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 I

РАЗРАБОТАНО 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)

УТВЕРЖДЕНО 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.

1. ВВЕДЕНИЕ

Типовой алгоритм расчета технико-экономических показателей энергоблоков мощностью 300, 500, 800 и 1200 МВт был разработан и издан в 1978 г. [1].

Алгоритмы расчета ТЭП конкретных энергоблоков, которые разрабатывались на основе Типового алгоритма, в том числе алгоритм расчета ТЭП энергоблока 1200 МВт Костромской ГРЭС, позволили уточнить и дополнить Типовой алгоритм.

За прошедшее десятилетие парк измерительных приборов пополнился манометрами и перепадомерами типа «Сапфир», что дало возможность повысить точность расчетов.

Кроме того, выявилось неудобство пользования и анализа массива исходных данных в виде сплошного массива цифр без идентификаторов и другой сопутствующей информации, а также целесообразность расширения системы контроля достоверности входной информации, поскольку это позволяет увеличить объем памяти современных ЭВМ.

Такой контроль должен осуществляться машиной и охватывать весь объем аналоговой информации.

За прошедшее время произошли некоторые изменения в вопросах топливоиспользования, появились новые руководящие материалы, регламентирующие расчет и нормирование показателей экономичности тепловых электростанций [2 - 4].

Союзтехэнерго разработана новая отчетная форма № 3-ТЭК применительно к машинной обработке информации [4], в соответствии с которой в новую редакцию Типового алгоритма внесены изменения и уточнения.

Описание Типового алгоритма выполнено с учетом ГОСТ 24.211-82 «Система технической документации на АСУ. Требования к содержанию документа «Описание алгоритма».

2. НАЗНАЧЕНИЕ И ХАРАКТЕРИСТИКА ТИПОВОГО АЛГОРИТМА РАСЧЕТА ТЭП

Типовой алгоритм расчета ТЭП является технологической основой автоматизированного получения в темпе производства информации, характеризующей тепловую экономичность энергоблока и оборудования, входящего в его состав.

Целью расчета ТЭП является представление информации для обеспечения наиболее экономичной эксплуатации оборудования, прогнозирования его ремонта, оценки качества работы эксплуатационного персонала, проведения наладочных и эксплуатационных испытаний, а также для составления отчетности о тепловой экономичности энергоблока.

В соответствии с назначением Типовым алгоритмом предусматривается расчет следующих основных групп показателей:

- фактических показателей, которые характеризуют уровень экономичности основного оборудования энергоблока в эксплуатационных условиях;

- номинальных показателей, отражающих реально достижимую экономичность работы оборудования при фактических нагрузках и внешних условиях, состоянии и уровне эксплуатации оборудования, отвечающих требованиям действующих правил технической эксплуатации электрических станций и сетей;

- нормативных удельных расходов топлива на отпуск электроэнергии и тепла, характеризующих максимально допустимую технически обоснованную меру потребления топлива на единицу электроэнергии и тепла при фактических значениях внешних факторов в отчетном периоде;

- показателей резерва тепловой экономичности, характеризующих уровень снижения расхода топлива на отпуск электроэнергии и тепла, который может быть получен за счет устранения недостатков эксплуатации, ремонта и технического обслуживания оборудования;

- оперативного контроля за изменением экономичности оборудования энергоблока вследствие отклонения параметров теплоносителя от номинальных и тепловой схемы от расчетной.

Алгоритмом предусматривается анализ изменения экономичности оборудования по отдельным узлам энергоблока: котлу, газовоздушному тракту, проточной части паровой турбины, конденсатору, регенеративным подогревателям, бойлерной установке, механизмам собственных нужд.

Таким образом, в состав вычисляемых ТЭП включены показатели, регламентируемые формой отчетности ТЭС о тепловой экономичности № 3-ТЭК, а также дополнительные показатели, позволяющие оперативно и детально анализировать уровень изменения экономичности оборудования энергоблока.

В зависимости от интервала, на котором вычислены показатели, они именуются соответственно оперативными, сменными, суточными и месячными.

Продолжительность оперативного интервала устанавливается равной 15 мин (0,25 ч). Продолжительность сменного, суточного и месячного интервалов соответствует календарному числу часов в рабочей смене, сутках и месяце.

Отдельную группу составляют показатели во время пуска (останова) энергоблока. Для этих показателей интервалом вычисления является период времени от начала до окончания пуска (останова).

Форма представления алгоритма таблично-формульная, при которой каждая таблица при программировании может быть выделена в отдельный модуль. Общая структура расчета ТЭП энергоблока имеет две ветви: расчет ТЭП в рабочем диапазоне нагрузок от 30 % и выше и расчет ТЭП при пуске (останове).

Типовой алгоритм предназначен для расчета ТЭП мощных конденсационных энергоблоков с однокорпусными прямоточными котлами, снабженными калориферами и сжигающими газообразное, жидкое и твердое топливо раздельно или в смеси. Энергоблоки могут быть оборудованы тягодутьевыми устройствами с электроприводом, питательными турбонасосами и турбовоздуходувками, а также пусковыми питательными электронасосами.

Турбоустановка энергоблока может включать бойлерную установку с основными и пиковым подогревателями сетевой воды для нужд теплофикации.

Собственные нужды энергоблока обеспечиваются как от блочного, так и от общестанционного коллекторов давлением 0,6 - 1,3 МПа. Энергоблок может обеспечивать тепловые СН электростанции, связанные с водоподготовкой.

Типовым алгоритмом регламентированы структура и последовательность обработки информации, состав и методы определения фактических, номинальных и нормативных ТЭП, а также показателей резерва тепловой экономичности.

На основе Типового алгоритма с привязкой к условиям конкретного энергоблока разрабатывается конкретный алгоритм, по методам расчетов, содержанию и форме представления материалов соответствующий Типовому алгоритму.

При разработке алгоритма для конкретного энергоблока объем оперативного контроля за изменением экономичности оборудования энергоблока может быть несколько изменен в соответствии с составом оборудования, изменением условий его работы и необходимостью учета специфических факторов.

Для обеспечения нормального функционирования системы расчета ТЭП в Типовом алгоритме предусмотрены: контроль достоверности входной информации, формирование оперативной дефектной ведомости, автоматическое исключение недостоверных данных, автоматическое изменение расчета ТЭП при переключениях в технологической схеме энергоблока, восполнение пропусков при отказах в работе ИВК, выдача информации персоналу на экране дисплея или в виде печатных таблиц, а также рекомендации по организации системы измерений, требования к измерительным приборам и вводу информации в ИВК.

3. ОПИСАНИЕ ТЕПЛОВОЙ СХЕМЫ И СИСТЕМЫ ИЗМЕРЕНИЙ

Расчет ТЭП базируется на информации, получаемой посредством автоматического опроса аналоговых и дискретных датчиков, установленных на оборудовании энергоблока.

В качестве примера рассмотрена представленная на рис. 1 условная принципиальная тепловая схема мощного конденсационного энергоблока с указанием точек измерений параметров теплоносителя, необходимых для расчета ТЭП и оперативного контроля за изменением экономичности оборудования энергоблока.

Рис. 1. Принципиальная тепловая схема энергоблока с точками измерений для расчета ТЭП:

 - расхода;  - давления;  - температуры;  - содержания O2; N - электрической мощности

Представленная на рис. 1 схема выбрана с целью максимальной полноты охвата вариантов тепловых схем, состава оборудования рассматриваемых энергоблоков и возможных режимов эксплуатации. Рассмотрен общий случай сжигания в котле трех видов топлива - угольной пыли, мазута и природного газа. Система пылеприготовления с промбункером, размол угля осуществляется в шаровых барабанных мельницах (ШБМ).

Котел прямоточный, оснащен системой рециркуляции газов в нижнюю и верхнюю части топки с дымососами (ДР), воздухоподогревателем (ВП) с предварительным подогревом воздуха в паровом калорифере (КФ), дутьевыми вентиляторами (ДВ) с конденсационными турбоприводами (ТВД), электрофильтрами (ЭФ), дымососами (Д) и системами очистки газов от оксидов серы и азота. Питательная вода в котел подается питательными насосами с конденсационными турбоприводами (ПТН). Для измерения расходов мазута и природного газа в пусковых режимах и при низких нагрузках используются сужающие устройства малого расхода, установленные на байпасных линиях основных сужающих устройств.

Один из вариантов схемы серо- и азотоочистки уходящих газов изображен на рис. 2. Уходящие газы после дымососов (Д) котла поступают в десульфуризационную установку (ДСУ), где промываются известковым молоком и освобождаются от оксидов серы. После ДСУ газы нагреваются до температуры около 350 °С от постороннего источника и поступают в денитрационную установку (ДНУ), в которой происходит разложение оксидов азота. Для экономии тепла, расходуемого на ДНУ, часть тепла газов после ДНУ передается в РВП газом, поступающим в ДНУ. В дымовую трубу уходящие газы направляются с помощью дымососов ДС.

Рис. 2. Схема установки серо- и азотоочистки дымовых газов:

1 - воздух; 2 - вода; 3 - центрифуга; 4 - суспензия; 5 - известковое молоко; 6 - в дымовую трубу

Турбина пятицилиндровая. Выхлоп из трех цилиндров низкого давления производится в двухсекционный конденсатор с разным давлением отработавшего пара. Подогреватели низкого давления поверхностного типа. В перспективе - схемы с двумя ПНД № 1 и 2 смешивающего типа. Две группы ПВД, бойлерные установки (сетевые подогреватели) с питанием паром из отборов турбин. На рис. 3 даны варианты бойлерных установок с различными схемами охлаждения конденсата бойлеров и общестанционных коллекторов собственных нужд.

Рис. 3. Схемы бойлерных установок:

а - без охлаждения конденсата бойлеров; б - с охлаждением конденсата бойлеров основным конденсатом; в - с охлаждением конденсата бойлеров сетевой водой;

1 - в конденсатор; 2 - подпиток теплосети; 3 - на собственные нужды; 4 - основной конденсат; 5 - охладитель конденсата бойлеров

Перечень датчиков, используемых в системе измерений, приведен в табл. 1 и 4.

Периодичность опроса датчиков в пределах 4 - 15 с.

Общий объем аналоговой и дискретной информации обеспечивает расчет всех ТЭП, помещенных в табл. 13 и выдаваемых эксплуатационному персоналу в виде выходных форм (табл. 19 - 46).

Общее количество точек измерения для конкретного энергоблока может изменяться в зависимости от числа параллельных потоков измеряемой среды, состава и количества однотипного оборудования (при данном объеме выходных показателей).

Для повышения надежности и точности определения основных ТЭП следует предусматривать дублирование каналов измерения следующих параметров: расхода питательной воды (два датчика на сужающем устройстве), температуры питательной воды перед сужающим устройством, расхода свежего пара перед турбиной, расхода пара холодного промперегрева, расхода газа и мазута. Количество электроэнергии, вырабатываемой генератором (активной и реактивной), определяется по счетчикам, а в качестве дублирующего измерения предусматривается измерение электрической мощности. Причем с целью уменьшения методической погрешности опрос счетчика времени производится в момент опроса счетчика электроэнергии.

В тех случаях, когда непрерывное автоматическое измерение параметров технически не может быть выполнено, в качестве исходной информации используются сменяемые величины (табл. 5), к которым относятся, например, состав и характеристика топлива, содержание горючих в шлаке и уносе и др.

4. ИСПОЛЬЗУЕМАЯ ИНФОРМАЦИЯ

4.1. Общие положения

Алгоритм расчета ТЭП реализуется с использованием массивов входной информации и массивов информации, формируемых настоящим Алгоритмом.

Массивы входной информации включают:

- массивы дискретной информации;

- массив стандартных процедур обработки входной информации;

- массив входной аналоговой информации;

- массив нормативно-справочной информации.

Массивы информации, формируемые алгоритмом, включают:

- массив стандартных и специальных процедур для контроля достоверности входной информации;

- массив вспомогательных величин для контроля достоверности входной информации;

- массив недостоверной аналоговой информации;

- массив исходной информации для расчета ТЭП на оперативном интервале;

- массивы накапливаемых величин;

- массивы информации пусковых режимов;

- массивы информации для восполнения пропусков.

Массивы информации представлены в Алгоритме в виде таблиц различной конфигурации и различного содержания (в зависимости от назначения), в графе 1 которых указывается адрес, присваиваемый каждому датчику или расчетной величине в этом массиве. Он состоит из двух цифр, записанных через точку. Первая цифра соответствует номеру таблицы, вторая - порядковому номеру строки этой таблицы.

4.2. Массивы входной информации

4.2.1. Массивы дискретной информации (табл. 1, 2)

Для учета в расчете ТЭП различных переключений в технологической схеме энергоблока и определения технологических ситуаций образуется массив текущих значений дискретных сигналов (входной дискретной информации), получаемых от дискретных датчиков, устанавливаемых на двухпозиционных органах управления (арматуре, аппаратуре включения механизмов), перечень которых представлен в табл. 1.

Дискретный сигнал, равный единице, соответствует открытому (включенному) состоянию дискретного органа управления, а равный нулю - закрытому (выключенному) состоянию.

Текущие значения дискретных сигналов используются для формирования массива дискретных признаков, перечень которых приведен в табл. 2.

В графе 4 табл. 2 указывается логическое условие, при котором дискретный признак равен единице, а в графе 5 - адреса текущих значений величин, по которым формируется логическое условие. В графе 6 указывается адрес формулы усреднения (3.25) дискретных признаков, если дискретный признак требует усреднения.

4.2.2. Массив стандартных процедур (табл. 3)

В этот массив сведены все процедуры, которые используются при обработке входной информации: вычисление термодинамических величин; определение абсолютных давлений среды, определение среднеарифметических значений величин по технологическим потокам; определение действительных расходов теплоносителей; суммирование величин по нескольким потокам (механизмам).

Каждой процедуре в этом массиве присвоен адрес, по которому она может быть вызвана для выполнения соответствующих действий с обрабатываемыми величинами.

4.2.3. Массив входной аналоговой информации (табл. 4)

В графах 7 и 8 указывается номер стандартной формулы усреднения (согласно табл. 3) и, если необходимо, адрес дискретного признака, с учетом мгновенного значения которого производится усреднение.

4.2.4. Массив нормативно-справочной информации

В табл. 5 приведен массив постоянных величин, используемых при расчете ТЭП. Массив нормативно-справочной информации включает величины, характеризующие измерительные устройства (паспортные данные сужающих устройств, метрологические поправки и др.), допуски и константы системы контроля достоверности, различного рода поправочные коэффициенты, нормативные величины, принимаемые в расчетах как константы, коэффициенты аппроксимирующих уравнений и др.

Отдельно выделен массив постоянных величин, который должен обновляться путем ручной замены, например, в целях использования в алгоритме расчета фактических ТЭП, в алгоритме восполнения пропуска.

Наиболее удобной периодичностью обновления этой информации является смена. Поэтому в инструкцию для обслуживающего персонала необходимо внести соответствующее указание.

4.3. Массивы информации, формируемые настоящим Типовым алгоритмом

4.3.1. В табл. 6 приведен массив стандартных процедур (процедуры 1 - 4), а при необходимости и специальных процедур, применяемых для контроля достоверности входной аналоговой информации.

Каждой процедуре присвоен адрес этого массива, по которому она вызывается для выполнения действий над проверяемыми величинами.

4.3.2. Массив вспомогательных величин для контроля достоверности (табл. 7)

В табл. 7 указывается расчетная формула, по которой вычисляется вспомогательная величина и исходная информация. В графе 5 указывается адрес контролируемой величины, для контроля которой используется вспомогательная величина.

4.3.3. Массив недостоверной аналоговой информации

В результате контроля достоверности входной аналоговой информации выявляются недостоверные каналы измерения, из которых формируется массив недостоверных величин. Этот массив в виде дефектной ведомости выводится на бланки печати (табл. 45).

4.3.4. Массив исходной информации для расчета ТЭП за оперативный интервал (табл. 10)

В результате обработки информации за оперативный интервал образуется массив величин, по которым производится расчет накапливаемых (интегрируемых) величин. Этот массив включает аналоговую и дискретную информацию, подготовленную для расчетов по технологическим формулам. Каждой величине, включенной в этот массив, присваивается адрес этого массива. Здесь же (графа «Исходная информация») указывается адрес массива, из которого получена величина (табл. 2 и 4) или адрес величины, полученной в результате ее обработки в табл. 9.

4.3.5. Массивы накапливаемых величин (табл. 12)

Массив накапливаемых величин оперативного интервала образуется в результате расчетов, выполняемых по технологическим формулам.

Массивы накапливаемых величин сменного, суточного и месячного интервалов по объему и составу величин одинаковы с массивом оперативного интервала. Количественные значения величин этих интервалов образуются путем простого суммирования аналогичных величин за все оперативные интервалы, истекшие, соответственно, за смену, сутки, месяц. При этом суммируются значения величин только тех оперативных интервалов, результаты расчета ТЭП по которым признаются достоверными. С учетом графика работы вахт образуются суточные и месячные массивы по каждой вахте.

Объем этих массивов и номенклатура показателей определяются конкретными условиями работы энергоблоков и согласовываются с эксплуатационным персоналом.

4.3.6. Массивы информации при пусковых режимах (табл. 16, 17)

При расчете ТЭП за время пуска (останова) энергоблока Алгоритмом предусматривается образование таких же массивов, как и при нормальном режиме эксплуатации, за исключением сменного, суточного и месячного массивов, которые заменяются массивами за весь пусковой период.

Кроме того, объем массивов информации при пусках (остановах) значительно сокращен.

Массивы накапливаемых величин за периоды пуска (останова) засылаются в месячный массив по энергоблоку путем суммирования с одноименными показателями.

4.3.7. Массивы информации для восполнения пропусков (табл. 12, 14, 15)

Для восполнения пропусков используются три специальных массива с привлечением массива нормативно-справочной информации (табл. 5):

- массив расчетных формул для определения накапливаемых величин за период пропусков (см. табл. 14). В него входят формулы, применение которых зависит от характера накапливаемых величин;

- массив накапливаемых величин контрольного оперативного интервала (см. табл. 12) используется для восполнения пропусков. В качестве контрольного интервала принят оперативный интервал, на котором отсутствуют дефектные измерения, то есть по всем измерениям во время контроля получены положительные результаты об их достоверности. Дополнительным требованием к контрольному интервалу является положительное решение по достоверности основных вычисленных ТЭП;

- массив контрольного оперативного интервала рекомендуется обновлять 1 раз в две недели. Для автоматизации этого процесса контрольный интервал должен обновляться в 10 ч первой и третьей среды каждого месяца. Если данные этого оперативного интервала не соответствуют основным требованиям, то выбирается ближайший следующий оперативный интервал, отвечающий требованиям. В массив контрольного оперативного интервала включаются накапливаемые величины в соответствии с табл. 12;

- массив накапливаемых величин, который образуется на основе расчетов накапливаемых величин за период пропуска. Массив приведен в табл. 15 и по объему аналогичен табл. 12. Величины, вошедшие в этот массив, засылаются (суммируются с одноименной накопленной информацией) в сменный, суточный и месячный массивы в адреса, указанные в табл. 15 (графа 5).

5. РЕЗУЛЬТАТЫ РЕШЕНИЯ

На основе соответствующего массива (оперативного, сменного, суточного, месячного) накапливаемых величин (см. табл. 12) и массива нормативно-справочной информации (см. табл. 5) образуется массив выходных показателей (оперативного, сменного, суточного и месячного интервалов). Этот массив относительных показателей приведен в табл. 13. Массивы выходных показателей по вахтам образуются аналогично с использованием соответствующего массива накапливаемых величин.

За пусковой период энергоблока образуется массив выходных показателей пуска (см. табл. 17). Массивы выходных показателей используются для формирования выходных сообщений (форм представления информации) персоналу через средства отображения (печать, дисплей) (табл. 19 - 44).

Массив накапливаемых величин (см. табл. 12) и массив выходных показателей оперативного интервала (см. табл. 13) сохраняются в памяти машины до завершения расчетов за следующий оперативный интервал. Если результаты следующего оперативного интервала признаются достоверными, то эти массивы обновляются. В случае, когда результаты расчетов за следующий оперативный интервал признаются недостоверными, названные массивы сохраняются до завершения расчетов за очередной оперативный интервал (так вплоть до достоверных расчетов).

6. АЛГОРИТМ РЕШЕНИЙ

Расчет ТЭП осуществляется с помощью взаимно увязанного и совместно функционирующего комплекса задач.

6.1. Структурная схема Алгоритма

На рис. 4 приведена структурная схема расчета ТЭП энергоблока, позволяющая представить общую последовательность выполнения и взаимосвязь задач, входящих в Алгоритм:

- сбор и первичная обработка входной информации;

- распознавание технологических ситуаций;

- контроль достоверности входной информации;

- обработка входной информации за оперативный интервал;

- расчет за оперативный интервал;

- контроль достоверности расчетных величин;

- сортировка и накопление информации за различные интервалы и вахты;

- расчет ТЭП за различные временные интервалы (смену, сутки, месяц) с выводом результатов расчета;

- восполнение информации за периоды пропусков;

- расчеты в пусковых режимах;

- расчет за месяц с учетом пусков.

Рис. 4. Структурная схема расчета ТЭП энергоблока

6.2. Обработка входной информации

Обработка входной информации выполняется в два этапа: в пределах оперативного интервала (первичная обработка) и после окончания оперативного интервала. Принципиальное их отличие состоит в том, что первичной обработке подвергается текущая информация с дискретизацией по периоду опроса датчиков (4 - 15 с), а обработке после окончания оперативного интервала подвергается информация, усредненная за оперативный интервал и прошедшая контроль достоверности.

Вся обработка информации осуществляется по стандартным процедурам, приведенным в табл. 3.

Первичная обработка после оцифровки и масштабирования текущих значений параметров завершается усреднением величин за оперативный интервал с помощью формул 3.22 - 3.27. Конкретная формула для каждой измеряемой величины указывается соответственно в табл. 2 (для дискретной информации) и табл. 4 (для аналоговых величин).

Следует обратить внимание на формулу усреднения 3.26 (3.27). По этой процедуре определяется среднее значение корня квадратного из перепада, измеренного на сужающем устройстве.

Такая операция позволяет исключить дополнительную погрешность усреднения при вычислении расходов, измеряемых с помощью датчиков-перепадомеров. За пределами оперативного интервала выполняется обработка только аналоговой информации (см. табл. 9). Обработка должна выполняться в той последовательности, в которой составлена табл. 9. Это связано с тем, что в процессе обработки необходимо получать некоторые промежуточные величины.

В графе 6 табл. 9 указывается, является ли вычисленное значение итоговой величиной обработки. Все итоговые величины, обработка которых закончена, засылаются в массив исходной информации (см. табл. 10) для расчета ТЭП на оперативном интервале.

В графе 1 табл. 9 указывается адрес величин, присваиваемый им в процессе обработки в рабочем массиве обработки информации. В графе 4 указан адрес стандартной процедуры (формулы) из массива стандартных процедур, а в графе 5 - перечень адресов используемой информации для расчета с помощью этой процедуры. Перечень адресов записан в том порядке, в каком это требуется для применения стандартной процедуры (см. табл. 3). В графе 6 знаком «+» отмечены те величины, обработка которых завершена (полностью или частично). Они поступают в массив исходной информации для расчета ТЭП (табл. 10).

Обработка аналоговой информации, выполняемая за оперативный интервал (см. табл. 9), включает: определение абсолютного давления среды по измеренному избыточному давлению; вычисление термодинамических функций состояния воды и водяного пара (удельного объема, энтальпии, энтропии), определение действительного расхода среды по его измеренному значению (введение поправок на изменение удельного объема), вычисление расхода среды по измеренному перепаду давлений на расходомерном сужающем устройстве, определение среднеарифметических и суммарных значений параметров среды по потокам и линиям, вычисление некоторых вспомогательных параметров (показателей).

6.3. Контроль достоверности входной информации

6.3.1. Общие положения

Контроль достоверности входной информации предназначен для:

- обнаружения грубых искажений метрологических характеристик измерительных каналов;

- исключения недостоверной входной информации;

- исключения засорения накапливаемой информации за длительные интервалы заведомо недостоверными данными;

- выдачи сообщений о недостоверности входной информации в виде «Дефектной ведомости». На основе этой ведомости дежурным персоналом электростанции должны приниматься меры по устранению дефектов.

Ввиду достаточно высокой надежности дискретных датчиков и наличия у них аппаратурного контроля на обрыв и короткое замыкание в автоматических системах управления энергоблоком не предусматривается какого-либо дополнительного контроля их достоверности. В этих условиях контроль достоверности дискретных сигналов для расчета ТЭП также не предусматривается.

В случае, если при очередном опросе датчиков в пределах оперативного интервала получена информация о неисправности какого-либо дискретного датчика (обрыв линии, короткое замыкание), значение его сигнала принимается по предыдущему опросу и используется для усреднения информации на всем оперативном интервале по формулам 3.23 - 3.25, 3.27. Одновременно формируется автоматическое сообщение о неисправности.

При получении такого сообщения персонал обязан принять меры к ликвидации неисправности и ручному вводу дискретного сигнала, соответствующего фактическому положению двухпозиционного органа, на котором установлен дискретный датчик. Продолжительность использования ручного ввода дискретных сигналов вместо неисправных датчиков определяется производственно-техническим отделом электростанции.

Контролю достоверности подвергается весь массив аналоговой информации, усредненной за оперативный интервал и не подвергавшийся дальнейшей обработке.

Алгоритм контроля достоверности аналоговой информации представлен в табличной форме: табл. 6 - процедуры контроля достоверности, табл. 7 - вспомогательные величины для контроля достоверности, табл. 8 - контроль достоверности входной аналоговой информации.

Контролю достоверности не подвергаются величины, при усреднении которых использовался дискретный признак, среднее значение которого за оперативный интервал меньше 1, т.е. не контролируются величины, которые могли изменить свое значение вследствие переключений в технологической схеме. Однако они считаются достоверными и идут в дальнейшую обработку.

Наиболее тщательному контролю достоверности подвергаются следующие величины:

- количество электроэнергии, выработанной генератором;

- расход и параметры питательной воды;

- параметры свежего пара и пара промперегрева;

- расход и параметры пара на промперегрев.

При недостоверности этих величин задача расчета ТЭП блокируется.

Для контроля достоверности используется информация, включающая:

- показания дублирующих каналов измерения, предусмотренных для наиболее важных параметров;

- показания каналов измерения близких по значению параметров на одном технологическом потоке;

- показания каналов измерения одноименных параметров на параллельных технологических потоках;

- вспомогательные величины, вычисляемые по функциональным зависимостям между технологическими параметрами;

- константы, определяемые по допустимым границам изменения технологических параметров.

