9 перед сужающим устройством, °С

4.229

46.99

D -

расход пара II отбора на каждый корпус ПВД8, т/ч

9.217

46.100

P -

давление пара в плюсовой камере сужающего устройства в паропроводе на каждый корпус ПВД8, МПа

9.36

46.101

T -

температура II отбора на ПВД8 перед сужающим устройством, °С

4.232

46.102

P -

давление пара в СПНД, кПа

9.49

46.103

D -

расход пара на каждый ПТН, т/ч

9.218

46.104

P -

давление пара в плюсовой камере сужающего устройства на ПТН, МПа

9.37

46.105

T -

температура пара перед сужающим устройством на каждый ПТН, °С

4.241

46.106

P -

давление пара на выхлопе каждого ПТН с противодавлением, МПа

9.38

46.107

T -

температура пара на выхлопе каждого ПТН с противодавлением, °С

4.243

46.108

P -

давление отработавшего пара в конденсаторе каждого ПТН (абс.), кПа

4.244

46.109

D -

расход пара на каждую ТВД, т/ч

9.219

46.110

P -

давление пара в плюсовой камере СУ на каждую ТВД, МПа

9.39

46.111

T -

температура пара перед СУ на каждую ТВД, °С

4.247

46.112

P -

давление отработавшего пара (абс.) в конденсаторе каждой ТВД, кПа

4.250

46.113

P -

давление отработавшего пара (абс.) в каждой секции конденсатора основной турбины, кПа

4.251

46.114

T -

температура пара в паропроводе сброса из ГПП в конденсатор в каждой линии, °С

4.252

46.115

T -

температура охлаждающей воды на входе в конденсатор основной турбины, °С

4.253

46.116

T -

температура охлаждающей воды на выходе из конденсатора основной турбины, °С

4.254

46.117

G -

расход химически обессоленной воды в конденсатор (нормальный добавок), т/ч

9.224

46.118

G -

расход химически обессоленной воды в конденсатор (аварийный добавок), т/ч

9.225

46.119

T -

температура химически обессоленной воды перед сужающим устройством в трубопроводе нормального добавка, °С

4.257

46.120

T -

температура основного конденсата перед конденсатными насосами I ступени, °С

4.258

46.121

T -

температура основного конденсата на выходе из СП2 и ПНД, °С

4.259

46.122

T -

температура конденсата греющего пара ПНД, имеющих охладитель дренажа, °С

4.260

46.123

T -

температура аварийного слива из СПНД, °С

4.261

46.124

T -

температура питательной воды после деаэратора, °С

4.262

46.125

T -

температура питательной воды на входе в первый ПВД (каждый корпус), °С

4.263

46.126

T -

температура питательной воды на выходе из ПВД (за каждым корпусом), °С

4.264

46.127

T -

температура питательной воды за последним ПВД после смешения с водой из пароохладителей, °С

4.265

46.128

T -

температура конденсата греющего пара ПВД (каждого корпуса), °С

4.266

46.129

G -

расход питательной воды на стороне нагнетания каждого питательного насоса, т/ч

9.226

46.130

P -

давление питательной воды на стороне нагнетания каждого питательного насоса, МПа

9.40

46.131

G -

расход питательной воды за ПВД после байпаса (основной датчик), т/ч

9.222

46.132

G -

расход питательной воды за ПВД после байпаса (дублирующий датчик), т/ч

9.223

46.133

P -

давление питательной воды в плюсовой камере сужающего устройства за ПВД по каждому потоку, МПа

9.41

46.134

T -

температура питательной воды перед сужающим устройством за ПВД по каждому потоку (основной датчик), °С

4.272

46.135

T -

температура питательной воды перед сужающим устройством за ПВД по каждому потоку (дублирующий датчик), °С

4.273

46.136

T -

температура охлаждающей воды на выходе из конденсаторов каждого турбопривода, °С

4.274

46.137

Резерв

46.138

G -

расход основного конденсата на уплотнения питательных и бустерных насосов, т/ч

9.227

46.139

T -

температура воды, сбрасываемой из уплотнений питательных насосов в конденсатор, °С

4.277

46.140

G -

расход конденсата, сбрасываемого из уплотнений питательных насосов в деаэратор, т/ч

9.228

46.141

T -

температура конденсата, сбрасываемого из уплотнений питательных насосов в деаэратор, °С

