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!

  


|| ЮРИДИЧЕСКИЕ КОНСУЛЬТАЦИИ || НОВОСТИ ДЛЯ ДЕЛОВЫХ ЛЮДЕЙ ||
Поиск документов в информационно-справочной системе:
 

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