Контроль достоверности в предусмотренном объеме выполняется только при режиме работы энергоблока с нагрузкой свыше 30 %. В пусковых режимах контролируются только измерения количества электроэнергии, выработанного генератором.

Перед контролем достоверности, изложенным в табл. 8, в оперативной памяти машины создается массив вспомогательной информации, необходимой для контроля (см. табл. 7). Этот массив включает необходимое количество величин, с которыми производится сравнение значений измеренных параметров, и допускаемые значения отклонений между отдельными измеренными параметрами или между измеренными параметрами и вспомогательными величинами (зоны допуска). Часть этой информации задана в виде констант, а часть вычисляется с помощью расчетных формул по значениям измеренных параметров.

Табл. 7 состоит из пяти граф: в графе 1 указан адрес вспомогательной величины; в графе 2 приведено условное обозначение величин и размерность, обозначения вспомогательных величин содержат наименования измеренных величин (по табл. 4 Алгоритма); в графе 3 приводится расчетная формула или константа ai; графа 4 содержит адреса величин, входящих в графу 3, в качестве исходной информации используются массивы входной информации, соответствующие табл. 2 и 4, а также массив констант табл. 5; в графе 5 приведены адреса контролируемых величин, которые используют вспомогательную информацию.

Порядок контроля достоверности представлен в табл. 8. В графах 1 и 2 приведен полный перечень входной аналоговой информации (адрес, условное обозначение, размерность) в соответствии с табл. 4 Алгоритма.

В графе 3 «Степень важности» цифрой 1 отмечены параметры, существенно влияющие на точность расчета основных ТЭП. Контроль достоверности этих параметров должен быть выполнен особо тщательно (при необходимости по специальным процедурам).

В случае недостоверности этих параметров персоналу следует срочно предпринять необходимые меры для устранения дефектов соответствующих каналов измерений.

В графе 4 указаны величины, совместно контролируемые с каждой величиной графы 1, а также процедура контроля и дискретный признак блокировки контроля.

В графе 5 дается адрес вспомогательной величины, в графе 6 - адрес зоны допуска, в графе 7 - адрес в табл. 13 выходных величин с отметкой о недостоверности (например, со звездочкой). С отметкой же о недостоверности эти расчетные величины выдаются в формах выходной информации.

Предусматривается вывод всех неисправных каналов измерения в виде дефектной ведомости периодически раз в смену (сутки) и по запросу оператора в любое время.

6.3.2. Порядок выполнения контроля достоверности входной информации

Контроль достоверности входной информации рекомендуется выполнять в следующем порядке.

В первую очередь выполняется контроль достоверности количества электроэнергии, выработанной генератором, по процедуре 5.

Далее выполняется контроль достоверности параметров со степенью важности 1.

Дальнейший контроль достоверности входной информации выполняется в произвольном порядке с применением необходимых процедур (см. табл. 6).

6.3.3. Процедуры контроля достоверности входной аналоговой информации

Для контроля достоверности предлагается использовать четыре стандартные процедуры (см. табл. 6), а также специальные процедуры (в случае необходимости).

Процедура 1 - для контроля достоверности одиночных величин. Для контроля по этой процедуре обязательным является наличие вспомогательной величины, связанной определенной зависимостью с контролируемой или принимаемой в виде константы. Условием достоверности контролируемой величины является выполнение неравенств - нахождение ее между минимальным и максимальным расчетным значением. В противном случае контролируемая величина признается недостоверной и заносится в дефектную ведомость.

Допустимые отклонения D1 и D2 (зоны допуска) определяются, исходя из класса применяемых приборов, реального изменения контролируемых параметров в процессе работы и допустимой точности итоговых величин.

Для контроля устанавливаются в общем виде два значения зоны допуска D1 и D2 со стороны минимальных и максимальных величин. В частном случае эти два значения могут быть равными.

Процедуры 2 и 3 - для контроля достоверности парных величин. Под парными величинами понимаются измерения двумя независимыми каналами измерения или датчиками одного и того же параметра.

По процедуре 2 обе величины признаются достоверными, если абсолютная разность между ними не превышает заданной зоны допуска. В противном случае обе величины признаются недостоверными, заносятся в дефектную ведомость, а в выходных формах со звездочкой даются показатели, рассчитанные на основе недостоверной информации.

Наличие вспомогательной величины в процедуре 3 позволяет из двух парных величин, различающихся между собой больше, чем установленная зона допуска, выбрать действительно недостоверную. Таковой признается величина, которая больше отличается от вспомогательной. Она и заносится в дефектную ведомость.

Процедура 4 - для контроля достоверности групп из трех и более величин. В группу сводятся величины, которые взаимосвязаны по технологическому процессу и имеют близкие значения, отличающиеся на определенную величину. Для контроля по этой процедуре все входящие в группу величины должны быть расположены в ряд по мере возрастания их численных значений.

Если абсолютная разность между минимальной и максимальной величинами меньше установленной зоны допуска, то все величины признаются достоверными. При невыполнении этого условия производится отыскание недостоверной величины путем проверки двух дополнительных условий: с установленной зоной допуска сравнивается абсолютная разность величин без максимальной и без минимальной. Если эта новая абсолютная разность укладывается в зону допуска, то недостоверной признается та из величин, без которой вычислена разность. При невыполнении дополнительных условий недостоверными признаются максимальная и минимальная величины. Далее определение недостоверных величин производится среди оставшихся для анализа. При этом, если для дальнейшего анализа осталась только одна величина, контроль достоверности прекращается и вся группа признается недостоверной. Если оставшихся величин две, то контроль производится по процедуре 2. Недостоверные величины заносятся в дефектную ведомость. Выходные показатели в формах, рассчитанные с помощью такой информации, даются со звездочкой.

Процедура 5 - специальная процедура, предназначена для контроля достоверности активной мощности генератора.

Выполняется первой, так как контроль достоверности почти всей остальной аналоговой информации опирается на достоверное значение активной мощности: по нему рассчитываются все вспомогательные для контроля величины.

По процедуре 5 контролируются значение активной мощности, подсчитанное по показаниям счетчика генератора , и активная мощность генератора NA, измеренная ваттметром за оперативный интервал.

Устанавливается два уровня допустимого отклонения между мощностью, подсчитанной по показаниям счетчика, и измеренной мощностью D1 и D2. Если разность между NсчА и NA меньше первого допуска D1, то они обе достоверны.

При превышении первого допуска, но выполнении второго условия (£ D2) контролируемые величины также признаются достоверными. Однако оба канала измерения подлежат проверке и заносятся в дефектную ведомость с указанием значения первой зоны допуска D1.

Если абсолютная разность между контролируемыми величинами превышает второй допуск, то обе величины признаются недостоверными и заносятся в дефектную ведомость с указанием второй зоны допуска. В этом случае со звездочкой в выходных формах даются значения удельных расходов топлива (фактический и номинальный), а в дефектной ведомости параметры, контроль достоверности которых выполняется с участием мощности. Результат расчета за данный оперативный интервал признается недостоверным, приравнивается к пропуску и подлежит восполнению в соответствии с п. 6.9.

Контроль достоверности показаний перепадомеров, по которым определяется расход питательной воды (основной и дублирующий датчики) выполняется по процедуре 3. Сначала проверяется основное условие контроля, сравниваются значения перепадов по основному и дублирующему измерению с установленной зоной допуска. Если это условие не выполняется, контроль производится по дополнительному условию: сравниваются расчетные вспомогательные значения расходов питательной воды по основному и дублирующему измерениям (см. п. 1 табл. 7) с расчетным вспомогательным значением расхода свежего пара, сформированным в процессе контроля достоверности расхода свежего пара (, ).

Выявленное в результате контроля недостоверное значение заносится в дефектную ведомость с адресом датчика, измеряющего перепад, и заменяется на достоверную.

В выходных формах с пометкой «*» печатаются показатели, в расчет которых входит недостоверное значение.

Ввиду особой важности измерения расхода питательной воды оперативный персонал должен принять все меры для обеспечения достоверности измерения обоими датчиками-перепадомерами (основным и дублирующим).

6.3.4. Форма представления результатов контроля достоверности входной информации

В результате проведения контроля достоверности входной информации распечатывается документ «Дефектная ведомость» (табл. 45).

Под заголовком дефектной ведомости указывается дата, время;

в графе 3 - степень важности параметра, равная единице в соответствии с табл. 8.

В графе 4 предпочтительно дать словесное наименование с общепринятыми сокращениями.

В последние три графы, объединенные общим понятием «значения», заносятся численные значения контролируемого параметра, параметра, с которым совместно он контролируется, а также превышение над установленной зоной допуска. При контроле достоверности перепадомеров по расчетным вспомогательным расходам в дефектную ведомость заносятся численные значения вспомогательных расходов.

В табл. 45 приведены примеры заполнения дефектной ведомости при контроле достоверности с помощью различных процедур.

Дефектная ведомость является документом, на основании которого должны проводиться работы по контролю за каналами измерений. В первую очередь должны быть проверены каналы со степени важности 1 (см. графа 3 табл. 45).

Для более тщательного анализа входной информации дефектная ведомость дополняется формой входной информации (табл. 46). В нее наряду с входной аналоговой информацией входит информация после частичной обработки: избыточное давление переведено в абсолютное с учетом поправок на высоту присоединения прибора, измеренные перепады на сужающих устройствах пересчитаны в массовые расходы с учетом фактических параметров среды.

6.4. Распознавание технологических ситуаций

Задача распознавания технологических ситуаций заключается в приведении Алгоритма расчета ТЭП в соответствие с переключениями в технологической схеме энергоблока и режимом его работы.

Алгоритм определения состояния технологических узлов и режима работы энергоблока приведен в табл. 2. Он включает определения:

- нахождения в работе отдельных элементов энергоблока (ТПН, ТВД, насосов и др.);

- потоков теплоносителей через узлы тепловой схемы (наличие аварийного впрыска в ГПП, наличие подачи пара на калориферы, на мазутное хозяйство, наличие перетока пара из коллектора на общестанционные нужды и др.);

- режимов работы энергоблока.

Распознаванию подлежат следующие режимы работы энергоблока:

- пусковой режим, работает только программа пуска;

- режим эксплуатации при нагрузке свыше 30 %, работает основная программа расчета ТЭП.

Определены моменты включения пусковой программы и отключения программы останова.

Для распознавания технологических ситуаций и определения режима работы используется дискретная и аналоговая информация за оперативный интервал. Таким образом, переключение программ расчета производится по завершению интервала, в котором произошло переключение.

6.5. Расчет накапливаемых величин

На базе массива исходной информации для расчета ТЭП (см. табл. 10) и массива нормативно-справочной информации (см. табл. 5) выполняется расчет накапливаемых (интегрируемых) величин на оперативном интервале. Расчет выполняется по технологическим формулам с соблюдением установленной последовательности. Алгоритм расчета представлен в табл. 11, в которой каждой расчетной величине присваивается адрес (графа 1).

При выполнении расчетов по Алгоритму требуется определение промежуточных величин, которые не являются конечным результатом расчета, а используются лишь в пределах табл. 11. Поэтому в графе 5 знаком «+» отмечены только те величины, которые поступают в массив накапливаемых величин оперативного интервала (табл. 12).

Табл. 11 состоит из четырех разделов. В первом производится расчет накапливаемых величин для определения фактических показателей, во втором - для определения номинальных и нормативных показателей, в третьем - для определения резерва снижения удельного расхода топлива, в четвертом - для оперативного контроля за изменением экономичности оборудования энергоблока из-за отклонения фактических показателей от номинальных.

Накапливаемые величины рассчитываются в количественных единицах энергии, тепла, массы, времени для возможности их накопления простым суммированием (кВт×ч, МДж, т, с). Особую категорию накапливаемых величин составляют расчетные комплексы Ri (произведения какого-либо параметра на расход) для расчета конечного показателя как средневзвешенной величины.

Объем накапливаемых величин обеспечивает расчет выходных показателей, представляемых персоналу с помощью средств отображения.

В результате расчета по Алгоритму образуется массив накапливаемых величин для расчета ТЭП (табл. 12).

Система расчета показателей и программный комплекс должны допускать возможность простого изменения расчетных формул с минимальным количеством операций и в диалоговом режиме.

При этом должна допускаться возможность ввода новых формул и их исключение из расчета без перетрансляции и перекомпоновки программного комплекса.

Массив формул расчета имеет большой объем. При его написании, вводе в вычислительный комплекс и корректировке возможны ошибки, которые следует отыскивать в процессе наладки системы. Поэтому система расчета ТЭП должна предусматривать возможность вывода из вычислительного комплекса формул расчета, значений исходных и вычисленных величин как в процессе тестовой проверки по контрольному примеру, так и при нормальной эксплуатации системы. При этом форма выдачи должна быть понятна как программисту, так и специалисту-технологу и соответствовать естественной форме записи формул в технологическом алгоритме.

6.5.1. Расчет фактических ТЭП

Результаты вычисления фактических показателей являются основой контроля экономичности оборудования, анализа его состояния, оценки работы персонала электростанций. На них базируется техническая отчетность по форме № 3-ТЭК [4].

Расчет фактических показателей осуществляется после завершения оперативного интервала с использованием массивов справочной информации (констант) и сменяемых констант (см. табл. 5), дискретной информации (см. табл. 2) и аналоговой информации (см. табл. 4). Формирование перечисленных массивов описано в разд. 4.

Все фактические показатели вычисляются как относительные величины путем деления друг на друга двух накопленных величин с применением масштабного коэффициента. Такой способ позволяет унифицировать Алгоритм вычисления конечных показателей и снизить погрешность расчетов. Принятая в настоящее время система подготовки технической отчетности также базируется на передаче по каналам связи накопленных величин за отчетный период в централизованный вычислительный центр, где и производится расчет конечных показателей.

Реализация задачи расчета фактических ТЭП в АСУ ТП энергоблоков позволяет иметь все необходимые данные практически в темпе производства (с дискретизацией в 15 мин).

Алгоритм расчета накапливаемых величин (см. табл. 11) для расчета фактических ТЭП ориентирован на тепловые схемы энергоблоков мощностью 300, 500, 800 и 1200 МВт, применяемые при их создании. На рис. 1 представлена условная тепловая схема энергоблока, которая вбирает в себя наиболее полный перечень технологических узлов, применяемых в настоящее время. Естественно, тепловые схемы конкретных энергоблоков отличаются от приведенной. С целью типизации алгоритма в табл. 11 приводятся вариантные расчетные формулы (см., например, 11.9, 11.11).

Состав и методы расчета показателей регламентированы [2]. Ниже указываются особенности расчета, обусловленные применением вычислительной техники.

Теплопроизводительность котла брутто (п. 11.5) рассчитывается как среднеарифметическое значение между тепловой производительностью котла по измеренным параметрам среды непосредственно перед котлом и после него и расходом тепла на турбину по измеренным параметрам пара перед турбиной и за ней и питательной воды за ПВД. При этом приведение одной величины к другой осуществляется с помощью расчетного значения потерь теплового потока. Такое усреднение позволяет снизить погрешность, вносимую отдельными измерениями. Расчет тепловой производительности брутто котла ориентирован на измерение расхода питательной воды и расхода пара в холодных линиях тракта промперегрева.

Коэффициент полезного действия котла определяется по обратному балансу, что связано с практической невозможностью (для твердого топлива) или значительной погрешностью автоматизированного учета расходов натурального топлива. Этот КПД используется для расчета всех производных показателей.

Алгоритм ориентирован на применение в качестве основного измерения счетчиков электроэнергии с цифровым унифицированным выходным сигналом. Помимо этого, предусматривается установка датчиков мощности, которые в этом случае используются для контроля достоверности измерения выработки электроэнергии. Вместе с тем, если энергоблок не оснащен автоматизированными электросчетчиками, то предусматривается использование датчиков мощности в качестве основного измерения.

Наиболее сложной частью Алгоритма расчета фактических показателей является учет перетоков тепла между энергоблоками при наличии общестанционных потребителей тепла (химводоочистка - ВПУ, топливное хозяйство, подготовка подпиточной воды теплосети и др.) Автоматизация процесса распределения тепла, потребляемого общестанционными объектами, требует введения информации по этим объектам на каждый энергоблок электростанции и, помимо этого, некоторых показателей работы соседних энергоблоков. Получение такой информации предусматривается в Алгоритме за счет межмашинного обмена информацией. И тем не менее, создать полностью унифицированное решение этой части задачи не удается, ввиду чрезвычайного разнообразия технологических схем. Поэтому в Алгоритме предусмотрены некоторые вариации расчетов, соответствующие указанным схемам и системам измерения.

Из других особенностей расчета фактических ТЭП можно отметить следующее.

Расход тепла на калориферы котла основывается на измерении расхода пара.

Расход тепла на турбопривод питательных насосов и воздуходувок основывается на измерении расхода пара и предусматривает вариантный расчет в зависимости от типа приводной турбины (конденсационная, с противодавлением). Расход тепла на турбопривод питательных насосов и воздуходувок относится к собственным нуждам котла. В то же время внутренняя мощность этих приводов и расход тепла являются составными частями соответствующих величин при определении удельного расхода тепла брутто турбинной установки.

Отпуск тепла бойлерной установкой определяется по прямым измерениям расхода сетевой воды и ее температурам до и после бойлерной установки. При этом предусматриваются разновидности схемы бойлерной установки, приведенные на рис. 3.

Важным обстоятельством при реализации задачи является частота обновления сменяемых констант, к которым относятся качественные показатели топлива - калорийность, зольность, влажность.

Для получения удовлетворительных результатов необходимо, чтобы обновление этой информации осуществлялось не реже, чем 1 раз в смену. Особенно это касается твердого топлива, практическая нестабильность качества которого может существенно повлиять на результаты автоматизированного расчета ТЭП.

6.5.2. Расчет номинальных и нормативных ТЭП

В соответствии с действующими в отрасли руководящими и методическими материалами по нормированию показателей тепловой экономичности электростанций и принятой в них терминологии номинальными являются все показатели, входящие в состав нормативной характеристики турбинной или котельной установок: параметры свежего пара и пара после промперегрева, температура питательной воды, уходящих газов, удельный расход тепла турбиной, КПД брутто котла и др. [2, 3].

Нормативные значения определяются только по двум показателям: удельному расходу топлива на отпущенную электроэнергию и удельному расходу топлива на тепло. Эти два показателя рассчитываются на базе их номинальных значений. Взаимосвязь между номинальными и нормативными значениями удельных расходов топлива:

внорм э(т) = вном э(т)[1 + Kрэ(т)(1 - mэ(т)],

где внорм э(т) - номинальное значение удельного расхода топлива на отпущенную электроэнергию, г/(кВт×ч);

Kрэ(т) - общий резерв тепловой экономичности при производстве электроэнергии (тепла), выявленный при разработке нормативных характеристик. Характеризует достигнутый уровень эксплуатационного и ремонтного обслуживания оборудования: чем меньше Kр, тем выше этот уровень, и наоборот. Значение указывается в нормативных характеристиках оборудования;

mэ(т) - установленная на отчетный период степень использования резерва тепловой экономичности. Соответствует суммарной эффективности намеченных к выполнению мероприятий с момента составления нормативных характеристик и до отчетного периода. Значение mэ(т) также находит отражение в нормативных характеристиках.

В качестве исходной информации для расчета номинальных и нормативных ТЭП в Типовом алгоритме используются два вида информации:

- измеренные и накопленные значения технологических параметров и фактические ТЭП, характеризующие электрическую и тепловую нагрузки энергоблока, а также внешние условия его эксплуатации: структуру и качество сожженного топлива, температуру наружного холодного воздуха и охлаждающей воды, cosj. Сюда же относятся накопленные значения признаков переключений технологической схемы;

- нормативные характеристики оборудования, представленные в Алгоритме в виде аппроксимирующих номиналов.

Расчет номинальных ТЭП в Алгоритме производится в три этапа.

На первом этапе определяется исходно-номинальное значение показателя на основе соответствующей аппроксимирующей зависимости по фактической электрической нагрузке турбины или тепловой нагрузке котла.

Аппроксимирующие зависимости записываются в графе 4 табл. 11, а значение коэффициентов полиномов - в табл. 5.

На втором этапе вычисляются поправки к исходно-номинальному значению показателя на отклонение внешних условий эксплуатации от принятых при составлении нормативных характеристик.

На третьем этапе определяются номинальные значения показателей путем суммирования исходно-номинальных значений с поправками на внешние факторы. На этом же этапе учитывается ухудшение удельного расхода тепла на турбину и КПД котла вследствие отработки ресурса. Время наработки энергоблока для расчета поправки на отработку ресурса от даты составления нормативных характеристик до момента расчета номинальных показателей определяется один раз в месяц, на его начало и вводится в машину вручную как сменяемая условно-постоянная величина.

Номинальные значения показателей котла рассчитываются при его фактической нагрузке, но при нормативном состоянии и экономичности турбины, что соответствует действующим методическим материалам по расчету ТЭП.

Расчет номинальных показателей турбины в Алгоритме базируется на определении часового расхода тепла на турбину с учетом работы обоих турбоприводов питательных насосов и дутьевых вентиляторов. Расход свежего пара определяется из уравнения теплового баланса турбины.

При составлении конкретных алгоритмов расчетные формулы и последовательность расчетных операций должны строго соответствовать утвержденному макету расчета нормативных показателей.

Макеты входят в состав нормативных характеристик оборудования электростанций. В Типовом алгоритме заложены основные принципы, регламентированные [3] для составления подобных макетов.

Первичным интервалом расчета номинальных ТЭП является оперативный интервал (15 мин). Показатели за смену, сутки, месяц получаются путем суммирования результатов расчетов за оперативные интервалы. Такой метод расчета номинальных ТЭП позволяет значительно снизить методическую погрешность в их определении вследствие неравномерности графиков электрических и тепловых нагрузок энергоблока. Нормативные удельные расходы топлива на отпущенную электроэнергию и тепло рассчитываются только за месячный интервал.

За месячный интервал производится также дорасчет и корректировка на пуски следующих накопленных номинальных показателей:

- расхода электроэнергии и тепла на собственные нужды турбины и котла;

- расхода тепла на выработку электроэнергии;

- КПД брутто котла;

- отпуска электроэнергии энергоблоком.

За месячный интервал рассчитывается также экономия или перерасход топлива против его нормативного расхода.

6.5.3. Расчет резервов тепловой экономичности энергоблока

Резервы тепловой экономичности характеризуют топливные эквиваленты отклонений основных фактических показателей энергоблока от их номинальных значений. Расчет резервов тепловой экономичности по большинству показателей производится в два этапа. На первом этапе определяется значение резерва при единичном отклонении рассматриваемого показателя от номинального уровня. На втором этапе определяется полное значение резерва путем умножения значения резерва при единичном отклонении рассматриваемого показателя на значение этого отклонения.

Значения резервов тепловой экономичности при единичных отклонениях показателя, как правило, являются функциями электрической нагрузки турбины или тепловой нагрузки котла и в Алгоритме записываются в виде полиномов, аппроксимирующих эти функции. Коэффициенты полиномов представлены в табл. 5.

Резервы тепловой экономичности рассчитываются по показателям турбинной и котельной установок на отпуск электроэнергии и тепла.

По турбинной установке резервы рассчитываются по следующим показателям:

- удельному расходу тепла брутто;

- параметрам свежего пара и пара после промперегрева;

- температуре питательной воды;

- давлению отработавшего пара;

- неплановым пускам (за месяц);

- продолжительности работы энергоблока в однокорпусном режиме;

- расходу электроэнергии на собственные нужды с выделением циркуляционных насосов.

По котельной установке резервы тепловой экономичности рассчитываются по следующим показателям:

- КПД брутто;

- температуре уходящих газов;

- избытку воздуха в режимном сечении;

- присосам воздуха на тракте «режимное сечение - последняя поверхность нагрева»;

- потерям тепла с химической и механической неполнотой сгорания;

- неплановым пускам (за месяц);

- расходу электроэнергии на собственные нужды с выделением питательных насосов, тяги и дутья, пылеприготовления;

- расходу тепла на собственные нужды.

Резервы тепловой экономичности могут быть со знаком «+» или «-» и выражаются в т условного топлива, г/(кВт×ч) или кг/Гкал. По котельной установке резервы тепловой экономичности распределяются между электроэнергией и теплом пропорционально фактическим расходам сожженного топлива, затраченного энергоблоком на их производство.

Состав показателей, по которым рассчитываются резервы, регламентирован действующей формой отчетности о тепловой экономичности ТЭС № 3-ТЭК [4].

Общий резерв тепловой экономичности на отпуск электроэнергии и тепла рассчитывается только на месячном интервале на основе отклонения фактического расхода топлива от нормативного.

В соответствии с [2], оценка результатов работы энергопредприятия или отдельной единицы оборудования производится только путем сравнения фактических и нормативных расходов топлива. Резервы тепловой экономичности, эквивалентные отклонениям фактических показателей от номинальных применяются только при анализе экономичности работы оборудования, выборе основных направлений работы по ее повышению и не должны расцениваться как перерасходы топлива.

6.5.4. Расчет показателей оперативного контроля за изменением экономичности оборудования энергоблока

Изменение уровня ТЭП энергоблока определяется внешними и внутренними факторами.

Внешние факторы (уровень электрической нагрузки и коэффициент мощности cosj, состав и качество топлива, температура холодного воздуха и охлаждающей воды) учитываются при расчете номинальных ТЭП.

Расхождение фактических и номинальных ТЭП определяется внутренними факторами, которые характеризуют качественный уровень эксплуатации и техническое состояние работающего оборудования.

К внутренним факторам, которые в конечном счете зависят от эксплуатационного персонала электростанции, относятся:

- качество ведения процесса горения топлива, поддержание параметров свежего пара и промперегрева на номинальном уровне;

- техническое состояние основного и вспомогательного оборудования энергоблока;

- уровень затрат энергии на собственные нужды энергоблока.

В разделе оперативного контроля табл. 11 формируются абсолютные значения перерасходов (экономии) топлива (в тоннах условного топлива) вследствие отклонений режима работы или состояния оборудования от номинальных значений: отклонения режима поддержания на заданном уровне параметров пара, отклонения состояния оборудования котла, турбины, конденсатора, регенеративных подогревателей, электрических и тепловых собственных нужд и др.

Расчеты перерасходов (экономии) топлива выполняются на оперативном интервале и засылаются, соответственно, в массив накопления оперативного интервала. По результатам этого расчета формируются и представляются персоналу оперативные формы анализа работы и состояния оборудования энергоблока (табл. 19 - 36).