4.279

46.142

G -

расход питательной воды на аварийный впрыск в ГПП, т/ч

9.229

46.143

T -

температура питательной воды на аварийный впрыск перед сужающим устройством, °С

4.281

46.144

46.145

Резерв

То же

46.146

P -

давление пара на основной бойлер, МПа

9.42

46.147

T -

температура пара на основной бойлер, °С

4.312

46.148

P -

давление пара на пиковый бойлер, МПа

9.43

46.149

T -

температура пара на пиковый бойлер, °С

4.314

46.150

G -

расход сетевой воды на бойлерную установку, т/ч

9.230

46.151

T -

температура сетевой воды на входе в бойлерную установку перед СУ, °С

4.316

46.152

T -

температура сетевой воды на входе в основной бойлер, °С

4.317

46.153

T -

температура сетевой воды на входе в пиковый бойлер, °С

4.318

46.154

T -

температура сетевой воды на выходе из основного бойлера, °С

4.319

46.155

T -

температура сетевой воды на выходе из пикового бойлера, °С

4.320

46.156

T -

температура конденсата греющего пара основного бойлера, °С

4.322

46.157

T -

температура конденсата греющего пара пикового бойлера, °С

4.323

46.158

T -

температура сетевой воды на выходе из бойлерной установки до байпаса, °С

4.324

46.159

T -

температура сетевой воды на выходе из бойлерной установки после байпаса, °С

4.325

46.160

P -

давление барометрическое, мм рт.ст.

4.326

46.161

T -

температура наружного воздуха, °С

4.327

46.162

D -

расход пара на сероочистку, т/ч

9.236

46.163

P -

давление пара на сероочистку, МПа

9.55

46.164

T -

температура пара на сероочистку, °С

4.338

46.165

D -

расход пара на мазутные форсунки, т/ч

9.231

46.166

P -

давление пара на мазутные форсунки перед сужающим устройством, МПа

9.44

46.167

T -

температура пара на мазутные форсунки перед сужающим устройством, °С

4.342

46.168

D -

расход пара на обдувку поверхностей нагрева котла по каждой линии, т/ч

9.232

46.169

P -

давление пара на обдувку поверхностей нагрева котла перед сужающим устройством, МПа

9.45

46.170

T -

температура пара на обдувку поверхностей нагрева котла перед сужающим устройством, °С

4.345

46.171

D -

расход пара от общестанционного коллектора к блочному коллектору с.н. 1,3 МПа, т/ч

9.233

46.172

P -

давление пара перед сужающим устройством, МПа

9.46

46.173

T -

температура пара перед сужающим устройством, °С

4.348

46.174

D -

расход пара от блочного коллектора с.н. 1,3 МПа к общестанционному коллектору с.н. 1.3 МПа, т/ч

9.234

46.175

P -

давление пара перед сужающим устройством, МПа

9.47

46.176

T -

температура пара перед, °С

4.351

46.177

D -

расход пара от общестанционного коллектора с.н. к блочному коллектору 0,6 МПа, т/ч

9.235

46.178

P -

давление пара перед сужающим устройством, МПа

9.48

45.179

T -

температура пара перед сужающим устройством, °С

4.354

46.180

G -

расход сетевой воды, поступающей на с.н. энергоблока, т/ч

9.237

46.181

T -

температура сетевой воды, поступающей на с.н. перед сужающим устройством, °С

4.359

46.182

T -

температура обратной сетевой воды от с.н. энергоблока, °С

4.360

46.183

T -

температура конденсата бойлеров после охладителя конденсата основным конденсатом, °С

4.361

46.184

G -

расход сетевой воды, поступающей от энергоблока на с.н. электростанции, т/ч

9.238

46.185

T -

температура сетевой воды перед СУ, °С

4.363

46.186

T -

температура обратной сетевой воды, поступающей от с.н. электростанции, °С

4.364

46.187

G -

расход конденсата, возвращаемого с размораживающего устройства, т/ч

9.246

46.188

T -

температура конденсата, возвращаемого с размораживающего устройства, °С

4.366

46.189

G -

расход конденсата, возвращаемого от мазутных подогревателей, т/ч

9.245

46.190

T -

температура возвращаемого от мазутных подогревателей, °С

4.368

46.191

T -

температура конденсата после расширителя (охладителя) конденсата с.н., °С

4.370

46.192

D -

расход пара, подаваемого на мазутное хозяйство, по каждой линии, т/ч

9.220

46.193

P -

давление пара, подаваемого на мазутное хозяйство перед сужающим устройством по каждой линии, МПа