На основе массива накопления оперативного интервала формируются массивы накопления и других интервалов: за смену, сутки, месяц.

Расчет изменения удельного расхода топлива на отпущенную электроэнергию энергоблокам при отклонении параметров теплоносителя от номинальных и условий работы оборудования от расчетных выполняется с использованием специальных поправок. Эти поправки к удельному расходу топлива при неизменной электрической мощности энергоблока предварительно рассчитываются для конкретного энергоблока по специальным программам на ЭВМ. Они должны охватывать все возможные причины изменения экономичности в процессе эксплуатации.

Для энергоблоков мощностью 300 - 1200 МВт их количество достигает соответственно 80 - 100 возможных потенциальных причин изменения экономичности. Это позволяет снабдить эксплуатационный персонал электростанции оперативной информацией о контроле за изменением экономичности оборудования для своевременного устранения дефектов и отклонений с целью эксплуатации энергоблоков с наивысшей возможной экономичностью.

Расчет показателей оперативного контроля за изменением экономичности оборудования турбинной установки

Алгоритм определения изменения экономичности энергоблока при отклонении параметров теплоносителя или нарушениях условий эксплуатации турбинной установки приведен в табл. 11.

Параметры пара анализируются по отклонениям от номинальных температуры и давления свежего пара, температуры пара промперегрева, сопротивления тракта промперегрева.

Анализируется снижение экономичности энергоблока вследствие возможного впрыска питательной воды из промежуточной ступени питательного насоса в промежуточный промперегреватель котла для поддержания температуры пара в тракте промперегрева на номинальном уровне, т.е. вследствие подвода тепла в котел при более низком рабочем давлении (11.956).

Состояние проточной части турбины анализируется по изменению внутреннего относительного КПД ЦВД и каждого потока ЦСД, который определяется по состоянию пара перед стопорными клапанами и на выходе из соответствующих цилиндров. Сопоставление текущих значений КПД цилиндров с экспериментально определенными при тепловых испытаниях или с данными типовых энергетических характеристик обеспечивает постоянный контроль эффективности работы цилиндров и дает возможность следить за состоянием их проточной части. Эти сведения позволяют судить о необходимости проведения соответствующих мероприятий, например, промывки турбины в процессе эксплуатации или ремонта проточной части турбины (11.960).

В эксплуатационных условиях рекомендуется ввести в практику периодический контроль значений КПД ЦВД в реперных точках с полностью открытыми тремя и четырьмя группами регулирующих клапанов. Открытие всех регулирующих клапанов для такой проверки может осуществляться при больших нагрузках частичным снижением давления свежего пара (в пределах допустимого снижения давления на котле). Этот способ оценки состояния проточной части ЦВД является наиболее представительным, поскольку исключается влияние перекрытий регулирующих клапанов, тем более, что значения перекрытий непостоянны и связаны с настройкой системы парораспределения. В этой связи можно считать целесообразным периодически создавать специальный режим работы с полностью открытыми тремя или четырьмя группами регулирующих клапанов. Такие условия работы появляются при эксплуатации энергоблока на скользящем давлении.

Работа на скользящем давлении с полностью открытыми регулирующими клапанами на частичных нагрузках позволяет улучшить экономичность энергоблока по сравнению с режимом работы на номинальном давлении свежего пара.

Оценка этого эффекта рассчитывается и анализируется по уровню снижения давления свежего пара, росту КПД ЦВД при полном открытии клапанов по сравнению с их расчетным промежуточным положением и уменьшению мощности питательных насосов.

Для контроля состояния проточной части ЦСД не требуется каких-либо специальных режимов, поскольку КПД этого цилиндра не зависит от нагрузки и в пределах регулировочного диапазона нагрузок является величиной постоянной. Однако следует иметь в виду, что при значительном сокращении отборов пара из ЦСД или при отключении отдельных отборов возможно снижение КПД ЦСД вследствие уменьшения расхода в отборы периферийного пара с большим тепловым потенциалом. Например, полное отключение всех трех отборов из промежуточных ступеней ЦСД турбины К-800-240-2 ПО ЛМЗ приводит к снижению КПД этого цилиндра на 2 %.

Для двухпоточных ЦСД турбин мощностью 800 и 1200 МВт необходимо контролировать состояние проточной части каждого потока. Расчеты показывают, что для турбин мощностью 300 - 1200 МВт снижение КПД ЦВД и ЦСД на 1 % отн. приводит к снижению экономичности всей турбинной установки соответственно на 0,15 и 0,35 %.

Состояние концевых лабиринтовых уплотнений ЦВД и ЦСД определяется по сопоставлению измеряемых расходов пара из этих уплотнений в отборы с расчетными. Количество пара, отсасываемого из вторых отсеков концевых уплотнений в отбор на ПНДЗ (2), определяется по тепловому балансу этого теплообменника (11.967).

Расчеты показывают, например, что при увеличении вдвое суммарной протечки пара через переднее и заднее уплотнения ЦВД экономичность турбинной установки снижается на 0,15 % для турбины К-1200-240, на 0,35 % для турбин К-800-240 и на 0,75 % для турбин К-300-240 ПО ЛМЗ.

В качестве дополнительной информации (без оценки влияния на экономичность) приводятся фактическое и нормативное давление пара в камере регулирующей ступени ЦВД (для К-1200-240 в камере 1-й ступени).

Анализ работы конденсатора производится по сопоставлению фактических и номинальных давлений отработавшего пара в конденсаторе и температур основного конденсата за конденсатором при фактических расходах пара и охлаждающей воды в конденсатор (11.971).

В качестве дополнительной информации (без оценки влияния на экономичность) дается давление отработавшего пара отдельно по секциям, температурный напор в конденсаторе, температура охлаждающей воды на входе в конденсатор, расход охлаждающей воды (расчетный) и температура в трубопроводе сброса пара из ГПП в конденсатор.

Анализ эффективности работы системы регенеративного подогрева питательной воды в ПНД и ПВД осуществляется по следующим показателям: температуре воды за подогревателями, температуре конденсата греющего пара подогревателей, перетеканию пара по линиям дренажей и байпасированию ПВД по воде (11.979 и 11.989).

Сопоставление измеряемой за каждым подогревателем температуры воды с соответствующей нормативной позволяет учитывать всевозможные отклонения от нормального состояния: повышение температурного напора вследствие присосов воздуха, загрязнения трубной системы или нарушения ее плотности, увеличение сопротивления паропроводов к подогревателям в случае неполного открытия задвижек или обратных клапанов на паропроводах отборов и перетекание воды помимо подогревателей по байпасным линиям.

Изменение экономичности энергоблока определяется как произведение значений отклонения подогрева воды от номинального и коэффициента, характеризующего удельное изменение экономичности установки на 1 °С недогрева воды.

Исходя из целесообразности эксплуатации энергоблоков на скользящем давлении в деаэраторе (при наличии разрешения на эксплуатацию установки в таком режиме), фактическое давление сопоставляется с расчетным давлением в деаэраторе в зависимости от нагрузки энергоблока.

Оценка эффективности работы охладителей конденсата греющего пара ПВД и ПНД (оснащенных этими охладителями) выполняется путем сопоставления измеренных температур конденсата и питательной воды на входе в данный подогреватель. При нормальной работе охладителя эта разность температур не должна превышать расчетное значение 10 °С.

Эффективность работы двух последних по ходу питательной воды ПВД (питающихся паром из I и II отборов турбины) контролируется дополнительно по расходу пара в эти подогреватели. Для этой цели измеренные расходы пара из I и II отборов сопоставляются с их значениями, подсчитанными по тепловым балансам соответствующих подогревателей. Расхождение между ними указывает на появление перетекания пара по линии дренажа в нижерасположенный подогреватель и вытеснение им пара более низкого потенциала.

Для других подогревателей подобная оценка изменения экономичности энергоблока не производится, поэтому следует предусмотреть для них специальную сигнализацию при исчезновении уровня конденсата греющего пара.

Появление пропуска питательной воды по байпасным линиям помимо ПВД вследствие неплотности арматуры фиксируется по разности температур питательной воды до и после врезки байпасных линий в основной трубопровод. По этой разности температур определяется расход питательной воды, проходящей помимо ПВД, и производится расчет снижения экономичности энергоблока.

Снижение температуры питательной воды может быть вызвано двумя причинами: пропуском питательной воды по байпасной линии и недогревом питательной воды в последнем по ходу воды ПВД.

Предусмотрена оценка изменения экономичности при отключении сливных насосов ПНД.

Эффективность работы ПТН и ТВД контролируется по обобщенному показателю - расходу пара на их турбоприводы, который сопоставляется с нормативным значением при номинальных условиях. Оценивается также работа концевых уплотнений питательных насосов по температуре горячей воды, сбрасываемой в конденсатор и холодной в деаэратор, поскольку при неоптимальной настройке системы уплотнений насосов происходит существенное ухудшение экономичности установки вследствие байпасирования по воде ПНД или сброса тепла с горячей водой в конденсатор. По этим составляющим определяется общее изменение экономичности энергоблока (11.990 и 11.998).

Кроме того, для более детального анализа возможных отклонений в работе этих агрегатов дополнительно контролируются следующие показатели: давление на стороне нагнетания питательных насосов, поскольку оно может быть отличным от нормативного вследствие изменения сопротивления в тракте «питательный насос - ПВД - котел - турбина», например, из-за нерасчетного перепада давлений на регуляторе питания котла, прикрытия каких-либо задвижек по тракту и др.; давление отработавшего пара в конденсаторах турбоприводов насосов и воздуходувок; температурный напор в конденсаторах турбоприводов.

Показатели эффективности работы бойлерной установки определены в (11.1003), работа контролируется по степени соответствия фактической тепловой загрузки пикового и основного бойлера нормативной и недогрева сетевой воды в основном и пиковом бойлерах.

Контроль за потерями теплоносителя в цикле выполняется сравнением измеренного добавка химически очищенной воды в конденсатор (нормального и аварийного) с нормируемым добавком и расчетом изменения экономичности (11.1004).

В качестве дополнительной информации (без оценки изменения экономичности) даются значения добавка химически очищенной воды в конденсатор, потери конденсата калориферов, расход пара на разогрев мазута, расход пара на обдувку поверхностей нагрева котла, а также номинальные потери теплоносителя во время пусков.

Анализ расхода тепла на собственные нужды энергоблока выполняется для основного оборудования энергоблока (котла, паровой турбины) сопоставлением фактических и нормативных величин с расчетом перерасходов (экономии) топлива.

Для дополнительного анализа даются потери тепла: на подготовку химически очищенной воды, потери с конденсатом, потери в мазутном хозяйстве, на обдувку поверхностей нагрева котла, потери на пуски.

Анализ расхода электроэнергии на собственные нужды турбины, котла (на производство электроэнергии) и на собственные нужды энергоблока производится сопоставлением фактических и нормативных значений с расчетом перерасходов (экономии топлива). Дополнительно анализируется расход электроэнергии на циркуляционные насосы, тягу и дутье, питание котла водой, пылеприготовление и размол топлива.

Расчет показателей оперативного контроля за изменением экономичности оборудования котельной установки

Отклонение коэффициента избытка воздуха в топке от номинального значения (11.610) оказывает влияние на потерю тепла с уходящими газами, химической и механической неполнотой сгорания и на расход энергии на тягу и дутье, которая может быть пересчитана в расход топлива.

В алгоритме анализа используются экспериментальные зависимости потери тепла с химической и механической неполнотой сгорания топлива от тепловой производительности котла, избытка воздуха в топке и от доли твердого топлива в смеси, а также экспериментальная или расчетная зависимость потери тепла с уходящими газами от тепловой производительности котла и избытка воздуха в топке. По этим зависимостям определяются фактические и номинальные значения при фактических значениях тепловой производительности и фактическом и номинальном избытке воздуха в топке. Изменения потерь тепла затем пересчитываются в изменение расхода топлива.

Отклонение температуры воздуха перед воздухоподогревателем от номинального значения (11.634) оказывает влияние на температуру уходящих газов. Изменение температуры уходящих газов рассчитывается с помощью удельной поправки (11.635), определяемой по измеренным температурам газов и воздуха до и после воздухоподогревателя. Изменение температуры уходящих газов затем пересчитывается в изменение потери тепла с уходящими газами (11.637) и расхода топлива (11.638).

Предварительный подогрев воздуха в паровых калориферах позволяет уменьшить потерю тепла с уходящими газами, которая увеличивается из-за повышения температуры воздуха перед воздухоподогревателями. Расчет этой экономии изложен в фрагменте 11.701 - 11.707.

Отклонение тонины помола угля от номинального значения (11.645) оказывает прямое влияние на потерю тепла с механической неполнотой сгорания угольной пыли, изменение которой рассчитывается с использованием экспериментальной зависимости (11.647), и обратное влияние на расход энергии на размол угля. Изменение расхода энергии на размол угля может определяться с помощью расширенного или упрочненного анализа. Для расширенного анализа необходим контроль влажности угля на входе в мельницу и влажности пыли в промбункере. При упрощенном анализе работы ШБМ для каждого вида угля требуется предварительное определение удельного расхода электроэнергии на размол при R90 = 36,8 %. Изменение расхода энергии пересчитывается в изменение расхода топлива (11.657) и суммируется с изменением расхода топлива из-за изменения потери теплоты с механической неполнотой сгорания (11.658).

Отклонение температуры горячего воздуха от номинального значения (11.663) должно учитываться при сжигании низкореакционных топлив (например, АШ), так как при этом изменяется потеря тепла с механической неполнотой сгорания угольной пыли. Изменение потери тепла с механической неполнотой сгорания угольной пыли определяется по экспериментальной зависимости (11.664, 11.665) при фактическом и номинальном значениях температуры горячего воздуха и пересчитывается в изменение расхода топлива (11.667).

Влияние совместного сжигания твердого и жидкого (газообразного) топлива (11.673) проявляется через увеличение содержания горючих в уносе. Номинальное значение потери тепла с механической неполнотой сгорания учитывается коэффициентом  (11.611), где  - потеря тепла с механической неполнотой сгорания при фактической доле твердого топлива (по теплу) lт, а q4 - при lт = 1. Изменение расхода топлива (11.673) рассчитывается по отклонению фактической механической неполноты сгорания от номинального значения (11.672).

Расчет показателей 11.676 - 11.683 производится для определения теоретических объемов воздуха (11.691), продуктов сгорания (11.692, 11.695, 11.696) и плотности продуктов сгорания (11.694), которые используются при дальнейшем анализе условий эксплуатации котла.

Рециркуляция горячего воздуха (11.708) приводит к повышению температуры уходящих газов, снижению температуры горячего воздуха и увеличению расхода энергии на дутье. Ухудшение экономичности котла (11.737) определяется по отношению к режиму работы без рециркуляции горячего воздуха. Возможная при этом температура уходящих газов (11.734) определяется с использованием уравнений для противоточных конвективных теплообменников. Необходимые для этого отношение водяных эквивалентов (11.732), число единиц переноса (11.731) и степень использования полного температурного напора (11.733) рассчитываются по их фактическим значениям (11.710, 11.711) с учетом фактических присосов воздуха в воздухоподогревателе (11.713), в топку (11.721), пылесистему (11.722). Здесь же рассчитывается доля рециркуляции газов (11.726), причем расход рециркулирующих газов принимается по прямому измерению, либо рассчитывается по экспериментальной зависимости (11.725).

Для учета изменения расхода энергии на дутье определяется средний КПД дутьевых вентиляторов (11.757).

Изменение расхода энергии (11.759) пересчитывается в изменение расхода топлива (11.760) и суммируется с изменением тепловой экономичности котла (11.761).

Балансовая температура газов за топкой (11.784) и перед конвективной шахтой (11.780) определяются для контроля шлакования котла и своевременной очистки топочных экранов. Необходимо иметь в виду, что эти температуры газов определяются с запасом (не учитывается лучистое тепло из топки), который в некоторой степени компенсирует неравномерность температурного поля.

Отклонение доли рециркуляции газов (11.726) от номинального значения (11.788) оказывает влияние на изменение потери тепла с уходящими газами (11.794), расхода энергии на тягу (11.811) и на рециркуляцию газов (11.813). Оба изменения суммируются и пересчитываются в изменение расхода топлива (11.815).

При расчете изменения расхода мощности на тягу определяется средний КПД основных дымососов (11.810).

Суммарное изменение расхода топлива из-за отклонения условий эксплуатации от номинальных рассчитывается в показателе 11.818.

Загрязнение экономайзера определяется по изменению его коэффициента тепловой эффективности (11.836), для расчета которого определяется фактический коэффициент теплопередачи (11.832). При расчете балансовых температур по газовой стороне, необходимых для расчета температурного напора, используется специальная процедура расчета средней теплоемкости продуктов сгорания (11.823, 11.827).

Изменение температуры уходящих газов из-за изменения коэффициента тепловой эффективности экономайзера определяется по расчетной зависимости (11.837) и затем пересчитывается в изменение экономичности котла (11.838) и расхода топлива (11.841).

Аналогичным образом может быть проанализировано и состояние остальных поверхностей нагрева.

Загрязнение регенеративного воздухоподогревателя оказывает влияние на его сопротивление по воздушной и газовой сторонам, т.е. на расход энергии на тягу и дутье. Фактическое сопротивление воздухоподогревателя определяется по измеренным полным напорам потока до и после него (11.849, 11.856). Номинальное значение рассчитывается с использованием суммарных коэффициентов сопротивления (5.266, 5.679). Разность между фактическими и номинальными значениями пересчитывается в изменении мощности на дутье и тягу (11.851, 11.858) и расхода топлива (11.861).

Ухудшение теплопередающей поверхности нагрева регенеративного воздухоподогревателя (11.869) из-за загрязнения и коррозии его поверхности нагрева оценивается по произведению KH - коэффициента теплопередачи на площадь поверхности нагрева, по номинальному значению которого (11.870) рассчитывается расчетная температура уходящих газов (11.874). Изменение температуры уходящих газов (11.875) затем пересчитывается в изменение расхода топлива (11.877).

Присосы воздуха в топку, полученные в 11.721, сравниваются с номинальным значением (11.880), после чего отклонение (11.881) с помощью расчетной зависимости (11.882) пересчитывается в изменение температуры уходящих газов (11.883), потери тепла (11.884) и расхода топлива (11.885). Вторая составляющая изменения экономичности - расход энергии на дутье, которая находится в обратной зависимости от присосов воздуха в топку, определяется по уравнениям 11.886 - 11.889 и пересчитывается затем в изменение расхода топлива (11.889).

Суммарный эффект от отклонения присосов воздуха от номинального значения рассчитывается в 11.890.

Отклонение присосов воздуха в воздухоподогревателях от номинального значения (11.893) влияет на изменение потери тепла с уходящими газами и расхода энергии на тягу и дутье. Суммарное изменение расхода топлива определяется в 11.901.

Отклонение КПД дутьевых вентиляторов (11.757) от номинального значения (11.902) влияет на расход энергии на дутье, изменение которого (11.906) пересчитывается в изменение расхода топлива (11.907).

Отклонение КПД дымососов (11.810) от номинального значения (11.908) оценивается аналогично предыдущему алгоритму.

Суммарное изменение экономичности котельной установки из-за изменения ее состояния рассчитывается в 11.914.

Изменение расхода энергии на размол топлива подробно анализируется в 11.918 - 11.936, где учитывается изменение расхода топлива (11.920), его размолоспособности (11.922), влажности сырого угля (11.924) и угольной пыли (11.932). Отклонение тонины помола угля здесь не анализируется, его анализ изложен в 11.645 - 11.657.

6.6. Расчет ТЭП на оперативном интервале

Расчет ТЭП на оперативном интервале выполняется по стандартной процедуре 3.28 из массива стандартных процедур (см. табл. 3) с использованием массива накапливаемых величин (см. табл. 12) и массива нормативно-справочной информации (см. табл. 5). В результате этого расчета определяются выходные показатели, образующие массив выходных показателей (см. табл. 13). В графах 4, 5, 6 табл. 13 указываются адреса используемых для расчета величин. В результате расчета ТЭП на оперативном интервале определяются все ТЭП энергоблока.

6.7. Контроль достоверности расчетных величин

После окончания расчета ТЭП на оперативном интервале сравниваются между собой два основных показателя: фактический и номинальный удельные расходы топлива на отпущенную энергоблоком электроэнергию.

Если соблюдается неравенство;

или в адресах

то результаты расчетов на оперативном интервале признаются достоверными и накапливаемые величины за оперативный интервал заносятся в соответствующие сменный, суточный и месячный массивы.

Если неравенство не соблюдается, то результаты расчета признаются недостоверными и в сменный, суточный и месячный массивы не заносятся. Данный оперативный интервал относится к пропуску.

6.8. Расчет ТЭП на различных интервалах

На сменном, суточном и месячном интервалах, а также по вахтам расчет ТЭП производится по единому алгоритму, одинаковому с алгоритмом для оперативного интервала. При этом используются соответствующие этим интервалам массивы накапливаемых величин (см. табл. 12) и массив нормативно-справочной информации (см. табл. 5).

6.9. Восполнение информации за период пропусков

За продолжительность пропуска tпр принимается суммарное время оперативных интервалов, по которым не выполнены расчеты ТЭП, и оперативных интервалов, на которых результаты расчета ТЭП признаны недостоверными по результатам контроля расчетных ТЭП (см. п. 6.7), а также контроля достоверности активной мощности (см. п. 6.3).

Предусматривается два принципиально различающихся способа восполнения пропусков в зависимости от их продолжительности.

Кратковременные пропуски восполняются только на сменном интервале. Их общая продолжительность не должна превышать 45 мин за смену (три оперативных интервала).

Восполнение кратковременных пропусков осуществляется после окончания сменного интервала путем увеличения всех накапливаемых величин (см. табл. 12) на величину

где Xi - накопленные величины за неполную смену;

t - продолжительность сменного интервала за исключением времени пропуска.

Значения Хпр заносятся также (суммируются с накопленными значениями) в массивы суточного и месячного интервалов.

Если суммарная продолжительность пропуска за смену превышает три оперативных интервала (45 мин), но не более 2 ч, то восполнение информации за смену не производится. В этом случае для восполнения пропуска используется фактическая информация за неполные сутки.

Если суммарная продолжительность пропуска за сутки превышает 2 ч, то восполнение информации за сутки не производится, а для восполнения месячной информации используются данные за неполный месяц.

При суммарной продолжительности пропуска в течение месяца, превышающей 5 ч, месячная информация считается недостоверной и выводится на средстве отображения без восполнения с соответствующим сообщением.

Восполнение пропусков в пределах продолжительности, указанной выше, осуществляется по алгоритму, приведенному в табл. 14, с необходимым условием ручного ввода результатов расчета ТЭП на контрольном оперативном интервале.

В массиве накапливаемых величин контрольного оперативного интервала (табл. 12) постоянно хранятся накапливаемые величины.

Для восполнения пропусков рассчитываются все накапливаемые величины за период пропуска с помощью массива формул (см. табл. 14), массива нормативно-справочной информации (см. табл. 5), накапливаемых величин контрольного оперативного интервала (см. табл. 12) и массива накапливаемых величин за неполную смену (сутки, месяц).

Расчет накапливаемых величин за период пропуска представлен в табл. 15. Здесь в графе 3 указана формула, по которой производится расчет, в графе 4 - исходная информация из используемых массивов. После расчета накапливаемых величин за период пропуска результаты заносятся (суммируются) в массивы накапливаемых величин сменного, суточного и месячного интервалов по адресам, указанным в графе 5.

Все подлежащие восполнению величины делятся на три группы:

- первая - величины, не зависящие от нагрузки энергоблока (выработки электроэнергии);

- вторая - величины, зависящие от нагрузки энергоблока;

- третья - расчетные комплексы, в которые входят две величины, зависящие от нагрузки энергоблока.

Величины первой группы определяются по соответствующим накопленным значениям, имеющимся на неполном интервале, путем пересчета пропорционально времени пропуска (14.4).

Показатели второй группы также определяются по имеющимся значениям на неполном интервале расчета, но пересчитываются пропорционально выработке электроэнергии и времени пропуска (14.5).

Показатели третьей группы дополнительно учитывают нелинейность произведения двух величин (14.6).

6.10. Расчет ТЭП в пусковых режимах

Задача расчета ТЭП в пусковых режимах включает ограниченный объем вычислений для определения расхода топлива и электроэнергии за пусковой период, полезной выработки электроэнергии, а также некоторых показателей, характеризующих период пуска. Расчет ТЭП в пусковых режимах производится по входным величинам, получаемым после предварительной обработки по стандартным процедурам и результатам первичной обработки входной информации. Накапливаемые величины при пусковом режиме вычисляются за оперативный интервал (15 мин). После их накопления за весь пусковой период вычисляются выходные показатели.

При разработке Алгоритма и программы применительно к конкретным энергоблокам формулы расчета могут претерпевать изменения вследствие изменений в связях тепловой схемы энергоблока с другими блоками, а также за счет изменений в схеме обеспечения собственных нужд. Поэтому формулы задачи расчета показателей в пусковых режимах должны допускать изменения без перетрансляции и перекомпоновки программного комплекса.

Начало пуска энергоблока, а вместе с тем и включение пусковой программы расчета ТЭП, определяется по признаку m80, равному 1, формирующемуся при включении циркуляционных насосов.

Нормальный режим эксплуатации энергоблока определяется уровнем активной электрической мощности на выводах генератора. Этот режим характеризуется завершением пусковых операций, а мощность условно именуется минимальной расчетной и принята равной 30 % номинальной мощности энергоблока. По соотношению измеренной активной электрической мощности генератора и минимальной расчетной формируется дискретный признак m81.

Если за оперативный интервал средняя активная электрическая мощность генератора больше (или равна) максимальной расчетной мощности, то формируется значение признака m81, равное 1.

Если активная электрическая мощность генератора меньше, чем минимальная расчетная мощность, то m81 = 0.

Программа расчета ТЭП для нормального режима (основная) будет включена в работу, если m80 = 1 и m81 = 1.

Выключение пусковой программы расчета ТЭП при останове энергоблока осуществляется при формировании признака m83 = 0, что соответствует останову дымососов.

Таким образом, обе программы (пусковая и основная) будут выключены при условии m80 = 0 и m83 = 0.

Пусковая программа будет находиться в работе, если m81 = 0 и хотя бы один из признаков m80 или m83 равен 1 (m80 = 1 или m83 = 1).

Обработка входной информации на оперативном интервале в режимах пуска (останова) осуществляется таким же образом, как при нормальных режимах эксплуатации.

Алгоритм расчета ТЭП в пусковых режимах имеет следующие отличия от нормальных режимов:

- для режимов пуска (останова) выполняется контроль достоверности только для датчиков активной мощности генератора и счетчиков;

- расчет накапливаемых величин на оперативном интервале выполняется по упрощенному алгоритму (см. табл. 16);

- расчет относительных (выходных) показателей не выполняется на оперативном интервале, а только после завершения пускового периода;

- накапливаемые за пусковой период величины засылаются только в месячный массив накапливаемых величин.

В табл. 16 каждой величине присваивается адрес массива накапливаемых величин пускового режима, в котором накапливаются результаты за все оперативные интервалы пускового периода.

После окончания пускового периода (периода останова), когда на очередном оперативном интервале сформируется признак m81 = 1 (или m83 = 0), производится расчет показателей за период пускового режима (периода останова).

Алгоритм этого расчета представлен в табл. 17, а перечень показателей образует массив выходной информации за период пускового режима (табл. 44).

Для учета пусков (остановов) в месячных ТЭП энергоблока накапливаемые величины пускового режима засылаются в массив накапливаемых величин месячного интервала, где суммируются со значениями величин, накопленными за месяц во время нормального режима энергоблока. Адрес засылки накапливаемых величин пускового периода указан в графе 6 табл. 16.

7. ФОРМЫ ПРЕДСТАВЛЕНИЯ ИНФОРМАЦИИ ПЕРСОНАЛУ (ВЫХОДНЫЕ ФОРМЫ)

7.1. Выходные формы (табл. 19 - 46) представляют результаты расчета ТЭП для практического использования персоналом электростанции.

Все формы имеют табличный вид и рассчитаны на выход на средства отображения (печать, дисплей) с шириной строки 80 знакомест.

Представляемая персоналу информация подразделяется на оперативную и архивную.

Оперативная информация - это информация, получаемая за оперативный интервал. Она может быть использована персоналом непосредственно в процессе управления энергоблоком.

К архивной информации относятся данные, получаемые за смену, сутки, месяц. Эта информация используется для отчетности и анализа экономичности оборудования, а также для оценки деятельности эксплуатационного персонала.

Вывод информации производится автоматически или по запросу оператора. По запросу оператора может выводиться вся информация и за все интервалы.

Автоматически выводится архивная информация за смену, сутки и месяц.

В зависимости от назначения вся выводимая информация группируется по таблицам. При этом предусматривается единая форма таблиц как для вывода на экран дисплея, так и для вывода на бланки печатающих устройств.

Все формы представления информации перед таблицей дают следующую информацию: сокращенное наименование электростанции, номер энергоблока, наименование формы, дату и время получения формы, интервал обработки, мощность энергоблока.

В Типовом алгоритме в последних графах табл. 19 - 46 дан адрес показателя в массиве выходной информации (табл. 13).

Вся выходная информация разделена на шесть групп:

- технико-экономические показатели работы и состояния оборудования энергоблока (табл. 19 - 32);

- тепловая экономичность оборудования энергоблока, формы № 3 ТЭК-1 - ТЭК-8 (табл. 33 - 40);

- резервы тепловой экономичности энергоблока формы № 3 ТЭК-(9-11) (табл. 41 - 43);

- показатели работы энергоблока за период пуска (табл. 44);

- дефектная ведомость (табл. 45);

- входная информация (табл. 46).

7.2. В табл. 19 - 32 даются результаты расчета изменения экономичности оборудования и энергоблока в целом при отклонениях параметров теплоносителя, изменения состояния оборудования, нарушениях условий эксплуатации и изменениях в тепловой схеме энергоблока. Кроме того, в этих таблицах дается дополнительная информация о значениях ряда показателей.

Информация в табличной форме в оперативном (15 мин), сменном (вахта), суточном и месячном интервалах осуществляется по двухступенчатой системе - обобщенной (групповой) и детальной.

Технико-экономический анализ по 13 обобщенным (групповым) показателям, характеризующим влияние на экономичность энергоблока отклонений в режиме работы энергоблока и в состоянии оборудования, дается в табл. 19 за оперативный интервал и под другими номерами соответственно за смену, сутки и месяц.

Для конкретных алгоритмов рекомендуется ввести нумерацию этих таблиц: Т.01, Т.21, Т.41 и Т.61 соответственно за интервалы 15 мин, смену, сутки и месяц.

Детальный технико-экономический анализ всех рассматриваемых причин изменений экономичности энергоблока дается в табл. 20 - 32. В алгоритмах конкретных энергоблоков соответственно в табл. Т.02 - Т.14; Т.22 - Т.24; Т.42 - Т.54 и Т.62 - Т.74 за 15 мин, смену, сутки и месяц.

Номер табл. Т.02 - Т.14 за оперативный интервал времени соответствует порядковому номеру строки в табл. Т.01. За другие интервалы времени следует добавлять к номеру строки соответственно 20, 40 и 60.

В верхней части каждой таблицы указываются дата, время, номер энергоблока, интервал обработки, средняя электрическая мощность за этот интервал и назначение таблицы.

В табл. Т.01, Т.21, Т.41 и Т.61 указывается название групповых показателей и изменение экономичности энергоблока в г/(кВт×ч).

В табл. Т.02 - Т.14, Т.22 - Т.34, Т.42 - Т.54 и Т.62 - Т.74 в соответствующих графах дается обозначение, размерность, фактическое и номинальное значения величин и изменение экономичности энергоблока в случае отклонения от номинальной в г/(кВт×ч). Изменение экономичности энергоблока указывается по каждому анализируемому показателю. Суммарное изменение экономичности по всем показателям данной группы дается в строке «Сумма», которое используется в соответствующих строках табл. Т.01, T.21, Т.41 и T.61.

После строки «Сумма» в отдельных таблицах целесообразно приводить сведения по ряду показателей, которые предназначены для детализации анализа причин изменения экономичности, указанных в основной части таблиц или дополнительной информации.

В графе «Изменение экономичности» отрицательное значение величины должно указывать на улучшение экономичности энергоблока, а положительное - на перерасход топлива.

В табл. 19 в последней графе, а в табл. 20 - 32 в последних трех графах приведены адреса источников информации.

В табл. 19 (для конкретного алгоритма - Т.01, Т.21, Т.41 и T.61) дается анализ причин расхождения номинального (строка 1) и фактического (строка 17) удельных расходов условного топлива на отпущенную энергоблоком электроэнергию по 13 обобщенным (групповым) показателям. Они характеризуют отклонения в режиме поддержания на номинальном уровне параметров пара (строка 2) и качества ведения топочного процесса (строка 3), отклонения в состоянии основного оборудования (котла, турбины, конденсатора, ПВД и ПНД, ПТН, ТВД) - строки 4 - 10, отклонения от номинального уровня потребления тепловой и электрической энергии на собственные нужды энергоблока - строки 11 и 12, состояние бойлерной установки - строка 13 и потери теплоносителя - строка 14.

В строке 16 дается значение разности между фактическим (строка 17) и номинальным (строка 1) удельными расходами топлива.

Отклонения необъясненные (строка 15) характеризуют степень несовпадения значения разности фактического и номинального удельных расходов топлива (строка 16) с алгебраической суммой перерасходов (экономии) топлива по отдельным составляющим (строки 2 - 14), т.е. (15) = (16) - (S2 ¸ 14).

Величина необъясненных отклонений зависит от точности измерения параметров, совершенства методики расчетов ТЭП и полноты учета изменений состояния всех элементов оборудования и тепловой схемы энергоблока.

Масштаб представления величин 4.1.

В пп. 1 - 5 табл. 20 (для конкретного алгоритма - Т.02, Т.22, Т.42 и Т.62) анализируется влияние отклонений измеренных параметров свежего пара и пара промперегрева от номинальных на изменение удельных расходов топлива, а в п. 6 приводится суммарное значение изменения экономичности энергоблока по перечисленным в пп. 1 - 5 причинам.

Для контроля достоверности основного показателя в пп. 7, 8 и 9 следует дать значения измеряемых расходов питательной воды и свежего пара, а также расхода пара на турбину, определенного по сумме измеренных расходов пара промперегрева, I и II отборов на ПВД, из переднего и заднего уплотнений ЦВД и РОУ из холодной линии промперегрева.

Масштаб представления величин 4.1.

В табл. 21 (для конкретного алгоритма - Т.04, Т.24, Т.44 и Т.64) приводится изменение экономичности, не связанное с качеством эксплуатации, а обусловленное только состоянием котла. На состояние котла влияют: загрязнение поверхностей нагрева, воздухоподогревателя, изменение теплопередающей способности воздухоподогревателя, присосы воздуха в топку, в воздухоподогревателе, КПД дымососов и вентиляторов. По этим составляющим рассчитывается суммарное изменение экономичности.

Для дополнительной информации о загрязнении котла приводятся температура газов за топкой перед конвективной шахтой и перед воздухоподогревателями.

В табл. 22 (для конкретного алгоритма - Т.03, Т.22, Т.42 и Т.62) приведено изменение экономичности из-за отклонения параметров, на которые в процессе эксплуатации может воздействовать оперативный персонал, от номинального значения. К ним относятся: коэффициент избытка воздуха, температура воздуха перед воздухоподогревателем, нагрев воздуха в калориферах, тонина помола пыли, температура горячего воздуха, совместное сжигание твердого, жидкого и газообразного топлив, рециркуляция горячего воздуха и газов. По этим показателям рассчитывается суммарное изменение экономичности, связанное с качеством эксплуатации котла.

Для дополнительной информации в табл. 22 приводятся температура уходящих газов, доли газообразного и жидкого топлив.

В пп. 1 - 3 табл. 23 (для конкретного алгоритма - Т.05, Т.25, Т.45 и Т.65) анализируется состояние проточной части ЦВД и ЦСД по изменению их КПД путем сопоставления их номинальных значений с фактическими, определенными по измеренным параметрам пара до стопорных клапанов и после цилиндров.

Для мощных турбин с двухпоточными ЦСД выполняется анализ изменения КПД каждого потока.

В пп. 4 - 7 сопоставляются расчетные (заводские) или принятые за номинальные расходы пара из камер переднего и заднего концевых уплотнений ЦВД, а для однопоточных ЦСД и из камеры переднего концевого уплотнения ЦСД.

В п. 8 дается суммарное изменение экономичности энергоблока по перечисленным причинам.

В п. 9 целесообразно контролировать давление пара в камере регулирующей ступени для выявления возможного заноса солями проточной части ЦВД. Для турбины мощностью 1200 МВт с дроссельным парораспределением для этой цели следует измерять давление пара перед первой ступенью.

Масштаб представления величин 4.1.

В п. 1 табл. 24 (для конкретного алгоритма - Т.06, Т.26, Т.46 и Т.66) сопоставляются фактическое и номинальное давление пара в конденсаторе при реальных расходах пара в конденсатор и охлаждающей воды и ее температуре, а в п. 2 температуры основного конденсата после конденсатора для выявления возможного его переохлаждения.

В п. 3 дается суммарное изменение экономичности энергоблока по этим причинам.

Для более детального анализа эффективности работы конденсатора в пп. 4 - 8 дополнительно контролируются значения давления в холодной и горячей секциях конденсатора (при их наличии), температурные напоры в конденсаторе и величина присоса воздуха в конденсатор.

В п. 9 дается значение температуры в трубопроводах сброса пара из ГПП в конденсатор для контроля возможной неплотности запорной арматуры.

Масштаб представления величин 4.3.

В пп. 1, 2 табл. 25 (для конкретного алгоритма - Т.07, Т.27, Т.47 и Т.67) анализируется влияние на экономичность энергоблока отклонений от номинальных значений температуры воды за каждым ПНД, тем самым фиксируются возможные изменения недогревов в подогревателях, неплотности арматуры на байпасной линии ПНД и повышенное сопротивление в паропроводах отборов.

В п. 3 дается сопоставление значений температуры конденсата греющего пара с номинальной для контроля эффективности работы охладителей дренажа (в тех ПНД, в которых они имеются).

В п. 4 фиксируется режим работы с отключенным сальниковым насосом, когда конденсат греющего пара ПНД2 сбрасывается в ПНД1 или конденсатор.

В п. 5 дается суммарное изменение экономичности энергоблока по указанным причинам.

В п. 6 приводится температура в трубопроводе аварийного слива из СПНД в конденсатор.

Масштаб представления величин 4.1.

В пп. 1, 2 табл. 26 (для конкретного алгоритма - Т.08, Т.28, Т.48 и Т.68) приводится сопоставление фактических и номинальных значений температур питательной воды, а в п. 4 - конденсата греющего пара каждого ПВД.

В п. 3 указывается возможный расход питательной воды, помимо групп ПВД, определяемый расчетным путем с использованием значений температур питательной воды до и после врезки байпасного трубопровода.

В пп. 5, 6 указывается возможный переток пара вместе с конденсатом греющего пара в нижерасположенные ПВД, определяемый по разности измеренного расхода пара отбора с его значением, подсчитанным по тепловому балансу соответствующего подогревателя.

В п. 7 дается суммарное изменение экономичности энергоблока по перечисленным причинам.

В п. 8 дается дополнительная информация о температуре питательной воды за ПВД.

Масштаб представления величин 4.1.

В п. 1 табл. 27 (для конкретного алгоритма - Т.09, Т.39, Т.69 и Т.99) дается интегральная оценка состояния питательного турбонасосного агрегата по разности фактического и номинального значений расходов пара на ПТН, а в пп. 2, 3 контролируется состояние концевых уплотнений питательных насосов путем сопоставления фактической температуры воды из уплотнений в деаэратор и конденсатор с номинальной.

В п. 4 дается суммарное изменение экономичности энергоблока по вышеуказанным причинам.

Дополнительно в пп. 5 - 7 контролируется давление питательной воды на стороне нагнетания насоса, давление отработавшего пара в конденсаторах турбоприводов, температурные напоры в конденсаторах.

Примечание. Для энергоблоков 300 МВт используются противодавленческие турбоприводы. Для них целесообразно рассчитывать мощность турбоприводов по расходу пара и разности энтальпий пара до и после турбоприводов. Значения этой мощности вводятся в основную часть табл. 27, а расходы пара переводятся в ее вспомогательную часть. При этом пп. 6 и 7 исключаются.

Масштаб представления величин 4.3.

В п. 1 табл. 28 (для конкретного алгоритма - Т.10, Т.40, Т.70 и T.100) дается результат интегрального контроля за состоянием турбоприводов воздуходувок по разности фактического и номинального значений расходов пара, а в п. 2 - суммарное значение изменения экономичности энергоблока по этим причинам.

В п. 3 приводится дополнительная информация о давлениях пара в конденсаторах турбоприводов.

Масштаб представления величин 4.3.

В пп. 1 и 2 табл. 29 (для конкретного алгоритма - Т.11, Т.41, T.71 и Т.101) сопоставляются фактические и номинальные расходы тепла на собственные нужды котельной и турбинной установок, а в п. 3 - суммарное изменение экономичности энергоблока по этим причинам, в г/(кВт×ч).

Дополнительно в пп. 4 - 7 дается информация о потерях тепла на подготовку химически очищенной воды, в калориферах, в мазутном хозяйстве, на обдувку поверхностей нагрева котла.

Масштаб представления величин 4.2.

В пп. 1 - 3 табл. 30 (для конкретного алгоритма Т.12, Т.42, Т.72 и Т.102) сопоставляются фактические и номинальные расходы электроэнергии на собственные нужды турбины, котла и энергоблока в целом, а в п. 4 суммарное изменение экономичности энергоблока по этим причинам.

Дополнительно в пп. 5 - 8 следует дать информацию о расходе электроэнергии на циркуляционные насосы, тягу и дутье, питательные насосы, пылеприготовление.

Масштаб представления величин 4.2.

В пп. 1 и 2 табл. 31 (для конкретного алгоритма - Т.13, Т.43, Т.73 и Т.103) контролируется тепловая нагрузка пикового и основного бойлеров, а в п. 3 дается суммарное влияние на экономичность энергоблока отклонений в работе бойлерной установки.

В пп. 4 и 5 дополнительно дается информация о недогревах в бойлерах.

Масштаб представления величин 4.1.

В п. 1 табл. 32 (для конкретного алгоритма - Т.14, Т.44, Т.74 и Т.104) дается сопоставление фактических и нормативных потерь теплоносителя в цикле энергоблока и влияние этой разности потерь на экономичность энергоблока.

Дополнительно в пп. 2 - 5 следует дать информацию о величине добавка химически очищенной воды в конденсатор, потери конденсата калориферов, расходе пара на разогрев мазута и на обдувку поверхностей нагрева котла, потере теплоносителя на пуски.

Масштаб представления величин 4.1.

7.3. О тепловой экономичности оборудования энергоблока (по форме № 3-ТЭК) информация представляется в табличной форме (табл. 33 - 40) в оперативном (15 мин), сменном (вахта), суточном и месячном интервалах. Оформление таблиц соответствует предыдущим табл. 19 - 32, кроме отсутствующей графы «Изменение экономичности».

Для конкретных алгоритмов рекомендуется ввести нумерацию табл. Т.15 - T.22, Т.45 - Т.52, Т.75 - Т.82 и T.105 - T.112 соответственно за интервал 15 мин, смену, сутки и месяц.

Масштаб представления величин 4.1.

В пп. 1 - 9 табл. 33 (для конкретного алгоритма - Т.15, Т.45, Т.75 и Т.105) даются фактические и номинальные значения выработки и отпуска электроэнергии и отпуска тепла внешним потребителям.

Масштаб представления величин 4.1.

В пп. 1 - 5 табл. 34 (для конкретного алгоритма - Т.16, Т.46, Т.76 и Т.106) даются значения расходов электроэнергии на собственные нужды общие и в том числе на производство электроэнергии и отпуск тепла.

Масштаб представления величин 4.1.

В пп. 1 - 11 табл. 35 (для конкретного алгоритма Т.17, Т.47, Т.77 и T.107) приводятся значения параметров свежего пара перед турбиной, температуры пара перед ЦСД, питательной воды за ПВД, давления пара в конденсаторе и температуры охлаждающей воды до и после конденсатора, а также расхода пара на турбину, расхода пара в промежуточный пароперегреватель и удельного расхода тепла брутто на турбину.

Масштаб представления величин 4.1, для п. 5 - 3.3.

В пп. 1 - 6 табл. 36 (для конкретного алгоритма - Т.18, Т.48, Т.78 и Т.108) приводятся фактические и номинальные значения расхода электроэнергии на собственные нужды турбинной установки и в том числе на циркуляционные и конденсатные насосы.

Масштаб представления величин 4.2.

В пп. 1 - 15 табл. 37 (для конкретного алгоритма - Т.19, Т.49, Т.79 и Т.109) даются значения тепловой производительности котла, температуры наружного и холодного воздуха, уходящих газов, а также величины потерь тепла с химической и механической неполнотой сгорания, потерь тепла с уходящими газами и КПД котла.

Масштаб представления величин 4.1, для пп. 12 - 14 дать 3.3.

В пп. 1 - 8 табл. 38 (для конкретного алгоритма - Т.20, Т.50, Т.80 и Т.110) даются сведения о фактическом расходе условного топлива (газообразного, жидкого или твердого), определенного по обратному балансу, а также расход топлива, эквивалентного перетоку тепла.

Масштаб представления величин 4.2.

В пп. 1 - 10 табл. 39 (для конкретного алгоритма - Т.21, Т.51, Т.81 и Т.111) приводятся значения общего расхода электроэнергии на собственные нужды котла и в том числе на питательные насосы, тягу и дутье, пылеприготовление, на серо- и азотоочистку.

Масштаб представления величин 4.2.

В пп. 1 - 10 табл. 40 (для конкретного алгоритма - Т.22, Т.52, Т.82 и Т.112) даются величины расхода тепла на собственные нужды турбины, котла, ПТН, ТВД и сероочистку.

Масштаб представления величин 4.2.

7.4. Резервы тепловой экономичности энергоблока (по форме № 3 ТЭК) приведены в табл. 41 - 43.

Информация в этих таблицах представляется в оперативном, сменном, суточном и месячном интервалах.

Для конкретных алгоритмов рекомендуется ввести нумерацию таблиц Т.23 - Т.25, Т.53 - Т.55, Т.83 - Т.85, T.113 - T.115 соответственно за интервал 15 мин, смену, сутки и месяц.

В этих таблицах, в отличие от предыдущих, в графах 4 и 5 указываются значения показателей соответственно в т условного топлива и г/(кВт×ч), а в табл. 42 и 43 введена дополнительно графа 6, в которой указывается значение показателей на отпуск тепла.

В табл. 41 (для конкретного алгоритма - Т.23, Т.53, Т.83 и Т.113) даются показатели работы турбинной установки, характеризующие как общий резерв тепловой экономичности турбинной установки (п. 12), так и ряд его отдельных составляющих: по параметрам пара, температуре питательной воды, давлению пара в конденсаторе.

Резервы тепловой экономичности, связанные с неплановыми пусками и работой с одним корпусом котла, должны отражаться в данной таблице только за месячный интервал.

Масштаб представления величин 4.1, для п. 2 - 3.3.

В пп. 1 - 12 табл. 42 (для конкретного алгоритма - Т.24, Т.54, Т.84 и Т.114) представлены значения общего резерва тепловой экономичности котельной установки (п. 14) и отдельные его составляющие (пп. 1 - 13). Все резервы экономичности котельной установки указаны как на отпущенное тепло, так и на отпущенную электроэнергию.

Масштаб представления величин 4.3.

В п. 9 табл. 43 (для конкретного алгоритма - Т.25, Т.55, Т.85 и Т.115) дается значение общего резерва тепловой экономичности энергоблока при отпуске электроэнергии и тепла, а в пп. 1 - 8 приводятся справочные данные о фактических, номинальных и нормативных расходах топлива на отпущенную электроэнергию и тепло, в п. 10 - экономия (перерасход) топлива.

Масштаб представления величин 4.1.

7.5. В табл. 44 даются показатели работы энергоблока за период пуска (останова). Для конкретного алгоритма рекомендуется присвоить этой таблице номер Т.26 при регистрации каждого отдельного пуска (останова), а в месячном интервале - Т.116.

В пп. 1 - 8 включены показатели, позволяющие выполнить детальный анализ экономической эффективности проведенных пусков (остановов).

Продолжительность пуска в конечном итоге связана с пусковыми расходами топлива, по величине которых можно сделать оценку действий эксплуатационного персонала.

Расходы тепла и электроэнергии в период пуска, а также затраты топлива, эквивалентные этим расходам, дают количественную оценку проведенного пуска и характеризуют эксплуатационные резервы экономичности.

Все показатели, включенные в выходную форму, являются абсолютными, накопленными за весь период пуска. Это позволяет их суммировать с аналогичными показателями за месяц.

Форма представляется персоналу автоматически после завершения периода пуска (останова).

Масштаб представления величин 4.1.

7.6. В табл. 45 дается дефектная ведомость. Для конкретного алгоритма рекомендуется присвоить этой таблице номер Т.27 по вызову и номер Т.56 для обязательного вывода на печать в начале смены.

В табл. 45 шесть граф: 1 - адрес в ИВК, 2 - степень важности параметра (1), 3 - наименование параметра, 4 - значение контролируемого параметра, 5 - значение совместно контролируемого параметра и 6 - значение отклонения от допуска.

В табл. 45 включаются все измеряемые параметры, признанные недостоверными в результате контроля достоверности на момент затребования и при выводе на печать в начале смены.

Масштаб представления величин 4.3.

7.7. В табл. 46 содержится входная информация.

В табл. 45 три графы: 1 - номер в ИВК, 2 - обозначение, наименование и размерность параметра, 3 - значение параметра.

Представляют перечень входной информации в удобных для восприятия единицах измерения (давления даны с учетом высоты присоединения и барометрического давления, перепады пересчитаны в массовых единицах расходов). Для ее заполнения использованы табл. 4 и 9.

Для конкретного алгоритма рекомендуется присвоить этой таблице номер Т.28.

Формируется и выводится на печать по запросу только за оперативный интервал (15 мин).

Масштаб представления величин 4.1. Для давлений пара в конденсаторах турбин и турбоприводов и перепадов давления в сужающих устройствах следует дать масштаб 3.3.

8. ТРЕБОВАНИЯ К ТОЧНОСТИ РЕЗУЛЬТАТОВ РАСЧЕТА ТЭП И ВХОДНОЙ ИНФОРМАЦИИ

В табл. 4 приведен подробный перечень измерений, необходимых для реализации разработанного Алгоритма, а на рис. 1 приведена принципиальная схема условного энергоблока с указанием мест этих измерений. Разработанная система измерений с учетом ее оптимизации обеспечивает получение необходимой информации для определения фактических и нормативных ТЭП, а также показателей для выполнения оперативного контроля за изменением экономичности оборудования энергоблока.

Для сведения к минимуму методической погрешности из-за неполноты исходной информации следует тщательно организовать измерения и ввод в ИВК параметров, указанных в табл. 4.

В Типовом алгоритме паропроизводительность котла и соответственно расход пара на турбину определяется по расходу питательной воды за ПВД. Этот выбор сделан, исходя из более предпочтительных условий работы сужающих расходомерных устройств на воде при умеренной температуре, чем на паре высоких параметров. Уменьшение погрешности измерения расхода воды при этом ожидается также от более умеренного воздействия температурного фактора на конструкцию сужающего устройства и меньшего влияния на значения удельного объема воды погрешностей измерения температуры и давления питательной воды.

Для определения подводимого тепла в промежуточном пароперегревателе и дополнительного контроля за расходом питательной воды (свежего пара) Алгоритмом предусматривается измерение расхода пара в трубопроводе на промежуточный пароперегреватель, пара I и II отборов и из переднего и заднего уплотнений ЦВД. Суммарный расход этих потоков равен расходу свежего пара на турбину.

Рекомендации [6] учтены в графе 6 табл. 4 настоящего Алгоритма. Для реализации этих рекомендаций при измерении ответственных расходов и давлений пара и воды предусматривается установка перепадомеров и датчиков давления типа «Сапфир» класса точности 0,25.

Методика измерения давления и температуры свежего пара и пара промперегрева за котлом и перед турбиной изложена в [7 - 10].

При проектировании, монтаже и эксплуатации измерительных каналов должны быть приняты все меры для соблюдения регламентированных прямолинейных участков до и после расходомерных сужающих устройств, уровней вибрации, температур и влажности среды в местах установки измерительных преобразователей, стабильности питающего напряжения и других требований, чтобы исключить дополнительные погрешности.