9.50

46.194

T -

температура пара, подаваемого на мазутное хозяйство, перед сужающим устройством по каждой линии, °С

4.376

46.195

D -

расход пара на размораживающее хозяйство, т/ч

9.221

46.196

P -

давление пара на размораживающее хозяйство перед сужающим устройством, т/ч

46.197

T -

температура пара на размораживающее хозяйство перед сужающим устройством, °С

46.198

Э -

электроэнергия; выработанная генератором (показание счетчика) активная, кВт × ·ч

4.399

46.199

Э -

электроэнергия, выработанная генератором (показание счетчика), реактивная квар·ч

4.400

46.200

t -

астрономическое время, ч

Мощность:

4.401

46.201

N -

активная генератора, кВт

4.402

46.202

N -

реактивная генератора, квар

4.403

46.203

N -

резервного возбудителя, кВт

4.404

46.204

N -

двигателя каждого ПЭН, кВт

4.405

46.205

N -

двигателя каждого КЭН I и II ступени, кВт

4.406

46.206

N -

двигателя каждого ЦЭН на 1-й скорости, кВт

4.407

46.207

N -

двигателя каждого ЦЭН на 2-й скорости, кВт

4.408

46.208

N -

двигателя каждого сетевого насоса, кВт

4.409

46.209

N -

двигателя каждого бустерного насоса, кВт

4.410

46.210

N -

двигателя каждого дутьевого вентилятора на 1-й скорости, кВт

4.411

46.211

N -

двигателя каждого дутьевого вентилятора на 2-й скорости, кВт

4.412

46.212

N -

двигателя каждого дымососа на 1-й скорости, кВт

4.413

46.213

N -

двигателя каждого дымососа на 2-й скорости, кВт

4.414

46.214

N -

двигателя каждого дымососа рециркуляции, кВт

4.415

46.215

N -

двигателя каждого вентилятора горячего дутья, кВт

4.416

46.216

N -

двигателя каждой мельницы, кВт

4.417

46.217

N -

двигателя каждого вентилятора пылеприготовительной установки (мельничного вентилятора), кВт

4.418

46.218

N -

двигателя каждого багерного насоса, кВт

4.419

46.219

N -

рабочего трансформатора с.н. энергоблока, кВт

4.420

46.220

N -

резервного трансформатора с.н. энергоблока, кВт

4.421

46.221

N -

каждого трансформатора (механизма) с.н., подключенного к секциям питания с.н. данного энергоблока, кВт

4.422

46.222

N -

каждого трансформатора РУ электрофильтров, кВт

4.423

46.223

N -

каждого резервного ввода питания на каждую секцию 6 кВ с.н. энергоблока, кВт

4.424

46.224

N -

электродвигателя дымососа азотоочистки дымовых газов, кВт

4.425

46.225

N -

воздуходувок и насосов сероочистки дымовых газов, кВт

4.426

46.226

N -

трансформатора шлакозолоудаления, кВт

4.427

46.227

N -

конденсатного насоса бойлерной установки, кВт

4.428

46.228

N -

насоса подпитки теплосети, кВт

4.429

46.229

N -

электромеханизмов теплосети прочих, кВт

4.430

46.230

N -

трансформатора ХВО, кВт

4.431

46.231

N -

трансформатора мазутного хозяйства, кВт

4.432

46.232

N -

трансформатора топливоподачи, кВт

4.433

46.233

N -

двигателя каждого ПЭН, кВт

4.405

 

 




ГОСТЫ, СТРОИТЕЛЬНЫЕ и ТЕХНИЧЕСКИЕ НОРМАТИВЫ.
Некоммерческая онлайн система, содержащая все Российские Госты, национальные Стандарты и нормативы.
В Системе содержится более 150000 файлов нормативно-технической документации, действующей на территории РФ.
Система предназначена для широкого круга инженерно-технических специалистов.

Рейтинг@Mail.ru Яндекс цитирования

Copyright © www.gostrf.com, 2008 - 2024