При проектировании системы измерений следует дополнительно учесть следующие требования:

- давление свежего пара и пара промперегрева должно измеряться в паропроводах на расстоянии не более 1 м от стопорных клапанов ЦВД и ЦСД;

- давление пара за ЦВД и ЦСД необходимо измерять в выходных паропроводах в зоне их ближайших прямолинейных участков, но не менее трех диаметров от начала этого участка. Измерение температуры пара также надо предусматривать вблизи этого сечения;

- температура основного конденсата за каждым ПНД должна измеряться в трубопроводах после врезки байпасной линии, если такая байпасная линия предусматривается для данного ПНД (такое расположение точек измерения температуры конденсата необходимо для определения интегральной температуры при возможной неплотности запорной арматуры на байпасной линии);

- если будет предусматриваться измерение давления пара в корпусах ПВД и ПНД, то оно должно выполняться в паропроводах к этим подогревателям на расстоянии не более 1 м от их корпусов, но обязательно после запорных задвижек на этих паропроводах;

- на горизонтальных и наклонных паропроводах отборные устройства (штуцера) для измерения давления должны располагаться сбоку в горизонтальной плоскости. В этих случаях для измерения температуры термометрические гильзы устанавливаются сверху паропровода перпендикулярно оси паропровода;

- при измерении избыточного давления пара первичные измерительные преобразователи следует устанавливать ниже мест отборов давления. При измерении давления пара ниже атмосферного преобразователи следует располагать выше точек отборов. Если измеряемое давление пара в процессе работ энергоблока с нагрузками 30 - 100 % может быть ниже и выше атмосферного, то преобразователи следует располагать ниже точки отбора давления;

- от мест отбора давления соединительные (импульсные) линии необходимо прокладывать вертикально, не допуская уклонов менее 1:10 в сторону преобразователей;

- места установки преобразователей должны быть удобны для обслуживания, а внешние условия должны отвечать техническим требованиям их эксплуатации;

- измерение абсолютного давления пара в конденсаторах основной турбины и турбоприводов питательных насосов и воздуходувок необходимо выполнять на расстоянии 1,0 - 1,5 м над верхним рядом охлаждающих трубок конденсатора. Отбор давления осуществляется с помощью двух вертикально устанавливаемых параллельных стальных пластин со срезом верхней грани под углом 45° (размером 300´300´10 мм при расстоянии между пластинами 60 мм). От отверстия в одной из пластин (располагаемого на осевой вертикальной линии на 0,3 высоты) соединительная линия с внутренним диаметром не менее 16 мм минимально возможной длины направляется к измерительному преобразователю вверх с уклоном не менее 45° [12];

- давление отработавшего пара необходимо измерять в каждом выхлопном потоке ПНД. Отборные устройства (параллельные пластины) располагаются в центре горизонтального сечения каждого потока. Для измерения этого давления следует применить первичные измерительные преобразователи абсолютного давления. Это позволяет исключить необходимость дополнительного использования барометра;

- для измерения температуры пара и воды следует использовать термометрические преобразователи в защитных гильзах. Гильзы предпочтительно устанавливать вертикально в верхней части горизонтальных участков трубопроводов и длиной, обеспечивающей нахождение конца гильзы в центре потока. В паропроводах перед стопорными клапанами ЦВД и ЦСД гильзы следует устанавливать на расстоянии трех - четырех диаметров перед ними, а на выходе из ЦВД и ЦСД на расстоянии не менее четырех диаметров паропровода, выходящего из этих цилиндров.

Гильзы должны находиться в доступном месте для обслуживания во время эксплуатации;

- активная мощность генератора должна измеряться с использованием двух независимых каналов измерения со своими отдельными трансформаторами тока и напряжения. Один канал измерения обеспечивает интегральное определение выработки электроэнергии с помощью счетчика с цифровой передачей информации в ИВК. Второй самостоятельный канал обеспечивает измерение электрической мощности генератора с помощью трехфазного ваттметра с выходом сигнала на ИВК;

- измерение электрической мощности электродвигателей вспомогательного оборудования и трансформатора собственных нужд должно выполняться с помощью ваттметров с выходом на ИВК;

- измерение расходов пара должно выполняться с помощью сужающих устройств в трубопроводах в соответствии с правилами [11]. При этом следует обратить внимание на ряд особенностей, которые определяют надежность и достоверность измерения расходов. Сужающие устройства предпочтительно устанавливать в горизонтальных участках трубопроводов, чтобы не появлялась систематическая ошибка в измеряемом перепаде из-за разного уровня по вертикали отборов давления до и после сужающего устройства. Точки отборов давления (штуцера) в камерах до и после сужающего устройства (диафрагмы или сопла) должны выполняться в горизонтальной плоскости с установкой конденсационных сосудов не далее 100 мм от отборных штуцеров. Соединительные линии должны направляться только вниз, не допуская уклона под углом менее 45°. Длина соединительных линий должна быть минимальной. Запорные вентили следует устанавливать сразу после конденсационных сосудов;

- давление измеряемой среды необходимо определять в плюсовой камере расходомерного сужающего устройства, для чего следует использовать для этой цели соответствующую соединительную линию от сужающего устройства к перепадомеру;

- температура измеряемой среды должна определяться перед сужающим устройством на расстоянии не более 10 диаметров трубопровода;

- перепадомеры (расходомеры) необходимо устанавливать в местах, удобных для обслуживания, а внешние условия должны отвечать техническим требованиям, оговоренным в инструкциях по использованию этих приборов;

- измерения перепадов давления в основных сужающих устройствах (расходы питательной воды, пара промперегрева и свежего пара) должны дублироваться полностью, т.е. путем использования самостоятельных каналов измерения от отдельных штуцеров на сужающем устройстве и перепадомеров.

Выполнение перечисленных выше рекомендаций позволит обеспечить надежное измерение параметров и определение удельных расходов топлива с погрешностью, не превышающей 1,0 - 1,5 %.

Для снижения этого уровня погрешности основного показателя экономичности энергоблоков следует продолжить работу по повышению точности измерения основных расходов питательной воды, мощности генератора и температуры основных потоков теплоносителя, по созданию и введению параллельных калибровочных высокоточных каналов измерений основных параметров, по внедрению цифровой передачи информации от измерительных преобразователей до ИВК и др.

9. РЕКОМЕНДАЦИИ ПО ИСПОЛЬЗОВАНИЮ

При разработке алгоритма расчета и анализа ТЭП конкретного энергоблока требуется привязка Типового алгоритма к схемам теплового контроля, электрической и тепловой схемам конкретного энергоблока. Для вновь вводимого оборудования привязка должна быть начата уже на стадии рабочего проектирования. Особое внимание следует обратить на полноту оснащения энергоблоков аналоговыми и дискретными датчиками в соответствии с требованиями Типового алгоритма.

Объем измерений для конкретного энергоблока может быть только расширен в случае необходимости получения дополнительной выходной информации по сравнению с Типовым алгоритмом.

Сведение теплового и материального пароводяного балансов энергоблока должно базироваться в основном на автоматически измеряемых параметрах, применение условно-постоянных величин при сведении балансов допускается только по общестанционному оборудованию: мазутному хозяйству, ВПУ и др.

Целесообразно предусмотреть автоматическую систему контроля общестанционных параметров в рамках АСУ ТП, внедряемой на первом из энергоблоков, вводимых в эксплуатацию. Передача необходимой информации по общестанционному оборудованию на последующие энергоблоки должна осуществляться по каналам межмашинного обмена.

Список использованной литературы

1. ТИПОВОЙ алгоритм расчета технико-экономических показателей конденсационных энергоблоков 300, 500, 800 и 1200 МВт. М.: СПО Союзтехэнерго, 1978.

2. ПОРЯДОК исчисления экономии топлива на электростанциях, исходя из нормативных энергетических характеристик и фактических режимов работы оборудования. М.: СПО Союзтехэнерго, 1987.

3. ПОЛОЖЕНИЕ о пересмотре (разработке) энергетических характеристик оборудования и порядке определения нормативных удельных расходов топлива на энергопредприятиях: П 34-70-012-87. М.: СПО Союзтехэнерго, 1987.

4. МЕТОДИЧЕСКИЕ указания по подготовке и передаче информации о тепловой экономичности работы электростанций и энергосистем: МУ 34-70-065-84. М.: СПО Союзтехэнерго, 1984.

5. ЭКСПЛУАТАЦИОННЫЙ циркуляр № Ц-06-84(т) «Уравнение для расчета на ЭВМ теплофизических свойств воды и водяного пара». М.: СПО Союзтехэнерго, 1984.

6. НОРМЫ точности измерений технологических параметров тепловых электростанций: РД 34.11.321-88. М.: ВТИ, 1988.

7. МЕТОДИКА выполнения измерений давления свежего пара за котлом и перед стопорными клапанами турбины на тепловых электростанциях: МТ 34-70-041-87. М.: СПО Союзтехэнерго, 1987.

8. МЕТОДИКА выполнения измерений давления пара промперегрева на технологическом оборудовании тепловых электростанций: МТ 34-70-039-87. М.: СПО Союзтехэнерго, 1987.

9. МЕТОДИКА выполнения измерений температуры свежего пара за котлом и перед стопорными клапанами турбины на тепловых электростанциях: МТ 34-70-042-87. М.: СПО Союзтехэнерго, 1987.

10. МЕТОДИКА выполнения измерений температуры пара промперегрева на технологическом оборудовании тепловых электростанций: МТ 34-70-044-87. М.: СПО Союзтехэнерго, 1987.

11. ПРАВИЛА измерения расхода газа и жидкостей стандартными сужающими устройствами: РД 50-213-80. М.: Изд-во стандартов, 1982.

12. ПРАВИЛА приемочных испытаний паровых турбин. Публикация 46 Международной электротехнической комиссии.

Таблица 1

Входная информация от дискретных датчиков положения двухпозиционных органов

Адрес величины

Наименование

Маркировка на чертежах

Адрес в УВС

Обозначение

1.1

Запорная задвижка на линии аварийного впрыска питательной воды в промпароперегреватель котла

K1

1.2

Запорная задвижка из тракта промперегрева в коллектор с.н. (КСН) 1,3 МПа

K2

1.3

Запорная задвижка на линии подачи воды в теплофикационный экономайзер (дополнительный теплообменник)

K3

1.4

Запорная задвижка на линии подачи пара на калориферы из отбора турбины

K4

1.5

Запорная задвижка на линии подачи пара на калориферы из КСН 0,6 МПа

K5

1.6

Запорная задвижка на линии подачи пара на мазутное хозяйство из общестанционного КСН 1,3 МПа

K6

1.7

Запорные задвижки на линии подачи пара на обдувку

K7j

1.8

Запорная задвижка на линии подачи пара на размораживающее устройство

K8

1.9

Запорная задвижка на линии подачи пара из общестанционной магистрали в блочный КСН 1,3 МПа

K9

1.10

Запорная задвижка на линии подачи пара из общестанционной магистрали в блочный КСН 0,6 МПа

K10

1.11

Запорная задвижка на линии подачи пара из блочного КСН 1,3 МПа в общестанционную магистраль

K11

1.12

Запорная задвижка на линии подачи пара на сероочистку

K12

1.13

Запорная задвижка на паропроводе подачи пара отбора на основной бойлер

K13

1.14

Запорная задвижка на паропроводе подачи пара отбора на пиковый бойлер

K14

1.15

Запорная задвижка в трубопроводе подачи сетевой воды на бойлерную установку

K15

1.16

Запорная задвижка на линии подачи сетевой воды на с.н. электростанции

K16

1.17

Задвижка на линии подачи пара на деаэратор подпитки теплосети от данного энергоблока

K17

1.18

Задвижка на линии подачи пара на водоподготовку (на подогреватели исходной воды и т.п.) от данного энергоблока

K18

1.19

Запорная задвижка на подводе питательной воды к ПВД

K19

1.20

Запорная задвижка на линии подачи конденсата, возвращаемого от общестанционных потребителей в тепловую схему энергоблока

K20

1.21

Запорная задвижка на линии подачи пара на каждый корпус ПВД9

K21j

1.22

Резерв

1.23

Запорная задвижка на линии подачи пара на каждый корпус ПВД8

K23j

1.24

Резерв

1.25

Запорная задвижка на мазутопроводе основного расхода к котлу

K25

1.26

Запорные задвижки на байпасной линии мазутопровода (до и после шайбы малого расхода)

K26j

1.27

Запорная задвижка на газопроводе основного расхода к котлу

K27

1.28

Запорные задвижки на байпасном газопроводе к котлу (до и после шайбы малого расхода)

K28j

1.29

Задвижка на мазутопроводе рециркуляции от котла

K29

1.30

Шиберные клапаны на пылепроводах после каждой мельницы

K30j

1.31

Задвижка на трубопроводе аварийного добавка ХОВ в конденсатор

K31

1.32

Задвижка на трубопроводе нормального добавка XОB в конденсатор

K32

1.33

Задвижка на трубопроводе подачи сетевой воды с.н. на энергоблок

K33

1.34 - 1.39

Резерв

1.40

Выключатель резервного трансформатора с.н. энергоблока

K40

1.41

Выключатель турбогенератора

K41

1.42

Стопорный клапан каждого ПТН

K42

1.43

Стопорный клапан каждой ТВД

K43

1.44

Выключатель резервного возбудителя

K44

1.45

Выключатель ввода резервного возбуждения на данный турбогенератор

K45

1.46

Выключатель на вводе питания от рабочего трансформатора с.н. энергоблока к каждой секции 6 кВ

K46

1.47

Выключатель на вводе резервного питания на каждую секцию 6 кВ с.н. энергоблока

K47

1.48

Выключатели трансформатора общестанционных с.н., подключенных к секциям питания с.н. данного энергоблока

K48

1.49

Выключатель трансформатора РУ электрофильтров

K49

1.50

Выключатель электродвигателя каждого КЭН I и II ступени

K50j

1.51

Выключатель электродвигателя каждого ЦЭН (энергоблока) на 1-й и 2-й скорости

K51j

1.52

Выключатель электродвигателя каждого ПЭН

K52j

1.53

Выключатель электродвигателя каждого бустерного насоса

K53j

1.54

Выключатель электродвигателя каждого сетевого насоса (энергоблока)

K54j

1.55

Выключатели электродвигателей дымососов на 1-й и 2-й скоростях

K55j

1.56

Выключатель электродвигателя каждого дымососа рециркуляции

K56j

1.57

Выключатель электродвигателя каждого дутьевого вентилятора (первичного и горячего дутья)

K57j

1.58

Выключатель электродвигателя каждой мельницы

K58j

1.59

Выключатель электродвигателя каждого мельничного вентилятора

K59j

1.60

Выключатель электродвигателя каждого багерного насоса

K60j

1.61

Включены сливные насосы (ПНД2, ПНД5)

K61

1.62

Выключатель электродвигателя дымососа азотоочистки дымовых газов

K62

1.63

Выключатели воздуходувок и насосов сероочистки дымовых газов

K63

1.64

Выключатель трансформатора РУ шлакозолоудаления

K64

1.65

Выключатель электродвигателя конденсатного насоса бойлерной установки

K65

1.66

Выключатель электродвигателя насоса подпитки теплосети

K66

1.67

Выключатели электромеханизмов теплосети прочие

K67

1.68

Выключатель трансформатора химводоочистки

K68

1.69

Выключатель трансформатора мазутного хозяйства

K69

1.70

Выключатель трансформатора топливоподачи

K70

Таблица 2

Алгоритм формирования признаков

Адрес признака

Наименование

Обозначение признака

Логическое условие формирования признака, равного единице

Адрес используемых величин

Усреднение по формуле

Примечание

2.1

Наличие аварийного впрыска в ГПП из промежуточных ступеней ПЭН

m1

K1 = 1

1.1

3.25

2.2

Наличие отбора пара из линии ХПП в коллектор с.н. (КСН) 1,3 МПа

m2

K2 = 1

1.2

3.25

2.3

Наличие подачи воды в теплофикационный экономайзер котла (дополнительный теплообменник)

m3

K3 = 1

1.3

3.25

2.4

Наличие подачи пара на калориферы котла

m4

K4 = 1 или K5 = 1

1.4; 1.5

3.25

2.5

Наличие подачи пара на калориферы котла из отбора турбины

m5

K4 = 1

1.4

3.25

2.6

Наличие подачи пара на мазутное хозяйство из общестанционного КСН 1,3 МПа

m6

K6 = 1

1.6

3.25

2.7

Наличие подачи пара на обдувку поверхностей нагрева

m7j

K7j = 1

1.7

3.25

2.8

Наличие подачи пара на размораживающее устройство

m8

K8 = 1

1.8

3.25

2.9

Наличие подачи пара из общестанционной магистрали 1,3 МПа в блочный КСН

m9

K9 = 1

1.9

3.25

2.10

Наличие подачи пара из общестанционной магистрали 0,6 МПа в блочный КСН

m10

K10 = 1

1.10

3.25

2.11

Наличие подачи пара из блочного КСН 1,3 МПа в общестанционную магистраль

m11

K11 = 1

1.11

3.25

2.12

Наличие подачи пара на сероочистку

m12

K12 = 1

1.12

3.25

2.13

Нахождение в работе основного бойлера № 1

m13

K13 = 1

1.13

3.25

2.14

Нахождение в работе пикового бойлера № 2

m14

K14 = 1

1.14

3.25

2.15

Наличие подачи сетевой воды на бойлерную установку

m15

K15 = 1

1.15

3.25

2.16

Наличие подачи сетевой воды на с.н. электростанции от энергоблока

m16

K16 = 1

1.16

3.25

2.17

Наличие подачи пара на деаэратор подпитки теплосети от данного энергоблока

m17

K17 = 1

1.17

3.25

2.18

Наличие подачи пара на водоподготовку (на подогреватели исходной воды и ТП) от данного энергоблока

m18

K18 = 1

1.18

3.25

2.19

Наличие подачи пара на каждый корпус ПВД9

m19

K21j = 1

1.21

3.25

2.20

Наличие расхода конденсата общестанционных с.н., возвращаемого в тепловую схему энергоблока (от размораживающего устройства, мазутного хозяйства и т.п.)

m20

K20j = 1

1.20

3.25

2.21

Наличие подачи пара на каждый корпус ПВД8

m21

K23j = 1

1.23

3.25

2.22

Резерв

2.23

Наличие подачи мазута на котел (основной расход)

m23

K25 = 1

1.25

3.25

2.24

Наличие подачи мазута на котел по байпасной линии (к шайбе малого расхода)

m24

K26j = 1

1.26

3.25

2.25

Наличие подачи мазута по линии рециркуляции

m25

K29 = 1

1.29

3.25

2.26

Наличие подачи газа на котел (основной расход)

m26

K27 = 1

1.27

3.25

2.27

Наличие подачи газа по байпасу (к шайбе малого расхода)

m27

K28j = 1

1.28

3.25

2.28

Наличие подачи на котел пылеугольного топлива

m28

1.30

3.25

2.29

Наличие аварийного добавка ХОВ в конденсатор

m29

K31 = 1

1.31

3.25

2.30

Нахождение в работе ПВД каждой линии

m30

4.265; 4.263

3.25

K19 = 1

1.19

2.31

Наличие подачи газа на котел

m31

2.26; 2.27

3.25

2.32

Нахождение в работе каждого корпуса ПВД

m32

4.264; 4.263

3.25

2.33

Наличие подачи сетевой воды на с.н. энергоблока

m33

K33 = 1

1.33

3.25

2.34 - 2.37

Резерв

2.38

Наличие недоохлаждения конденсата греющего пара ПВД (каждого корпуса)

m38

4.266; 4.263

3.25

2.39 - 2.43

Резерв

2.44

Наличие байпасирования ПВД по питательной воде

m44

4.265; 4.272

3.25

или

4.265; 4.273

3.25

2.45

Наличие байпасирования бойлеров по сетевой воде

m45

4.324; 4.325

3.25

2.46

Наличие отпуска тепла основным бойлером (Б1)

m46

4.319; 4.317

3.25

2.47

Наличие отпуска тепла пиковым бойлером (Б2)

m47

4.321; 4.318

3.25

2.48

Наличие отпуска тепла бойлерной установкой

m48

m46 + m47 ³ 1

2.46; 2.47

3.25

2.49

Наличие подачи в конденсатор нормального добавка ХОВ

m49

K32 = 1

1.32

3.25

2.50

Наличие подачи мазута на котел

m50

m25 + m26 ³ 1

2.25; 2.26

3.25

2.51

Резерв

2.52

Нахождение в работе рабочего трансформатора с.н. энергоблока ввода рабочего питания каждой секции с.н. 6 кВ

m58

K46 = 1

1.46

3.25

2.53

Нахождение в работе ввода резервного питания каждой секции с.н. 6 кВ

m53

K47 = 1

1.47

3.25

2.54

Наличие передачи мощности от данного энергоблока к общестанционным с.н.

m54

K48 = 1

1.48

3.25

2.55

Нахождение в работе трансформатора РУ электрофильтров

m55

K49 = 1

1.49

3.25

2.56

Нахождение в работе резервного трансформатора с.н. энергоблока

m56

K40 = 1

1.40

3.25

2.57

Наличие подачи пара на каждый ПТН

m57

K42 = 1

1.42

3.25

2.58

Наличие подачи пара на каждую ТВД

m58

K43 = 1

1.43

3.25

2.59

Генератор включен в сеть

m59

K41 = 1

1.41

3.25

2.60

Наличие резервного возбуждения

m60

K44 = 1 и K45= 1

1.44 и 1.45

3.25

2.61

Включен каждый КЭН I и II ступени

m61

K50j = 1

1.50

3.25

2.62

Включен каждый ЦЭН на 1-й скорости

m62

K51j = 1

1.51

3.25

2.63

Включен каждый ЦЭН на 2-й скорости

m63

K51j = 1

1.51

3.25

2.64

Включен каждый ПЭН

m64

K52j = 1

1.52

3.25

2.65

Включен каждый бустерный насос

m65

K53j = 1

1.53

3.25

2.66

Включены сетевые насосы (каждый электродвигатель)

m66

K54j = 1

1.54

3.25

2.67

Включены дымососы на всей скорости

m67

K55j = 1

1.55

3.25

2.68

Включены дымососы на 2-й скорости

m68

K55j = 1

1.55

3.25

2.69

Включены дымососы рециркуляции

m69

K56j = 1

1.56

3.25

2.70

Включены дутьевые вентиляторы на 1-й скорости

m70

K57j = 1

1.57

3.25

2.71

Включены дутьевые вентиляторы на 2-й скорости

m71

K57j = 1

1.57

3.25

2.72

Включены мельницы

m72

K58j = 1

1.58

3.25

2.73

Включены вентиляторы горячего дутья

m73

K57j = 1

1.57

3.25

2.74

Включены вентиляторы пылеприготовительной установки (мельничные вентиляторы)

m74

K59j = 1

1.59

3.25

2.75

Включены багерные насосы

m75

K60j = 1

1.60

3.25

2.76

Включены сливные насосы (ПНД2 и ПНД5)

m76

K61 = 1

1.61

3.25

2.77

Включен дымосос азотоочистки дымовых газов

m77

K62 = 1

1.62

3.25

2.78

Включены вращающиеся механизмы сероочистки дымовых газов

m78

K63 = 1

1.63

3.25

2.79

Нахождение в работе трансформатора РУ шлакозолоудаления

m79

K64 = 1

1.64

3.25

Определение режима работы энергоблока

2.80

Включение циркуляционных насосов - начало пуска энергоблока и включение пусковой программы

m80

m62 + m63 ³ 1

2.62; 2.63

3.25

2.81

Завершение периода пуска энергоблока и включение основной программы расчета ТЭП - при достижении энергоблоком мощности более 30 % номинальной

m81

4.399; 4.401; 5.246

3.25

2.82

Резерв

2.83

Отключение программы останова энергоблока при отключении последнего дымососа

m83

m67 + m68 < 1

2.67; 2.68

3.25

2.84

Резерв

2.85

Наличие пуска энергоблока из холодного состояния

m85

Заносится вручную

2.86

Наличие пуска энергоблока из неостывшего состояния

m86

2.87

Наличие пуска энергоблока из горячего состояния

m87

2.88

Работа паровой турбины с номинальными параметрами свежего пара

m88

4.205

3.25

2.89

Резерв

2.90

Выключен конденсатный насос бойлерной установки

K65 = 1

1.65

3.25

2.91

Включен насос подпитки теплосети

K66 = 1

1.66

3.25

2.92

Включены электромеханизмы теплосети прочие

K67 = 1

1.67

3.25

2.93

Нахождение в работе трансформаторов химводоочистки

K68 = 1

1.68

3.25

2.94

Нахождение в работе трансформаторов мазутного хозяйства

K69 = 1

1.69

3.25

2.95

Нахождение в работе трансформаторов топливоподачи

K70 = 1

1.70

3.25

Таблица 3

Массив стандартных процедур

Адрес формулы

Расчетная формула

Контрольное значение

3.1

Удельный объем перегретого пара, м3/кг

где R = 0,46151 кДж/(кг×К);

;

T = t + 273,15 К;

t - температура перегретого пара, °С;

p - давление перегретого пара, МПа

Порядок написания исходной информации: tк, pк

р = 4,905 МПа

t = 350 °С

V = 0,053062 м3/кг

3.2

Энтальпия перегретого пара, кДж/кг

где ;

;

;

p - давление перегретого пара, МПа;

; T = t + 273,15 К;

t - температура перегретого пара, °С

Порядок написания исходной информации: tк, pк

p = 4,905 МПа

t = 350 °С

h = 3071,3 кДж/кг

3.3

Энтропия перегретого пара, кДж/(кг×К)

где ;

;

;

; T = t + 273,15 К;

t - температура перегретого пара, °С

p - давление перегретого пара, МПа.

Порядок написания исходной информации: tк, pк

p = 4,905 МПа

t = 350 °С

S = 6,4629 кДж/(кг×К)

3.4

Коэффициенты уравнений 3.13.3:

n

bn

cn

in

kn

yn

0

3,237×10-4

5,6084×10-6

8

2,12787×103

-

1

2,5×10-4

-2,5993×10-6

14

1,48285×103

2,1×10-1

2

-1,1354×10-3

-1,2604×10-8

-

3,79026×102

-

3

-4,381×10-4

-

-

4,6174·10

-

4

-

-

-

1,08161×10-4

-

3.5

Энтальпия пара в зависимости от давления и энтропии для области давлений 0,002 - 10 МПа и температур от состояния насыщения до 600 °С, кДж/кг:

где , кДж/кг;

, кДж/кг×К;

ys - формула 3.9;

A = Ts; Ts = 1000ys;

B = b0 + b1(Ts -401)2;

Коэффициенты уравнений:

p = 8,5945 МПа

S = 6,6571 кДж/(кг·К)

h = 3264,7 кДж/кг

n

fn

gn

bn

cn

0

6,010277×103

2,960815·10

9,315×10

1,49616×102

1

-4,74930×103

-1,327532×102

-1,5764×10-3

-1,0076

2

2,388416×105

1,680140×102

-

2,422×10-3

3

-5,704046×105

6,151844×102

-

-1,7551×10-6

4

6,772865×105

-2,409461×103

-

-

5

-3,264862×105

3,125479×103

-

-

6

-

-1,470736×103

-

-

Порядок написания исходной информации: Sк, pк

3.6

Удельный объем воды, м3/кг

где ;

;

;

D = d0(t/100)12;

p - давление воды, МПа;

t - температура воды, °С.

Коэффициенты уравнения:

p = 4,905 МПа

t = 200 °С

V = 0,0011524688 м3/кг

n

an

bn

cn

dn

0

9,771×10-4

3,225×10-6

3,70×10-8

1,1766×10-13

1

1,774×10-5

1,3436×10-6

3,588×10-8

-

2

2,52×10-5

1,684×10-8

-4,05×10-13

-

3

2,96×10-6

1,432×10-7

-

-

Порядок написания исходной информации: tк, pк

3.7

Энтальпия воды, кДж/кг

где ,

,

, K = k(t/100)12,

p - давление воды, МПа;

t - температура воды, °С.

Коэффициенты уравнения:

p = 4,905 МПа

t = 200 °С

h = 851,902 кДж/кг

n

ln

fn

qn

kn

0

4,94×10

-9,25

-7,30×10-12

3,39×10-8

1

4,025×102

1,67

7,90×10-2

-

2

4,767

7,36×10-3

6,80×10-4

-

3

3,333×10-2

-8,0×10-3

-

-

Порядок написания исходной информации: tк, pк

Уравнения для кипящей воды и насыщенного пара

3.8

Давление насыщения, МПа

где ys = Ts/1000, К; Ts = ts + 273,15 К;

ts - температура кипящей воды и насыщенного пара, °С

Коэффициенты уравнения:

ts = 300 °С

ps = 8,59454 МПа

n

bn

-1

-7,821541

0

8,2865856×10

1

1,028003×10

2

-1,148776×10

Порядок написания исходной информации: tк

3.9

Температура насыщения, К

где ps - давление кипящей воды и насыщенного пара, МПа

Коэффициенты уравнения:

ps = 8,59454 МПа

ts = 299,99556 °С

n

bn

0

2,20732

1

-2,117187×10-1

2

-2,166605×10-3

3

1,619692×10-4

4

4,899800×10-5

5

3,691725×10-6

Порядок написания исходной информации: pк

3.10

Температура насыщения, °С

ts = 1000ys - 273,15,

где ys - по формуле 3.9

Порядок написания исходной информации: ys

3.11

Энтальпия кипящей воды, кДж/кг

где ys - по формуле 3.9 или

где Ts = ts + 273,15 К;

ts - температура кипящей воды, °С

Коэффициенты уравнения:

t = 300 °С

h¢ = 1345·6431 кДж/кг

n

cn

0

-3,15399×103

1

2,913765×10-4

2

-1,224973×105

3

2,984568×105

4

-3,632168×105

5

1,785296×105

Порядок написания исходной информации: tк

3.12

Параметр среды

где  - измеренный параметр среды;

ai - коэффициент пропорциональности;

i - номер коэффициента пропорциональности

Порядок написания исходной информации: Пк, ai

3.13

Абсолютное давление среды

где  - измеренное избыточное давление среды, МПа, кПа;

к - наименование среды;

pБ - барометрическое давление, МПа, кПа;

Dph - поправка на высоту присоединения прибора, МПа, кПа

Порядок написания исходной информации: , pБ, Dph

Действительный расход, т/ч

где a - коэффициент расхода;

e - поправочный множитель на расширение измеряемой среды.

Для воды e = 1, для пара:

а) для диафрагмы

б) для сопла

где m - модуль сужающего устройства;

p - давление среды, кПа;

Kt = 1 + at(t - 20) - множитель, учитывающий средний коэффициент линейного теплового расширения материала сужающего устройства;

t - температура измеряемой среды, °С;

d20 - диаметр сужающего устройства, мм;

Dp - перепад давления в сужающем устройстве, кПа;

V - удельный объем измеряемой среды, м3/кг

Порядок написания исходной информации:

, Vк, tк, a, at, d20, pк, m - для пара;

, Vк, tк, a, at, d20

- для воды

3.15

Действительный расход

где к - наименование измеряемой среды;

 - измеренный расход среды, т/ч;

Vк - действительный удельный объем среды, м3/кг;

 - удельный объем среды при расчетных параметрах измерительного сужающего устройства, м3/кг

Порядок написания исходной информации: , , Vк

3.16

Расход воздуха, дымовых газов, кг/с

где a - коэффициент расхода;

e - поправочный множитель на расширение среды:

(здесь k = 1,38 - показатель адиабаты горячего воздуха или

k = 1,37 - показатель адиабаты продуктов сгорания;

m - модуль сужающего устройства);

Kt = 1 + at(t - 20) - множитель, учитывающий средний коэффициент линейного теплового расширения материала сужающего устройства;

f - сечение сопла, м2;

Dh - перепад, кПа;

 - поправочный множитель перевода, мм вод. ст. в кПа;

r(н) - плотность рециркулирующего газа или воздуха при нормальных условиях;

t - температура газа, воздуха, °С;

S - давление, напор, кПа

Порядок написания исходной информации: , S, t, , f, at, a, k, m, r(н)

3.17

Процедура расчета теплоемкостей воздуха и продуктов сгорания, кДж/(м3×°С)

Задаются: T - температура продуктов сгорания, °С;

a - коэффициент избытка воздуха;

MACC - массив, формируемый в табл. 11.698 из вычисленных в пп. 11.676 - 11.696 вспомогательных величин.

Определяются:

СГ - фактическая теплоемкость продуктов сгорания, кДж/(м3×°С);

СВ - средняя теплоемкость воздуха, ккал/(м3×°С);

СОГ - теоретическая средняя теплоемкость продуктов сгорания смеси топлив, ккал/(м3×°С);

Средняя теплоемкость воздуха, ккал/(м3×°С)

св = a0(в)+ a1(в)Т + a2(в)Т2 + a3(в)Т3 + a4(в)Т4 + a5(в)Т5

a0(в) = 0,31519196;

a1(в) = 0,35619473×10-5;

a2(в) = 0,60760977×10-7;

a3(в) = -0,51300306×10-10;

a4(в) = 0,17716406×10-13;

a5(в) = -0,22616689×10-17;

Средняя теплоемкость водяного пара, ккал/(м3×°С)

 = 0,35672260;

 = 0,24795243×10-4;

 = 0,57207221×10-7;

 = -0,35393369×10-10;

 = 0,91538884×10-14;

 = -0,92691428×10-18

Средняя теплоемкость золы, ккал/(кг×°C)

сзл = а0(зл) + а1(зл)Т + а2(зл)Т2 + а3(зл)Т3 + а4(зл)Т4 + а5(зл)Т5

а0(зл) = 0,17661723;

а1(зл) = 0,17788785×10-3;

а2(зл) = -0,26438212×10-6;

а3(зл) = 0,17199313×10-9;

а4(зл) = -0,20249676×10-13;

а5(зл) = -0,71330819×10-17

Теоретическая теплоемкость продуктов сгорания, ккал/(м3×°С):

жидкого топлива

твердого топлива

газообразного топлива

Примечание. Индекс (т) означает топливо табличного состава, для которого рассчитаны коэффициенты полинома, приведенные в таблице в конце процедуры расчета теплоемкостей (3.17).

Теоретическая средняя теплоемкость продуктов сгорания, ккал/(м3×°С):

твердого топлива фактического состава

жидкого топлива

смеси топлив

Фактическая теплоемкость продуктов сгорания смеси топлив, ккал/(м3×°С)

То же в кДж/(м3×°С)

сг = сг×4,1868

Коэффициенты полиномов для расчета теоретических теплоемкостей (; ; ) приведены в виде таблиц в конце описания процедуры PSG (3.17)


Коэффициенты полинома для расчета теплоемкостей продуктов сгорания (к п. 3.17)

Топливо

Коэффициент полинома

Аппроксимация

Номер показателя

Бассейн и месторождение

Марка и класс

a0

a1

a2

a3

a4

a5

Максимальная относительная погрешность, %

Диапазон температур с максимальной погрешностью, °С

1

Донецкий

Д, Р

0,32779916

0,34722392×10-4

0,35958649×10-7

-0,36085380×10-10

0,12809431×10-13

-0,16570712×10-17

0,098

650 - 750

2

Д, отсев

0,32842504

0,31800278×10-4

0,42028063×10-7

-0,41323658×10-10

0,14842410×10-13

-0,19475286×10-17

0,097

650 - 750

3

Г, Р

0,32762262

0,31249812×10-4

0,43143525×10-7

-0,42853895×10-10

0,15555978×10-13

-0,20594917×10-17

-0,12

450 - 550

4

Г, отсев

0,28206182

0,40893789×10-3

-0,69332978×10-6

0,41443614×10-9

-0,74058052×10-13

-0,15915136×10-17

-12,3

1150 - 1250

5

Г, ППМ

0,32858503

0,30073071×10-4

0,44361983×10-7

-0,43112463×10-10

0,15468248×10-13

-0,20294440×10-17

0,11

550 - 650

6

Т, Р

0,32747672

0,41468522×10-4

0,29440732×10-7

-0,38927946×10-10

0,16464323×10-13

-0,24485177×10-17

0,36

950 - 1050

7

А, Ш, СШ

0,32658585

0,38711113×10-4

0,32042897×10-7

-0,35284596×10-10

0,12988739×10-13

-0,17205965×10-17

0,13

650 - 750

8

ПА, отсев, Р

0,32574767

0,41160940×10-4

0,26550498×10-7

-0,30514495×10-10

0,11201231×10-13

-0,14747265×10-17

0,13

650 - 750

9

Ж, К, ОС, ППМ

0,33625559

0,57030017×10-4

0,26017545×10-6

-0,25678091×10-9

0,10699455×10-12

-0,16114907×10-16

-0,98

250 - 350

10

Кузнецкий

Д, Р, СШ

0,32761024

0,34700363×10-4

0,36619801×10-7

-0,37040471×10-10

0,13256783×10-13

-0,17268171×10-17

-0,12

950 - 1050

11

Г, Р, СШ

0,33465330

0,43278759×10-4

0,23021908×10-6

-0,21957500×10-9

0,83058092×10-13

-0,10890928×10-16

-2,3

1800 - 2000

12

1CC, Р, отсев

0,32780053

0,32817104×10-4

0,40032030×10-7

-0,40103104×10-10

0,14434810×10-13

-0,18900675×10-17

-

-

13

2СС, Р, СШ, отсев

0,32908129

0,22090776×10-4

0,50468718×10-7

-0,40764971×10-10

0,12213087×10-13

-0,13073627×10-17

2,0

650 - 750

14

Т, Р, отсев

0,32721546

0,35763427×10-4

0,40514664×10-7

-0,41814372×10-10

0,15376232×10-13

-0,20500843×10-17

0,11

650 - 750

15

Ж, К, ОС, ППМ

0,32780518

0,36976806×10-4

0,37549778×10-7

-0,40572170×10-10

0,15069834×10-13

-0,20143291×10-17

0,12

650 - 750

16

Экибастузcкий: разрезы 1, 2, 3

СС, Р

0,32569791

0,57626555×10-4

0,23609342×10-7

-0,19882528×10-10

0,91909606×10-14

-0,14315466×10-17

0,34

790 - 850

17

разрезы 5, 6

СС, Р

0,32702736

0,38001486×10-4

0,32238840×10-7

-0,34536623×10-10

0,12601809×10-13

-0,16632393×10-17

-0,12

950 - 1050

18

Куучекинское

СС, Р

0,32528595

0,48772139×10-4

0,80997122×10-8

-0,12508248×10-10

0,37585914×10-14

-0,37016212×10-18

-0,7

150 - 250

19

Ленгерское

Б3, Р, отсев

0,32108414

0,20633691×10-3

0,11262231×10-5

-0,18812986×10-8

0,64865363×10-12

-0,10410650×10-15

-13

950 - 1050

20

Подмосковный

Б2, Р, ОМСШ

0,32932026

0,4185577×10-4

0,24025244×10-7

-0,24879748×10-10

0,83326597×10-14

-0,10137442×10-17

0,17

550 - 650

21

Кизеловский

Р, Г, отсев, К, М

0,32587756

0,39477445×10-4

0,27035745×10-7

-0,29330962×10-10

0,10437033×10-13

-0,13422523×10-17

-0,15

650 - 750

22

Г, ШМ

0,32758613

0,32350602×10-4

0,41251274×10-7

-0,41341610×10-10

0,14984277×10-13

-0,19806120×10-17

-0,097

950 - 1050

23

Челябинский

Б3, Р, МСШ

0,32971828

0,29933103×10-4

0,47296472×10-7

-0,45869070×10-10

0,16619561×10-13

-0,22064882×10-17

0,12

150 - 250

24

Ангренское

Б2, ОМСШ

0,32895657

0,44820331×10-4

0,20262936×10-7

-0,23306623×10-10

0,81035034×10-14

-0,10164030×10-17

-0,13

950 - 1050

25

Канско-АчинскийИрша-Бородинское

Б2, Р

0,32922619

0,39594418×10-4

0,29158420×10-7

-0,30116143×10-10

0,10495833×10-13

-0,13302397×10-17

0,13

550 - 650

26

Назаровское

Б2, Р

0,33030417

0,42737075×10-4

0,24690367×10-7

-0,26504374×10-10

0,92718564×10-14

-0,11744305×10-17

-0,13

950 - 1050

27

Боготольское

Б1, Р

0,32986326

0,43602344×10-4

0,17000307×10-7

-0,18671974×10-10

0,59226609×10-14

-0,67142684×10-18

0,13

550 - 650

28

Абанское

Б2, Р

0,32907940

0,42018433×10-4

0,24839746×10-7

-0,26621662×10-10

0,92277151×10-14

-0,11608770×10-17

0,13

550 - 650

29

Березовское

Б2, Р

0,32935276

0,37965857×10-4

0,33759937×10-7

-0,34796315×10-10

0,12499397×10-13

-0,16366141×10-17

0,075

650 - 750

30

Итатское

Б1, Р

0,33112768

0,35160207×10-4

0,36882942×10-7

-0,35489531×10-10

0,12321969×10-13

-0,15723943×10-17

0,12

650 - 750

31

Барандатское

Б2, Р

0,33111726

0,31843391×10-4

0,43818596×10-7

-0,42185848×10-10

0,15075178×10-13

-0,19794312×10-17

-0,11

950 - 1050

32

Торф

-

0,33218584

0,44144577×10-4

0,19804231×10-7

-0,19206564×10-10

0,57650083×10-14

-0,62416397×10-18

-0,22

150 - 250

33

Мазут высокосернистый

-

0,32599261

0,31110010×10-4

0,37656272×10-7

-0,35773964×10-10

0,12331217×10-13

-0,15564266×10-17

0,11

1450 - 1550

34

Природный газ (газопровод Первомайск-Сторожовка)

-

0,32674724

0,13769980×10-4

0,61879261×10-7

-0,52855814×10-10

0,18385349×10-13

-0,23885010×10-17

0,12

950 - 1050

35

Природный газ (газопровод Карабулак-Грозный)

-

0,32711577

0,17241463×10-4

0,57594860×10-7

-0,49865188×10-10

0,17336493×10-13

-0,22464771×10-17

0,098

650 - 750


Продолжение таблицы 3

Адрес формулы

Расчетная формула

Контрольное значение

3.18

Средневзвешенное значение параметра

где к - наименование измеряемой среды;

j - номер линии (потока);

Aкj - значение усредняемого параметра по j-й линии (потоку);

Bкj - значение параметра, являющегося массой по j-й линии (потоку)

Порядок написания исходной информации: Aк1, Bк1, Aк2, Bк2

3.19

Суммарное значение параметра

где к - наименование измеряемого параметра (среды);

i - номер одноименного параметра (линии, потока);

m - число одноименных параметров;

Bкi - значение i-го параметра (по i-й линии, потоку)

3.20

Среднеарифметическое значение параметра по дублируемым измерениям

где к - наименование измеряемой среды;

 - значение параметра, измеренного основными датчиками;

 - значение параметра, измеренного дублирующими датчиками

Порядок написания исходной информации: ,

3.21

Среднеарифметическое значение параметра

где к - наименование измеряемой среды;

j - номер линии (потока);

m - число линий (потоков);

Aкj - значение параметра по j-й линии (потоку)

3.22

Среднее значение аналоговой величины

где i - номер цикла опроса датчиков на оперативном интервале;

N - количество измерений (циклов опроса) на оперативном интервале;

xi - мгновенное значение параметра

3.23

Среднее значение аналоговой величины с признаком участия в накоплении:

где i - номер цикла опроса датчиков на оперативном интервале;

N - количество измерений (циклов опроса) на оперативном интервале;

xi - мгновенное значение параметра;

mi - признак участия параметра в накоплении (может принимать значения 1 или 0)

3.24

Среднее значение аналоговой величины за время накопления ее показаний при mi = 1

; x0 = 0, если ,

где i - номер цикла опроса датчиков на оперативном интервале;

N - количество измерений в первичном интервале;

xi - мгновенное значение параметра;

mi - признак участия параметра в накоплении

3.25

Среднее значение признака участия параметров в накоплении за оперативный интервал

где i - номер цикла опроса датчиков на оперативном интервале;

N - количество измерений на оперативном интервале;

mi - признак участия параметра в накоплении (может принимать значения 1 или 0)

3.26

Среднее значение корня квадратного из перепада давления на сужающем устройстве за оперативный интервал

где i - номер цикла опроса датчиков на оперативном интервале;

N - количество измерений;

Dpi - мгновенное значение перепада давления

3.27

Среднее значение корня квадратного из перепада давления на сужающем устройстве за оперативный интервал с признаком участия в накоплении:

где i - номер цикла опроса датчиков на оперативном интервале;

N - количество измерений;

Dpi - мгновенное значение перепада давления;

mi - признак участия в накоплении

3.28

Расчетная формула выходных показателей

где A и B - накапливаемые величины (в отдельных случаях вместо накапливаемой величины B может использоваться константа);

l - масштабный коэффициент (константа)

3.29

Выработка электроэнергии за оперативный интервал по счетчику генератора, кВт×ч

где Эi - мгновенное значение выработки электроэнергии;

i - номер цикла опроса датчика на оперативном интервале;

N - количество циклов опроса датчика на оперативном интервале

3.30

Продолжительность оперативного интервала, ч:

где ti - мгновенное значение счетчика времени в i-м цикле опроса счетчика электроэнергии, ч;

i, N - см.п. 3.29

3.31

Расход газа при измерении диафрагмой, кг/с

где A - коэффициент, равный 2,827·10-3;

a - коэффициент расхода;

e - поправочный множитель на расширение измеряемой среды:

где m - модуль сужающего устройства;

k - показатель адиабаты для газа;

kt = 1 + at (t - 20) - множитель, учитывающий линейный коэффициент теплового расширения материала сужающего устройства at;

rн - плотность газа при нормальных условиях, кг/м3;

Dp - перепад давления, кПа;

S - давление, напор, разрежение, кПа;

t - температура измеряемой среды, °С

Порядок написания исходной информации: , S, t, A, d20, at, a, k, m, rн

3.32

Действительный расход мазута, т/ч

где  - измеренный расход, т/ч;

g20 - плотность мазута при t = 20 °С, кг/м3;

b - температурный коэффициент, учитывающий изменение плотности мазута, кг/(м3×°С);

tм - температура мазута, °С;

g0 - плотность мазута при расчетных параметрах сужающего устройства, кг/м3

Порядок написания исходной информации: , g0, g20, b, tм

3.33

Мощность турбины, кВт:

где ЭА - количество электроэнергии, выработанной генератором за оперативный интервал, активной, кВт×ч;

t0 - продолжительность оперативного интервала, ч;

Nрез.в - мощность резервного возбудителя, кВт

Порядок написания исходной информации: ЭА, t0, Nрез.в

3.34

Расход мазута на котел, т/ч

где  - расход мазута на котел (основная линия), т/ч;

 - расход мазута по линии рециркуляции, т/ч

Таблица 4

Массив входной аналоговой информации

Адрес параметра

Наименование параметра

Обозначение

Пределы измерения

Маркировка (адрес ввода в ИВК)

Нормируемая погрешность измерения

Формула усреднения

Дискретный признак

Примечание

Питательная вода перед котлом

4.1

Температура питательной воды перед РПК по каждому потоку, °С

t1РПКj

0 - 300

2 °C

3.22

-

4.2

Температура воды за экономайзером, °С

t1экj

0 - 400

3 °С

3.22

-

4.3 - 4.5

Резерв

Параметры среды в котле

4.6

Температура среды перед I впрыском, °С

t1впр.Ij

0 - 600

5 °С

3.22

-

4.7

Давление среды перед I впрыском, МПа

p1впр.Ij

0 - 40

1,5 %

3.22

-

4.8

Температура среды за I впрыском, °С

t2впр.Ij

0 - 600

5 °C

3.22

-

4.9

Температура среды перед II впрыском, °С

t1впр.IIj

0 - 600

5 °C

3.22

-

4.10

Давление среды перед II впрыском, МПа

p1впр.IIj

0 - 40

1,5 %

3.22

-

4.11

Резерв

4.12 - 4.14

Резерв

4.15

Температура пара перед выходной (конвективной) ступенью пароперегревателя, °С

t1КППj

0 - 600

5 °С

3.22

-

Свежий пар за котлом по каждому потоку

4.16

Давление пара за котлом, МПа

рпеj

0 - 40

0,4 %

3.22

-

4.17

Температура до пускового впрыска, °С

t1пеj

0 - 600

5 °C

3.22

-

4.18

Температура за пусковым впрыском, °С

tпеj

0 - 600

2 °C

3.22

-

4.19 - 4.20

Резерв

Пар промперегрева по каждому потоку

4.21

Давление пара перед котлом, МПа

0 - 6

0,4 %

3.22

-

4.22

Давление за котлом, МПа

0 - 6

0,4 %

3.22

-

4.23

Температура перед котлом, °С

t1ппj

0 - 400

2 °C

3.22

-

4.24

Температура за котлом до пускового впрыска, °С

0 - 600

5 °C

3.22

-

4.25

Температура за котлом после впрыска, °С

t2ппj

0 - 600

2 °C

3.22

-

4.26 - 4.27

Резерв

Пар на калориферы

4.28

Расход, т/ч

-

2,5 %

3.23

2.4

4.29

Давление перед сужающим устройством, МПа

ркф

0 - 0,6

1,0 %

3.24

2.4

4.30

Температура перед сужающим устройством, °С

tкф

0 - 300

3 °C

3.24

2.4

4.31

Температура конденсата калориферов, °С

tк.кф

0 - 200

2 °C

3.24

2.4

4.32

Резерв

Вода, подогреваемая в котле для потребителей с.н. (теплофикационный экономайзер и т.п.) по каждому потоку

4.33

Измеренный расход, т/ч

-

2,5 %

3.23

2.3

4.34

Температура воды перед сужающим устройством, °С

0 - 100

2 °C

3.24

2.3

4.35

Температура воды на выходе, °С

0 - 200

2 °C

3.24

2.3

4.36 - 4.37

Резерв

Пар, отбираемый из тракта промперегрева на с.н. после (до) сужающего устройства из каждой линии (азотоочистка и пр.)

4.38

Измеренный расход, т/ч

2,5 %

3.23

2.2

4.39

Давление перед сужающим устройством, МПа

0 - 6

1,5 %

3.24

2.2

4.40

Температура перед сужающим устройством, °С

0 - 400

4,0 °С

3.24

2.2

4.41

Температура за теплообменником азотоочистки дымовых газов, °С

t2тоj

0 - 400

4 °C

3.24

2.2

4.42

Резерв

Мазут, подаваемый в котел

Измеренный расход, т/ч:

4.43

основной датчик

-

2 %

3.23

2.23

4.44

дублирующий датчик

-

2 %

3.23

2.23

Дублирующие датчики устанавливаются только на мазутных котлах с измерением расхода мазута сужающими устройствами , если мазут подается не по трубопроводам

4.45

Измеренный расход на байпасной линии (шайба малого расхода), т/ч

-

2 %

3.23

2.24

4.46

Температура перед сужающим устройством (на общей линии), °С

tм

0 - 150

1 °С

3.22

2.50

4.47

Температура мазута исходная, °С

0 - 50

1 °С

3.22

4.48

Резерв

Мазут на линии рециркуляции от котла

4.49

Измеренный расход, т/ч

-

2 %

3.23

2.25

4.50 - 4.51

Резерв

Природный газ, подаваемый на котел

Перепад давления на основном сужающем устройстве, кПа:

4.52

основной датчик

0 - 63

0,5 %

3.27

2.26

4.53

дублирующий датчик

0 - 63

0,5 %

3.27

2.26

4.54

Давление в плюсовой камере основного сужающего устройства, кПа

0 - 100

1 %

3.24

2.26

4.55

Температура перед сужающим устройством (до байпаса, на общей линии), °С

tг

-30 ¸ +30

2 °C

3.22

2.31

4.56

Перепад давления на байпасном сужающем устройстве (шайба малого расхода), кПа

0 - 40

0,5 %

3.27

2.27

4.57

Давление в плюсовой камере байпасного сужающего устройства, кПа

0 - 100

1 %

3.24

2.27

4.58 - 4.59

Резерв

Рециркуляция газов

4.60

Перепад давления на сужающем устройстве на общей линии в тракте рециркуляции газов, кПа

Dррец

0 - 40

2 %

3.26

2.69

4.61

Давление в плюсовой камере сужающего устройства в тракте рециркуляции газов, кПа

ррец

0 - 100

2 %

3.22

2.69

4.62

Температура газов перед сужающим устройством в тракте рециркуляции, °С

Dvрец

0 - 600

4 °C

3.22

2.69

4.63 - 4.64

Резерв

Температура воздуха по каждому потоку

4.65

Холодный воздух перед дутьевым вентилятором до врезки линии рециркуляции, °С

tхвj

-50 ¸ +100

3 °С

3.22

-

4.66

Холодный воздух перед калорифером, °С

t1кфj

-50 ¸ +100

3 °C

3.22

-

4.67

Холодный воздух перед воздухоподогревателями (за калориферами), °С

t1впj

-50 ¸ +150

3 °C

3.22

-

4.68

Холодный воздух за воздухоподогревателем, °С (число точек измерения по сечению i = 1 ¸ n)

t2впij

0 - 400

2 °C

3.22

-

4.69

Резерв

Температура газов по каждому потоку:

4.70

перед воздухоподогревателем (число точек измерения по сечению i = 1 ¸ n)

v1впij

0 - 400

4 °C

3.22

-

4.71

за воздухоподогревателем (число точек измерения по сечению i = 1 ¸ n)

vухij

0 - 200

4 °C

3.22

-

4.72

Резерв

Разрежение, напор, кПа:

4.73

воздуха перед вентиляторами

Нj

0 - 1

1 %

3.22

-

4.74

воздуха за вентиляторами

Нj

0 - 4

1 %

3.22

-

4.75

воздуха перед воздухоподогревателями

Н1впj

0 - 4

1 %

3.22

-

4.76

воздуха за воздухоподогревателями

Н2впj

0 - 4

1 %

3.22

-

4.77

газов перед воздухоподогревателями

S1впj

0 - 2,5

4 %

3.22

-

4.78

газов за воздухоподогревателями

S2впj

0 - 6,3

5 %

3.22

-

4.79

газов перед дымососами

S1дсj

0 - 6,3

4 %

3.22

-

4.80

газов за дымососами

S2дсj

0 - 2,5

5 %

3.22

-

4.81 - 4.82

Резерв

Содержание кислорода по каждому потоку, %:

4.83

за котлом (в точке с температурой газов не выше 600 °С)

О2j

0 - 15

10 %

3.22

-

4.84

перед РВП

О21РВПj

0 - 15

10 %

3.22

-

4.85

в уходящих газах за РВП

О2ухj

0 - 15

10 %

3.22

-

4.86

за дымососами (за электрофильтрами)

О2дсj

0 - 15

10 %

3.22

-

4.87

Содержание СО в дымовых газах по каждому потоку

СОj

10 %

3.22

-

или

4.88

потери тепла с химической неполнотой сгорания

q3j

10 %

3.22

-

4.89 - 4.200

Резерв

Свежий пар перед турбиной

Перепад давления на сужающем устройстве по каждой линии, кПа:

4.201

основной датчик

Dp0j

0 - 160

0,25 %

3.26

-

4.202

дублирующий датчик

0 - 160

0,25 %

3.26

-

4.203

Давление в плюсовой камере сужающего устройства по каждой линии, МПа

0 - 40

0,4 %

3.22

-

4.204

Температура перед сужающим устройством на каждой линии, °С

t0j

0 - 600

2 °C

3.22

-

Свежий пар перед стопорными клапанами ЦВД по каждой линии:

4.205

Давление, МПа

0 - 40

0,4 %

3.22

-

4.206

Температура, °С

t1j

0 - 600

2 °C

3.22

-

4.207

Давление пара в регулирующей ступени турбины, МПа

0 - 250

0,6 %

3.22

-

Пар холодного промперегрева по каждой линии

Перепад давления на сужающем устройстве, кПа:

4.208

основной датчик

DpХППj

0 - 100

0,25 %

3.26

-

4.209

дублирующий датчик

0 - 100

0,25 %

3.26

-

4.210

Давление в плюсовой камере сужающего устройства, МПа

0 - 6

0,4 %

3.22

-

4.211

Температура перед сужающим устройством, °С

tХППj

0 - 400

2 °C

3.22

-

Пар горячего промперегрева по каждой линии

4.212

Давление перед отсечными клапанами ЦСД, МПа

0 - 6

0,4 %

3.22

-

4.213

Температура перед отсечными клапанами ЦСД, °С

t1ЦСДj

0 - 600

2 °C

3.22

-

Пар на выходе из ЦВД по каждой линии

4.214

Давление, МПа

0 - 6

0,4 %

3.22

-

4.215

Температура, °С

t2ЦВДj

0 - 400

2 °C

3.22

-

Пар на выходе из ЦСД по каждому выхлопу:

4.216

Давление, кПа

0 - 300

0,4 %

3.22

-

4.217

Температура, °С

t2ЦСДj

0 - 300

2 °C

3.22

-

Пар отсоса из уплотнений

4.218

Перепад давления на сужающем устройстве из переднего концевого уплотнения ЦВД в линию холодного промперегрева, кПа

0 - 100

1,5 %

3.26

-

4.219

Давление перед сужающим устройством, МПа

0 - 6

1,5 %

3.22

-

4.220

Температура перед сужающим устройством, °С

0 - 600

4 °C

3.22

4.221

Перепад давления на сужающем устройстве из переднего концевого уплотнения ЦВД в деаэратор, кПа

0 - 100

1,5 %

3.26

-

4.222

Температура перед сужающим устройством, °С

0 - 600

6 °С

3.22

-

4.223

Перепад давления на сужающем устройстве из заднего концевого уплотнения ЦВД в деаэратор, кПа

0 - 100

1,5 %

3.26

-

4.224

Давление перед сужающим устройством, МПа

0 - 1

1,5 %

3.22

-

4.225

Перепад давления на сужающем устройстве из переднего концевого уплотнения ЦСД в отбор, кПа

DрПУ ЦДС

0 - 100

1,5 %

3.26

-

4.226

Давление перед сужающим устройством, кПа

0 - 400

1,5 %

3.22

-

Пар I отбора на ПВД9 на каждый корпус

4.227

Перепад давления на сужающем устройстве, кПа

Dр01j

0 - 100

0,5 %

3.27

2.19

4.228

Давление в плюсовой камере сужающего устройства, МПа

0 - 10

1 %

3.24

2.19

4.229

Температура перед сужающим устройством, °С

t01j

0 - 400

4 °C

3.24

2.19

Пар II отбора на ПВД8 на каждый корпус

4.230

Перепад давления на сужающем устройстве, кПа

Dр02j

0 - 100

0,5 %

3.27

2.21

4.231

Давление в плюсовой камере сужающего устройства, МПа

0 - 6

1 %

3.24

2.21

4.232

Температура перед сужающим устройством, °С

t02j

0 - 400

4 °C

3.24

2.21

4.233 - 4.237

Резерв

4.238

Давление пара в СПНД, кПа

0 - 100

0,6 %

3.22

-

Пар на каждый ПТН

4.239

Перепад давления на сужающем устройстве, кПа

DpПТНj

0 - 100

0,5 %

3.27

2.57

4.240

Давление в плюсовой камере сужающего устройства, МПа

0 - 2

0,6 %

3.24

2.57

4.241

Температура перед сужающим устройством, °С

tПТНj

0 - 450

3 °С

3.24

2.57

Пар на выхлопе каждого ПТН с противодавлением

4.242

Давление, МПа

0 - 1

0,6 %

3.24

2.57

4.243

Температура, °С

t2ПТНj

0 - 400

2 °C

3.24

2.57

4.244

Абсолютное давление отработавшего пара в конденсаторе каждого ПТН, кПа

p2ПТНj

0 - 10

1 %

3.24

2.57

(При отсутствии датчика абсолютного давления измеряется температура отработавшего пара, °С)

t2ПТНj

0 - 50

1 °C

3.24

2.57

Пар на каждую ТВД

4.245

Перепад давления на сужающем устройстве, кПа

DpТВДj

0 - 100

0,5 %

3.27

2.58

4.246

Давление в плюсовой камере сужающего устройства, МПа

0 - 1

0,6 %

3.24

2.58

4.247

Температура перед сужающим устройством, °С

tТВДj

0 - 400

3 °С

3.24

2.58

4.248 - 4.249

Резерв

4.250

Абсолютное давление отработавшего пара в конденсаторе каждой ТВД, кПа

Dp2ТВДj

0 - 60

1 %

3.24

2.58

(При отсутствии датчика абсолютного давления измеряется температура отработавшего пара, °С)

t2ТВДj

0 - 100

1 °С

3.24

2.58

Пар в конденсаторе основной турбины

4.251

Абсолютное давление (в каждой секции), кПа

p2j

0 - 20

1 %

3.22

-

(При отсутствии датчика абсолютного давления измеряется температура отработавшего пара, °С)

t2j

0 - 100

1 °С

3.22

-

Сброс пара из ГПП в конденсатор по каждой линии:

4.252

Температура, °С

0 - 600

8 °С

3.22

-

Охлаждающая вода

4.253

Температура на входе в конденсатор основной турбины (число точек по сечению i = 2 ¸ n), °С

tj

0 - 50

0,5 °С

3.22

-

4.254

Температура на выходе из конденсатора основной турбины по каждому потоку (число точек по сечению i = 3 ¸ n), °С

tj

0 - 100

0,5 °С

3.22

-

Химически обессоленная вода

4.255

Расход в трубопроводе подачи в конденсатор (нормальный добавок), т/ч

-

2,5 %

3.23

2.49

4.256

Расход в трубопроводе подачи в конденсатор (аварийный добавок), т/ч

-

2,5 %

3.23

2.29

4.257

Температура перед сужающим устройством в трубопроводе нормального добавка, °С

tХОВ

0 - 100

2 °C

3.24

2.49

Основной конденсат

4.258

Температура перед конденсатными насосами I ступени, °С

tк

0 - 50

1 °С

3.22

-

4.259

Температура на выходе из СП2 и ПНД, °С

tкj

0 - 200

2 °C

3.22

-

4.260

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

0 - 200

4 °C

3.22

-

4.261

Температура аварийного слива из СПНД, °С

tав.сл

0 - 100

2 °C

3.22

-

4.262

Температура питательной воды после деаэраторов, °C

tдj

0 - 200

1,5 °C

3.22

-

Питательная вода на ПВД

4.263

Температура на входе в первый ПВД (каждый корпус), °С

t1пвj

0 - 200

1,5

3.22

-

4.264

Температура на выходе из ПВД (за каждым корпусом)

t2пвj

0 - 300

2 °C

3.24

2.30

4.265

Температура за последним ПВД (за каждым корпусом) после смешения с водой из пароохладителей, °С

0 - 400

2 °C

3.24

2.30

4.266

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

0 - 300

4 °C

3.24

2.32

4.267

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

-

2,5 %

3.23

2.64

4.268

Давление воды на стороне нагнетания каждого питательного насоса, МПа

0 - 40

1 %

3.24

2.64

Перепад давления на сужающем устройстве за ПВД после байпаса по каждому потоку, кПа:

4.269

основной датчик

Dрпвj

0 - 160

0,25 %

3.27

2.30

4.270

дублирующий датчик

0 - 160

0,25 %

3.27

2.30

4.271

Давление в плюсовой камере сужающего устройства по каждому потоку, МПа

0 - 40

1 %

3.24

2.30

Температура перед сужающим устройством по каждому потоку, °С:

4.272

основной датчик

tпвj

0 - 350

2 °C

3.24

2.30

4.273

дублирующий датчик

0 - 350

2 °С

3.24

2.30

Охлаждающая вода

4.274

Температура на выходе из конденсаторов каждого турбопривода, °С

0 - 100

1 °C

3.22

-

4.275

Резерв

4.276

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

-

2,5 %

3.23

2.57

4.277

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

0 - 100

2 °C

3.24

2.57

4.278

Расход воды, сбрасываемый из уплотнений питательных насосов в деаэратор, т/ч

-

2,5 %

3.23

2.57

4.279

Температура воды, сбрасываемой из уплотнений питательных насосов в деаэратор, °С

0 - 200

3 °C

3.24

2.57

Питательная вода на аварийный впрыск из промежуточной ступени ПН

4.280

Расход по каждой линии, т/ч

-

2,5 %

3.23

2.1

4.281

Температура перед сужающим устройством по каждой линии, °С

tав.впрj

0 - 200

3 °C

3.24

2.1

4.282 - 4.310

Резерв

Бойлерная установка

Пар, подаваемый на основной бойлер:

4.311

Давление, МПа

0 - 0,4

1 %

3.24

2.13

4.312

Температура, °С

tОБ

0 - 250

3 °C

3.24

2.13

Пар, подаваемый на пиковый бойлер:

4.313

Давление, МПа

0 - 1

1 %

3.24

2.14

4.314

Температура, °С

tПБ

0 - 300

3 °C

3.24

2.14

Сетевая вода, подаваемая на бойлерную установку

4.315

Расход, т/ч

-

1,5 %

3.23

2.15

Температура сетевой воды, °С:

4.316

на входе в бойлерную установку (перед сужающим устройством)

t1БУ

0 - 100

1 °C

3.24

2.15

4.317

на входе в основной бойлер

t1ОБ

0 - 100

1 °C

3.24

2.15

4.318

на входе в пиковый бойлер

t1ПБ

0 - 150

1 °C

3.24

2.15

4.319

на выходе из основного бойлера

t2ОБ

0 - 150

1 °C

3.24

2.15

4.320

на выходе из пикового бойлера

t2ПБ

0 - 200

1,5 °C

3.24

2.15

4.321

Резерв

Температура конденсата греющего пара, °С:

4.322

основного бойлера

tдр.ОБ

0 - 200

2 °C

3.24

2.13

4.323

пикового бойлера

tдр.ПБ

0 - 200

3 °C

3.24

2.14

Температура сетевой воды на выходе из бойлерной установки, °С:

4.324

до байпаса

0 - 200

1,5 °С

3.24

2.15

4.325

после байпаса

t2БУ

0 - 200

1,5 °С

3.24

2.15

4.326

Барометрическое давление, мм рт. ст.

0 - 1000

0,5 %

3.22

-

4.327

Температура наружного воздуха, °С

tнв

-50 ¸ +50

1 °С

3.22

-

4.328 - 4.336

Резерв

Пар, подаваемый на сероочистку

4.337

Расход, т/ч

-

2,5 %

3.23

2.12

4.338

Температура перед сужающим устройством, °С

tсер.оч

0 - 400

4 °C

3.24

2.12

4.339

Давление перед сужающим устройством, МПа

0 - 1,6

1,5 %

3.24

2.12

Пар, подаваемый на мазутные форсунки

4.340

Расход, т/ч

-

2,5 %

3.23

2.50

4.341

Давление перед сужающим устройством, МПа

0 - 1,6

1,5 %

3.24

2.50

4.342

Температура перед сужающим устройством, °С

При отборе пара на мазутные форсунки из общестанционного коллектора 1,3 МПа параметры 4.341 и 4.342 заменяются на 4.347 и 4.348

tф

0 - 300

4 °C

3.24

2.50

Пар, подаваемый на обдувку поверхностей нагрева котла по каждой линии (из тракта промперегрева)

4.343

Расход, т/ч

-

2,5 %

3.23

2.7

4.344

Давление перед сужающим устройством, МПа

0 - 4,0

1,5 %

3.24

2.7

4.345

Температура перед сужающим устройством, °С

tобдj

0 - 400

6 °С

3.24

2.7

Пар в общестанционном КСН 1,3 МПа

4.346

Расход пара от общестанционного коллектора к блочному КСН 1,3 МПа, т/ч

-

2,5 %

3.23

2.9

4.347

Давление пара перед сужающим устройством, МПа

0 - 1,6

1,5 %

3.24

2.9

4.348

Температура пара перед сужающим устройством, °С

0 - 400

4 °C

3.24

2.9

Пар в блочном КСН 1,3 МПа

4.349

Расход пара от блочного КСН 1,3 МПа к общестанционному КСН 1,3 МПа, т/ч

-

2,5 %

3.23

2.11

4.350

Давление пара перед сужающим устройством, МПа

0 - 1,6

1,5 %

3.24

2.11

4.351

Температура пара перед сужающим устройством, °С

0 - 400

4 °C

3.24

2.11

Пар в общестанционном КСН 0,6 МПа

4.352

Расход пара от общестанционного КСН к блочному КСН 0,6 МПа, т/ч

-

2,5 %

3.23

2.10

4.353

Давление пара перед сужающим устройством, МПа

0 - 1

1,5 %

3.24

2.10

4.354

Температура перед сужающим устройством, °С

0 - 300

4 °C

3.24

2.10

4.355 - 4.357

Резерв

Сетевая вода, поступающая на с.н. энергоблока

4.358

Расход, т/ч

-

2,5 %

3.23

2.33

4.359

Температура перед сужающим устройством, °С

0 - 200

2 °С

3.24

2.33

4.360

Температура обратной сетевой воды с.н. энергоблока, °С

0 - 100

2 °C

3.24

2.33

4.361

Температура конденсата бойлеров после охладителя конденсата основным конденсатом, °С

tкб

0 - 200

2 °C

3.22

-

Сетевая вода от энергоблока на с.н. электростанции

4.362

Расход, т/ч

-

2,5 %

3.23

2.16

4.363

Температура перед сужающим устройством, °С

0 - 100

2,5 %

3.24

2.16

4.364

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

0 - 100

2 °C

3.24

2.16

Конденсат размораживающего устройства, возвращаемый в схему энергоблока

4.365

Расход, т/ч

-

1,5 %

3.23

2.20

4.366

Температура, °С

tк рм

0 - 200

2,0 °С

3.24

2.20

Конденсат мазутных подогревателей, возвращаемый в схему энергоблока:

4.367

Расход, т/ч

-

1,5 %

3.23

2.20

4.368

Температура, °С

tк мх

0 - 200

2,0 °С

3.24

2.20

4.369

Резерв

4.370

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

tк расш

0 - 200

2,0 °С

3.22

-

Конденсат из ХВО, возвращаемый в схему энергоблока

4.371

Расход, т/ч

Gк ХВО

-

2,5 °С

3.23

2.20

4.372 - 4.373

Резерв

Пар, подаваемый на мазутное хозяйство по каждой линии

4.374

Расход, т/ч

-

1,5 %

3.23

2.6

4.375

Давление перед сужающим устройством, МПа

0 - 1,6

1,0 %

3.24

2.6

4.376

Температура перед сужающим устройством, °С

0 - 300

4,0 °С

3.24

2.6

4.377 - 4.378

Резерв

Пар, подаваемый на размораживающее хозяйство по каждой линии

4.379

Расход, т/ч

-

1,5 %

3.23

2.8

4.380

Давление перед сужающим устройством, МПа

0 - 1,6

1,0 %

3.24

2.8

4.381

Температура перед сужающим устройством, °С

0 - 300

4,0 °C

3.24

2.8

4.382 - 4.398

Резерв

4.399

Показания счетчика электроэнергии, выработанной генератором, активной, кВт×ч

ЭсчА

-

0,8 %

3.29

-

4.400

Показания счетчика электроэнергии, выработанной генератором, реактивной, квар×ч

ЭсчR

-

2 %

3.29

-

4.401

Астрономическое время, ч

t

-

-

3.30

-

4.402

Активная мощность генератора, кВт

NA

-

0,8 %

3.23

2.59

4.403

Реактивная мощность генератора, квар

NR

-

2 %

3.23

2.59

4.404

Мощность резервного возбудителя, кВт

Nрез.в

-

1 %

3.23

2.59

Мощность двигателя, кВт:

4.405

каждого ПЭН

NПЭНj

-

1 %

3.23

2.60

4.406

каждого КЭН I и II ступени

Nкнj

1 %

3.23

2.61

4.407

каждого циркуляционного насоса на 1-й скорости

-

1 %

3.23

2.62

4.408

каждого циркуляционного насоса на 2-й скорости

-

1 %

3.23

2.63

4.409

каждого сетевого насоса

Nсетj

-

1 %

3.23

2.66

4.410

каждого бустерного насоса

Nбнj

-

1 %

3.23

2.65

4.411

каждого дутьевого вентилятора на 1-й скорости

-

1 %

3.23

2.70

4.412

каждого дутьевого вентилятора на 2-й скорости

-

1 %

3.23

2.71

4.413

каждого дымососа на 1-й скорости

-

1 %

3.23

2.67

4.414

каждого дымососа на 2-й скорости

-

1 %

3.23

2.68

4.415

каждого дымососа рециркуляции

Nдрj

-

1 %

3.23

2.69

4.416

каждого вентилятора горячего дутья

Nвгдj

-

1 %

3.23

2.73

4.417

каждой мельницы

Nмj

-

1 %

3.23

2.72

4.418

каждого вентилятора пылеприготовительной установки (мельничного вентилятора)

Nмвj

-

1 %

3.23

2.74

4.419

каждого багерного насоса

Nбгнj

-

1 %

3.23

2.75

4.420

Мощность рабочего трансформатора с.н. энергоблока, кВт

Nтр.раб

-

1 %

3.23

2.52

4.421

Мощность резервного трансформатора с.н. энергоблока, кВт

Nтр.рез

-

1 %

3.23

2.56

4.422

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

-

1 %

3.23

2.54

4.423

Мощность каждого трансформатора РУ электрофильтров

Nэфj

-

1 %

3.23

2.55

4.424

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

-

1 %

3.23

2.53

4.425

Мощность электродвигателя дымососа азотоочистки дымовых газов, кВт

Nаз оч

-

1 %

3.23

2.77

4.426

Мощность воздуходувок и насосов сероочистки дымовых газов, кВт

Nсер очj

-

1 %

3.23

2.78

4.427

Мощность трансформатора шлакозолоудаления, кВт

Nшзу

-

1 %

3.23

2.79

4.428

Мощность конденсатного насоса бойлерной установки, кВт

NкнБУ

-

1 %

3.23

2.90

4.429

Мощность насоса подпитки теплосети, кВт

NПТС

-

1 %

3.23

2.91

4.430

Мощность электромеханизмов теплосети прочих, кВт

Nтепл.пр

-

1 %

3.23

2.92

4.431

Мощность трансформаторов химводоочистки, кВт

Nтр.ХВО

-

1 %

3.23

2.93

4.432

Мощность трансформаторов мазутного хозяйства, кВт

Nтр.мх

-

1 %

3.23

2.94

4.433

Мощность трансформаторов топливоподачи, кВт

Nтр.тп

-

1 %

3.23

2.95

Таблица 5

Массив нормативно-справочной информации

Адрес величины

Наименование

Обозначение

Использование в алгоритме

Примечание

5.1

Потери теплового потока, ГДж/ч

11.5

5.2

Удельный расход пара на распыл 1 кг мазута, кг/кг

dф

11.9

5.3

КПД калориферов, %

hкф

11.11

95 - 99 %

5.4

Доля золы топлива в уносе

Коэффициент:

аун

11.37

5.5

для мазута

ам

11.41

5.6

для твердого топлива

ат

11.41

5.7

для газа

аг

11.41

5.8

Энтальпия шлака, кДж/кг

(cv)шл

11.43

Зависит от вида шлакоудаления

5.9

Номинальные потери тепла при охлаждении конструкции котла, %

11.44

5.10

Номинальная теплопроизводительность котла, ГДж/ч

11.44; 11.413; 11.424

5.11

Коэффициент, определяющий долю конденсата после расширителей конденсата с.н. в общем количестве конденсата, поступающего из калориферов в расширители

ККФ

11.64

,

где  - энтальпия насыщенного пара при среднем расчетном давлении расширителя;

 - средняя расчетная энтальпия конденсата от калориферов, возвращаемого в расширитель;

 - средняя расчетная энтальпия конденсата в расширителе

5.12

Коэффициент перевода мм рт. ст. в МПа

а12

9.1

5.13

Удельный расход тепла на подготовку 1 т мазута, ГДж/т

11.66

5.14

Резерв

5.15

Удельный расход тепла на размораживающем устройстве на 1 т натурального топлива, ГДж/т

11.70

5.16

Удельный расход тепла на подготовку 1 т ХОВ при повышении ее энтальпии на 1 кДж/кг, ГДж×кг/(т×кДж)

11.73

5.17

Коэффициент потерь тепла, связанный с водоподготовкой

КХОВ

11.73

5.18

Доля расхода тепла на отопление производственных помещений энергоблока, относимая к с.н. котла

Кк

11.76

5.19

Прочие неучтенные расходы тепла на с.н. котла, ГДж/ч

11.80

5.20

То же турбоагрегата, ГДж/ч

11.82

5.21

КПД бойлерной установки, %

hБУ

11.87

5.22

КПД охладителя конденсата бойлеров, %

hОКБ

11.91

5.23

Удельный расход тепла на подготовку 1 т/ч подпитки тепловой сети, т/ч

qХУВ

11.93

5.24

Коэффициент потерь тепла, связанных с приготовлением ХУВ

КХУВ

11.94

5.25

Коэффициент, определяющий долю конденсата после расширителя в общем количестве конденсата бойлеров, поступающего в расширитель

Ккб

11.97

5.26

Коэффициент, учитывающий протечки пара через передние уплотнения турбопривода ПТН и ТВД

Кпу

11.111 - 11.116

5.27

Тепло, отдаваемое 1 кг отработавшего пара в конденсаторе турбопривода питательного насоса, кДж/кг

Dh2

11.112 - 11.116

5.28

Электромеханический КПД насоса, %

hэмн

11.117

5.29

Удельный расход электроэнергии прочей, затрачиваемой на отпуск 1 ГДж тепла, кВт×ч/ГДж

Этепл.пр

11.130

5.30

КПД электромеханический турбоагрегата, %

hэм

11.157

5.31

Тепло, отдаваемое 1 кг пара в конденсаторе турбины (расчетное), кДж/кг

Dhк

11.159

5.32

Давление сетевой воды, МПа

рсв

9.351; 9.352; 9.355

5.33

Коэффициент, учитывающий дополнительную теплофикационную мощность турбоагрегата

Кдоп

11.157

Устанавливается в пределах 1,18 - 1,25

5.34

Доля общестанционных собственных нужд, связанных с отоплением и горячим водоснабжением, относимая к данному энергоблоку

11.75

Средняя по электростанции

5.35

Давление конденсата, возвращаемого от размораживающего устройства в цикл электростанции, МПа

рк.рм

9.245; 9.318

5.36

Доля расхода электроэнергии на механизмы с.н. котла без индивидуальных датчиков

l¢КСН

11.141

Средняя по электростанции

5.37

Средний по электростанции расход электроэнергии на с.н., отнесенной на производство электроэнергии, на 1 ГДж перетока тепла, кВт×ч/ГДж

11.143

5.38

Средний по электростанции расход электроэнергии на подготовку 1 т ХОВ, кВт×ч/т

ЭХОВ

16.2

5.39

Средний по электростанции расход электроэнергии на 1 т мазута по мазутному хозяйству, кВт×ч/т

Эмх

16.2

5.40

Средний по электростанции удельный расход условного топлива для расчета перетока тепла, т/ГДж

11.150

Поправки на высоту присоединения манометров, измеряющих:

5.41

давление среды перед I впрыском по каждому потоку, МПа

DрhвпрIj

9.4

5.42

давление среды перед II впрыском по каждому потоку, МПа

DрhвпрIIj

9.5

5.43

давление свежего пара за котлом по каждому потоку, МПа

Dрhпеj

9.6

5.44

давление пара холодного промперегрева по каждому потоку, МПа

Dрh1ппj

9.7

5.45

давление пара горячего промперегрева по каждому потоку, МПа

Dрh2ппj

9.8

5.46

давление пара перед сужающим устройством на линии к калориферам, МПа

Dрh1кф

9.9

5.47

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

Dрhотбj

9.10

5.48

давление воды на линии к теплофикационному экономайзеру с.н. по каждому потоку, кПа

Dрhотпj

9.21

5.49

давление в плюсовой камере основного сужающего устройства на линии природного газа, кПа

Dрhг

9.11

5.50

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

Dрhрец

9.12

5.51

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

Dрhгб

9.22

5.52

давление (напор) воздуха перед вентилятором, кПа

DНhj

9.13

5.53

давление (напор) воздуха за вентилятором, кПа

DНhj

9.14

5.54

давление (напор) воздуха перед воздухоподогревателями, кПа

DНh1впj

9.15

5.55

давление (напор) воздуха за воздухоподогревателями, кПа

DНh2впj

9.16

5.56

разрежение газов перед воздухоподогревателем, кПа

DSh1впj

9.17

5.57

разрежение газов за воздухоподогревателем, кПа

DSh2впj

9.18

5.58

разрежение газов перед дымососом, кПа

DShдсj

9.19

5.59

разрежение газов за дымососом, кПа

DShгдсj

9.20

5.60 - 5.61

Резерв

5.62

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

Dрh0j

9.25

5.63

давление свежего пара перед стопорными клапанами ЦВД по каждой линии, МПа

Dрh1j

9.26

5.64

давление пара в регулирующей ступени турбины, МПа

Dрhр.ст

9.27

5.65

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

DрhХППj

9.28

5.66

давление пара перед отсечными клапанами ЦСД по каждой линии, МПа

Dрh1ЦСДj

9.29

5.67

давление пара на выходе из ЦВД по каждой линии, МПа

Dрh2ЦВДj

9.30

5.68

давление пара на выходе из ЦСД по каждому выхлопу, кПа

Dрh2ЦСДj

9.31

5.69

давление пара отсоса из переднего концевого уплотнения ЦВД в линию холодного промперегрева перед сужающим устройством, МПа

9.32

5.70

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

9.33

5.71

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

DрhПУ ЦСД

9.34

5.72

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

Dph01

9.35

5.73

давление пара в СПНД, кПа

DрhСПНД

9.49

5.74

Резерв

5.75

давление пара II отбора на ПВД8 в плюсовой камере сужающего устройства, МПа

Dрh02

9.36

5.76

давление пара в отборе на каждый ПТН в плюсовой камере сужающего устройства, МПа

DрhПТНj

9.37

5.77

давление пара на выхлопе каждого ПТН с противодавлением, МПа

Dрh2ПТНj

9.38

5.78

давление пара в отборе на каждую ТВД в плюсовой камере сужающего устройства, МПа

DрhТВДj

9.39

5.79

давление воды на нагнетании каждого питательного насоса, МПа

DрhПНj

9.40

5.80

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

Dрhпвj

9.41

5.81

давление пара на основной бойлер, МПа

DрhОБ

9.42

5.82

давление пара на пиковый бойлер, МПа

DрhПБ

9.43

5.83

давление пара, подаваемого на мазутные форсунки, перед сужающим устройством, МПа

Dрhф

9.44

5.84

давление пара, подаваемого на обдувку поверхностей нагрева котла по каждой линии (из тракта промперегрева) перед сужающим устройством, МПа

Dрhобд

9.45

5.85

давление пара в общестанционном КСН 1,3 МПа, МПа

Dрhобщ1,3

9.46

5.86

давление пара в блочном КСН 1,3 МПа, МПа

DрhКСН1,3

9.47

5.87

давление пара в общестанционном КСН 0,6 МПа, МПа

Dрhобщ0,6

9.48

5.88

давление пара на мазутное хозяйство, МПа

Dрhмх

9.50

5.89

давление пара на размораживающее устройство, МПа

Dрhрм

9.51

5.90

давление пара на сероочистку, МПа

Dрhсер.оч

9.55

5.91 - 5.98

Резерв

5.99

Коэффициент пропорциональности

а99

9.2

5.100

Давление пара в деаэраторе, МПа

рд

9.166

5.101

Давление пара в деаэраторе, кПа

рд

9.213

5.102

Давление основного конденсата, подаваемого на уплотнения питательных и бустерных насосов, МПа

9.185

5.103

Давление питательной воды на аварийный впрыск из промежуточной ступени ПН, МПа

рав.впр

9.187; 9.342

5.104

Давление ХОВ, подаваемой в конденсатор турбины, МПа

рХОВ

9.182

5.105

Показатель адиабаты для природного газа

Кг

9.203 - 9.205

5.106

Плотность рециркулирующих газов при нормальных условиях, кг/м3

9.206

5.107

Давление конденсата размораживающего устройства, МПа

ркрм

9.191

5.108

Давление конденсата от мазутных подогревателей, МПа

ркмх

9.192

5.109

Давление конденсата бойлеров (после охладителя конденсата), МПа

ркб

9.353

5.110

Давление сетевой воды, возвращающейся от с.н. электростанции, МПа

9.193

5.111

КПД ЦСД номинальный, %

11.962

5.112 - 5.115

Резерв

Сужающее устройство в газопроводе на котел

5.116

Коэффициент в формуле 3.31 расхода природного газа

А

9.203 - 9.206

5.117

Средний коэффициент линейного теплового расширения материала сужающего устройства, там же

at

9.203; 9.204

5.118

Плотность газа при нормальных условиях, кг/м3, там же

9.203 - 9.205

5.119

Модуль сужающего устройства, там же

m

9.203; 9.204

5.120

Коэффициент расхода сужающего устройства, там же

a

9.203; 9.204

5.121

Диаметр сужающего устройства, там же, мм

d20

9.203; 9.204

5.122

Средний коэффициент линейного теплового расширения материала сужающего устройства на линии малого расхода, там же

at

9.205

5.123

Модуль сужающего устройства, там же

m

9.205

5.124

Коэффициент расхода сужающего устройства, там же

a

9.205

5.125

Диаметр сужающего устройства на линии малого расхода, там же, мм

d20

9.205

5.126

Коэффициент расхода в формуле 3.16 для сужающего устройства на линии рециркуляции газов

a

9.206

5.127

Показатель адиабаты в формуле 3.16 для поправочного множителя e

Кпс

9.206

5.128

Средний коэффициент линейного теплового расширения материала сужающего устройства на линии рециркуляции газов

at

9.206

5.129

Сечение сопла сужающего устройства линии рециркуляции газов, м2

f

9.206

5.130

Модуль сужающего устройства в тракте рециркуляции газов

m

9.206

5.131

Диаметр сужающего устройства на линии рециркуляции газов в котле

d20

9.206

5.132

Потери теплоносителя в цикле номинальные, т/ч

11.1004

5.133 - 5.135

Резерв

Сужающее устройство в каждом паропроводе свежего пара перед турбиной

5.136

Коэффициент расхода

a0j

9.208

5.137

Средний коэффициент линейного теплового расширения материала сужающего устройства, 1/град

at(0j)

9.208; 9.209

5.138

Диаметр сужающего устройства, мм

d20(0j)

9.208; 9.209

5.139

Модуль сужающего устройства

m0j

9.208; 9.209

Сужающее устройство в каждом паропроводе холодного промперегрева

5.140

Коэффициент расхода

aХППj

9.210; 9.211

5.141

Средний коэффициент линейного теплового расширения материала сужающего устройства, 1/град

at(ХППj)

9.210; 9.211

5.142

Диаметр сужающего устройства, мм

d20(ХППj)

9.210; 9.211

5.143

Модуль сужающего устройства

mХППj

9.210; 9.211

Сужающее устройство в паропроводе отсоса из переднего уплотнения ЦВД в линию ХПП

5.144

Коэффициент расхода

9.212

5.145

Средний коэффициент линейного теплового расширения материала сужающего устройства, 1/град

9.212

5.146

Диаметр сужающего устройства, мм

9.212

5.147

Модуль сужающего устройства

9.212

Сужающее устройство в паропроводе отсоса из переднего уплотнения ЦВД в деаэратор

5.148

Коэффициент расхода

9.213

5.149

Средний коэффициент линейного теплового расширения материала сужающего устройства, 1/град

9.213

5.150

Диаметр сужающего устройства, мм

9.213

5.151

Модуль сужающего устройства

9.213

Сужающее устройство в паропроводе отсоса из заднего уплотнения ЦВД в деаэратор

5.152

Коэффициент расхода

9.214

5.153

Средний коэффициент линейного теплового расширения материала сужающего устройства, 1/град

9.214

5.154

Диаметр сужающего устройства, мм

9.214

5.155

Модуль сужающего устройства

9.214

Сужающее устройство в паропроводе отсоса из переднего уплотнения ЦСД в отбор

5.156

Коэффициент расхода

aПУ ЦСД

9.215

5.157

Средний коэффициент линейного теплового расширения материала сужающего устройства, 1/град

at(ПУ ЦСД)

9.215

5.158

Модуль сужающего устройства

mПУ ЦСД

9.215

Сужающее устройство в паропроводе I отбора на каждый корпус ПВД9

5.159

Коэффициент расхода

a01j

9.216

5.160

Средний коэффициент линейного теплового расширения материала сужающего устройства, 1/град

at(01j)

9.216

5.161

Модуль сужающего устройства

m01j

9.216

Сужающее устройство в паропроводе II отбора на каждый корпус ПВД8

5.162

Коэффициент расхода

a02j

9.217

5.163

Средний коэффициент линейного теплового расширения материала сужающего устройства, 1/град

at(02j)

9.217

5.164

Диаметр сужающего устройства, мм

d20(02j)

9.217

5.165

Модуль сужающего устройства

m02j

9.217

Сужающее устройство в паропроводе на каждый ПТН

5.166

Коэффициент расхода

aПТНj

9.218

5.167

Средний коэффициент линейного теплового расширения материала сужающего устройства, 1/град

at(ПТНj)

9.218

5.168

Диаметр сужающего устройства, мм

d20(ПТНj)

9.218

5.169

Модуль сужающего устройства

mПТНj

9.218

Сужающее устройство в паропроводе на каждую ТВД

5.170

Коэффициент расхода

aТВДj

9.219

5.171

Средний коэффициент линейного теплового расширения материала сужающего устройства, 1/град

at(ТВДj)

9.219

5.172

Диаметр сужающего устройства, мм

d20(ТВДj)

9.219

5.173

Модуль сужающего устройства

mТВДj

9.219

Удельный объем среды при расчетных параметрах сужающего устройства, м3/кг:

5.174

химически обессоленной воды, подаваемой в конденсатор

9.224; 9.225

5.175

питательной воды на нагнетании питательного насоса

9.226

5.176

основного конденсата на уплотнения питательных и бустерных насосов

9.227

5.177

воды, сбрасываемой из уплотнений питательных насосов в деаэратор

9.228

5.178

воды из промежуточных ступеней ПН на аварийный впрыск

9.229

5.179

сетевой воды, подаваемой на бойлерную установку

9.230

5.180

пара, подаваемого на мазутные форсунки

9.231

5.181

пара на обдувку поверхностей нагрева котла

9.232

5.182

пара от общестанционного коллектора к блочному КСН 1,3 МПа

9.233

5.183

пара от блочного КСН 1,3 МПа к общестанционному КСН

9.234

5.184

пара от общестанционного КСН к блочному КСН 0,6 МПа

9.235

5.185

сетевой воды на с.н. энергоблока

9.237

5.186

сетевой воды от энергоблока на с.н. электростанции

9.238

5.187

пара на мазутное хозяйство электростанции

9.220

5.188

пара на размораживающее устройство электростанции

9.221

5.189

пара на сероочистку

Vсер.оч

9.236

5.190

воды, подогреваемой в теплообменнике с.н. при расчетных параметрах измерительного сужающего устройства

9.196

5.191

пара, поступающего на калориферы при расчетных параметрах измерительного сужающего устройства

9.197

5.192

пара, отбираемого из тракта промперегрева на СН при расчетных параметрах измерительного сужающего устройства

9.198

5.193

Плотность мазута при t = 20 °С, кг/м3

g20

9.199 ¸ 9.202

5.194

Температурный коэффициент, учитывающий изменение плотности мазута, кг/(м3×С)

b

9.199 - 9.202

5.195

Плотность мазута при расчетных параметрах измерительного сужающего устройства, кг/м3

g0

9.199 - 9.202

5.196

Диаметр сужающего устройства, мм

d20(ПУЦСД)

9.215

5.197

Диаметр сужающего устройства, мм

d20(01j)

9.216

5.198

Резерв

Коэффициент изменения экономичности на единицу отклонения от нормы (при неизменной электрической мощности)

5.199

температуры свежего пара на 1 °С

Kt1

11.952

5.200

давления свежего пара на 0,1 МПа

Kp1

11.953

5.201

температуры пара перед отсечными клапанами ЦСД на 1 °С

Kt1ЦСД

11.954

5.202

впрыска питательной воды из промежуточной ступени ПЭН в промперегреватель котла на 1 % расхода питательной воды

KGвпр

11.956

5.203

расхода пара из переднего концевого уплотнения ЦВД в ХПП на 1 т/ч

11.964

5.204

расхода пара из переднего концевого уплотнения ЦВД в отбор на деаэратор на 1 т/ч

11.965

5.205

КПД ЦВД на 1 % (абс.)

Kh0iЦВД

11.960

5.206

КПД ЦСД (на один поток) на 1 % (абс.)

Kh0iЦСД

11.963

5.207

расхода пара из заднего концевого уплотнения ЦВД в отбор на деаэратор на 1 т/ч

11.966

5.208

расхода пара из концевых уплотнений ЦВД в отбор на ПНД на 1 т/ч

11.969

5.209

расхода пара из переднего концевого уплотнения ЦСД в отбор на 1 т/ч

11.969а

5.210

температуры основного конденсата на выходе из конденсата на 1 °С

11.972

5.211

температуры основного конденсата на выходе из СПНД на 1 °С

11.974

5.212

температуры основного конденсата на выходе из ПНД на 1 °С

11.975

5.213

давления (температуры) в деаэраторе на 1 °С

11.976

5.214

температуры конденсата греющего пара ПНД на 1 °С

11.977

5.215

температуры питательной воды на выходе из ПВД (каждого корпуса) на 1 °С

11.980; 11.981

5.216

температуры конденсата греющего пара ПВД (каждого корпуса) на 1 °С

11.983

5.217

расхода пара на ПВД9 (каждый корпус) на 1 т/ч

11.985

5.218

перетока пара по линии дренажа из ПВД8 в ПВД7 (каждый корпус) на 1 т/ч

11.988

5.219

расхода пара на турбопривод каждого питательного насоса на 1 т/ч

KПТНj

11.990

5.220

горячей воды из уплотнений питательного и бустерного насоса в конденсатор на 1 т/ч

11.991

5.221

холодной воды из уплотнений питательного и бустерного насоса в деаэратор на 1 т/ч

11.992

5.222 - 5.223

Резерв

5.224

расхода пара на каждую ТВД на 1 т/ч

KТВДj

11.997

5.225

Поправка к удельному расходу тепла турбинной установки на отпуск тепла на бойлерную установку из j-го отбора, %/ГДж

11.1001; 11.1002

5.226

Поправка к удельному расходу тепла турбинной установки на отпуск тепла на бойлерную установку из «j + 1» отбора, %/ГДж

11.1001; 11.1002

5.227

Коэффициент, учитывающий потери тепла в бойлерах (средний за отопительный период)

11.1001; 11.1002

5.228

Давление конденсата бойлеров после охладителя конденсата сетевой водой или основным конденсатом, МПа

Ркб

9.353

5.229

КПД ЦВД номинальный при работе энергоблока на скользящем давлении, %

11.553

5.230

Коэффициент изменения экономичности вследствие отключения сливного насоса

Ксл.н

11.978

5.231

Удельный расход условного топлива на отпущенную электроэнергию при 30 % нагрузке, г/(кВт×ч)

16.16

Сужающее устройство в трубопроводе питательной воды

5.232

Коэффициент расхода

a

9.222; 9.223

5.233

Средний коэффициент линейного теплового расширения материала сужающего устройства, 1/град

at

9.222; 9.223

5.234

Диаметр сужающего устройства

d20

9.222; 9.223

5.235

Модуль сужающего устройства

m

9.222; 9.223

5.236

Удельный объем конденсата мазутного хозяйства, м3/кг

Vк мх

9.245

5.237

Удельный объем конденсата от размораживающего устройства, м3/кг

Vк рм

9.246

5.238

Допустимое отклонение фактического удельного расхода топлива на отпущенную электроэнергию от номинального, %

Dbдоп

Текст, п. 6.7

5.239

Коэффициент изменения экономичности турбинной установки при переключении отборов пара, питающих калориферы котла

ККФ

11.488

5.240

Повышение температуры питательной воды в пароохладителе ПВД, °С

11.580

5.241

Разность температур конденсата греющего пара ПВД и температуры питательной воды на входе в ПВД, °С

11.580

5.242

Допустимая разность температур аварийного слива СПНД2 и основного конденсата в конденсаторе, °С

11.574

5.243

Резерв

5.244

Недогрев в основном бойлере, °С

Табл. 31

5.245

Недогрев в пиковом бойлере, °С

Табл. 31

5.246

Минимальная расчетная мощность турбины, при которой происходит переход от пусковой программы расчета к основной

2.81

Принята 30 %

5.247

Средняя энтальпия теплоносителя, теряемого в цикле, кДж/кг

hтн

11.1004

5.248

Коэффициент ценности тепла теплоносителя, теряемого в цикле

xтн

11.1004

5.249

Массив констант для контроля достоверности

a1 - a358

Табл. 7

5.250

Коэффициент полинома зависимости затрат энергии на тягу-дутье из-за изменения коэффициента избытка воздуха в топке ap

a250

11.624

Будет определен для конкретного топлива

5.251

То же

a251

11.624

5.252

«

a252

11.624

5.253

Влага, снятая в I ступени сушки

a

11.651

Равна 0,4 и 0,6 при трубе-сушилке

5.254

То же во II ступени

b

11.651

То же

5.255

Гигроскопическая влажность твердого топлива, %

Wги

11.652

5.256

Конструктивный параметр ШБМ

КШБМ

11.654

5.257 - 5.259

Резерв

5.260

Влажность твердого топлива (табличное значение), %

11.680

5.261

Влажность мазута (табличное значение)

11.681

5.262

Теоретический объем продуктов сгорания 1 кг твердого топлива (табличное значение), м3/кг

PSG

5.263

Площадь сечения короба на стороне всасывания каждого вентилятора в месте измерения статического давления, м2

F

11.751

5.264

То же на стороне нагнетания, м2

F

11.753

5.265

Суммарный коэффициент сопротивления калорифера (нормативная характеристика)

Ав(кф)

11.758

5.266

То же воздухоподогревателя

Ав(вп)

11.758

5.267

Площадь сечения короба на стороне всасывания каждого дымососа в месте измерения статического давления, м2

F1дс

11.806

5.268

То же на стороне нагнетания, м2

F2дс

11.806

5.269

Суммарный коэффициент сопротивления конвективной шахты

А2(кш)

11.811

5.270

Коэффициент в формуле теплоемкости воздуха

C0

11.822

5.271

То же

at

11.822

5.272

Число вентиляторов

mв

11.902

5.273

Коэффициент полинома зависимости hв от Vb

а273

11.902

5.274

То же

а274

11.902

5.275

«

а275

11.902

5.276

Число основных дымососов

mдс

11.908

5.277

Коэффициент полинома зависимости hдс от Vг

а277

11.908

5.278

Коэффициент полинома зависимости hдс от Vг

а278

11.908

5.279

То же

а279

11.908

5.280

Коэффициент размолоспособности номинальный

11.922

5.281

Нормативное значение влажности твердого топлива, %

11.924

5.282

То же пыли перед котлом, %

Wпл(н)

11.932

5.283

КПД котла брутто при номинальной нагрузке, %

11.14

5.284

Потери тепла в окружающую среду при номинальной паропроизводительности котла, %

11.45; 11.424

Коэффициент износа, %/1000 ч:

5.285

турбины

lт

11.531; 11.532

5.286

котла

Cк

11.534; 11.535

Расход тепла на i-й пуск энергоблока из различных состояний, относимый:

5.287

к расходу тепла на выработку электроэнергии турбиной, ГДж

11.531

5.288

к расходу электроэнергии на с.н. турбины, ГДж

11.533

5.289

к расходу электроэнергии на с.н. котла, ГДж

11.536

Расход электроэнергии на i-й пуск энергоблока из различных состояний, относимый к расходу электроэнергии на с.н., кВт×ч:

5.290

турбины

11.532

5.291

котла

11.535

Коэффициент резерва тепловой экономичности оборудования, относимый:

5.292

на электроэнергию

11.540

5.293

на тепло

11.541

Степень использования резерва тепловой экономичности на:

5.294

электроэнергию

mэ

11.540

5.295

тепло

mт

11.541

5.296

Расход топлива на i-й пуск энергоблока из различных состояний

11.534

5.297

Характеристика топлива

Характеристика топлива (к п. 5.297)

Номер показателя

Бассейн, месторождение

Марка топлива

Класс

U0, м3/кг

a

b

Kb

K2

D

1

Д

Р

5,16

1,099

1,0845

1,15781

0,006507

0,018907

0,055847

2

Д

Отсев

4,78

1,102

1,1055

1,17812

0,006633

0,019033

0,05482

3

Г

Р

5,83

1,077

1,0983

1,1644

0,00659

0,01899

0,04841

4

Донецкий

Г

Отсев

5,19

1,088

1,0822

1,15384

0,006493

0,018893

0,05422

5

Г

ППМ

4,66

1,086

1,0980

1,16596

0,005688

0,018988

0,05028

6

Т

Р

6,43

1,056

1,1067

1,158

0,00664

0,019040

0,03348

7

А

Ш, СШ

6,04

1,046

1,1101

1,27057

0,006661

0,019061

0,01426

8

ПА

Р, отсев

6,64

1,05

1,0957

1,14

0,006574

0,018974

0,02658

9

Ж, К, ОС

ППМ

4,77

1,082

1,0955

1,15944

0,006573

0,018973

0,04630

10

Д

Р, СШ

6,02

1,093

1,0902

1,16467

0,006541

0,018941

0,05692

11

Г

Р, СШ

6,88

1,078

1,0936

1,13265

0,006562

0,018962

0,05144

12

Кузнецкий

1CC

Р, отсев

6,26

1,075

1,0879

1,15014

0,006527

0,018927

0,04473

13

2СС

Р, СШ, отсев

6,52

1,069

1,1006

1,15772

0,006604

0,019004

0,0394

14

Т

Р, отсев

6,83

1,057

1,0860

1,1352

0,006516

0,018916

0,03171

15

Ж, К, ОС

ППМ

4,75

1,046

0,9421

0,98369

0,005653

0,018053

0,02642

Экибастузский:

16

разрезы 1, 2, 3

СС

Р

4,42

1,084

1,0935

1,1636

0,006561

0,018961

0,05245

17

разрезы 5, 6

СС

Р

4,20

1,086

1,0960

1,1673

0,006576

0,018976

0,05365

18

Куучекинское

СС

Р

4,30

1,081

1,0880

1,15466

0,006528

0,018928

0,04914

19

Ленгерское

Б3

Р, отсев

4,42

1,145

1,0984

1,16812

0,006590

0,01899

0,05204

20

Подмосковный (в целом по бассейну)

Б2

ОМСШ

2,94

1,214

1,0962

1,18328

0,006577

0,018977

0,06943

21

Кизеловский

Г

П, отсев, К, М

5,33

1,075

1,1254

1,19411

0,007165

0,019565

0,05059

22

Г

ППМ

4,21

1,083

1,0938

1,16373

0,006563

0,018963

0,05232

23

Челябинский

Б3

Р, МСШ

3,74

1,139

1,0878

1,17413

0,006527

0,018927

0,06882

24

Ангренское Канско-Ачинский:

Б2

ОМСШ

3,81

1,173

1,0864

1,15271

0,006518

0,018918

0,04882

25

Ирша-Бородинское

Б2

Р

4,24

1,174

1,0767

1,16074

0,006460

0,01886

0,06671

26

Назаровское

Б2

Р

3,62

1,213

1,0825

1,16823

0,006495

0,01889

0,06830

27

Березовское

Б2

Р

4,26

1,176

1,0818

1,16839

0,006491

0,018891

0,06917

28

Боготольское

Б1

Р

3,31

1,248

1,0733

1,16237

0,006440

0,01884

0,07179

29

Абанское

Б2

Р

4,03

1,184

1,0830

1,17023

0,006498

0,018898

0,06979

30

Штатское

Б1

Р

3,53

1,227

1,0687

1,15881

0,006412

0,018812

0,0729

31

Барандатское

Б2

Р

4,06

1,192

1,0792

1,16458

0,006475

0,018875

0,117

32

Торф

Фрезерный

-

2,38

1,387

1,0625

1,19661

0,006375

0,018775

0,117

33

Мазут высокосернистый

-

-

10,20

1,077

1,1015

1,18269

0,006609

0,019009

0,06346

34

Природный газ (газопровод Первомайск-Сторожовка)

-

-

7,51

1,158

1,1109

1,28689

0,006665

0,019065

0,1581

35

Природный газ (газопровод Карабулак-Грозный)

-

-

12,21

1,116

1,4348

1,62476

0,008609

0,021009

0,16686

Продолжение табл. 5

Адрес величины

Наименование

Обозначение

Использование в алгоритме

Примечание

5.298 - 5.350

Резерв

11.351

5.351

Коэффициенты уравнения

a351

5.352

a352

5.353

a353

5.354

a354

5.355

Коэффициенты уравнения

a355

11.352

5.356

a356

5.357

a357

5.358

Коэффициенты уравнения D2 = f(D0)

a358

11.354

5.359

a359

5.360

Коэффициенты уравнения

a360

11.355

5.361

a361

5.362

a362

5.363

Коэффициенты уравнения

a363

11.356

5.364

a364

5.365

a365

5.366

a366

5.367

a367

5.368

a368

5.369

a369

5.370

a370

5.371

a371

5.372

Коэффициенты уравнения

a372

11.357

5.373

a373

5.374

a374

5.375

Коэффициенты уравнения

a375

11.358

5.376

a376