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 МОЩНЫХ ОТОПИТЕЛЬНЫХ ТЭЦ

Часть II

ИСХОДНАЯ ИНФОРМАЦИЯ И АЛГОРИТМЫ
ЕЕ ПРЕДВАРИТЕЛЬНОЙ ОБРАБОТКИ

РАЗРАБОТАН БелЭНИН, ВТИ, ПО «Союзтехэнерго», Ленинградским отделением ТЭП

В части II приведены перечни датчиков дискретной и аналоговой информации, алгоритмы ее усреднения, накопления и коррекции. Даны алгоритмы контроля достоверности и определения расчетных параметров.

СОДЕРЖАНИЕ

1. Двухпозиционные органы, участвующие в формировании признаков переключений технологической схемы энергоблока и тэц.. 1

2. Признаки переключений технологической схемы энергоблока и тэц.. 4

3. Формулы накопления и усреднения исходной информации. 11

4. Автоматически измеряемые технологические параметры, алгоритм их накопления и усреднения. 12

5. Постоянные величины, используемые в расчетах. 36

6. Исходная информация (сменяемые константы) 47

7. Уравнения термодинамического состояния воды и водяного пара. 50

8. Расчет параметров по выражениям, используемым многократно. 52

9. Расчет общестанционных и других параметров, необходимых при определении тэп энергоблока. 70

10. Контроль достоверности, коррекция измеряемых параметров и основных вычисляемых показателей. 77

11. Аппроксимируемые функциональные зависимости, используемые для расчетов. 96

12. Определение структурных характеристик тепловой схемы.. 119

13. Расчет расхода пара в конденсатор. 125

14. Расчет расходов пара и воды в регенеративной системе. 127

15. Расчет параметров фактического состояния сетевых подогревателей. 132

16. Уравнения для расчета давлений пара в отборах и расходов пара на псв № 1 и 2 при многоступенчатом подогреве сетевой воды.. 133

17. Определение давлений в отборах и расходов пара на псв № 1 и 2 для расчета нормативных показателей. 135

18. Косвенный расчет энтальпий пара и воды.. 137

19. Расчет тепловых и гидравлических параметров фактического состояния конденсатора. 143

20. Расчет удельной выработки электроэнергии отборов. 145

21. Уравнения изменений внутренней мощности турбоагрегатов, используемые в расчетах многократно. 152

1. ДВУХПОЗИЦИОННЫЕ ОРГАНЫ, УЧАСТВУЮЩИЕ В ФОРМИРОВАНИИ ПРИЗНАКОВ ПЕРЕКЛЮЧЕНИЙ ТЕХНОЛОГИЧЕСКОЙ СХЕМЫ ЭНЕРГОБЛОКА И ТЭЦ

Таблица 1

Номер параметра

Наименование органа

Номер на тепловой схеме

Адрес ввода параметра в ИВК

Контрольное значение

Примечание

 

Энергоблок

 

 

 

 

1.1

Выключатель турбогенератора

 

 

 

 

1.2

Блок-контакты ввода резервного возбуждения

 

 

 

 

 

Выключатель:

 

 

 

 

1.3

на линии подачи питания от рабочего трансформатора СН к каждой секции 6 кВ СН энергоблока

 

 

 

 

1.4

на отпайке от шин резервного питания к каждой секции 6 кВ СН энергоблока

 

 

 

 

1.5

каждого дымососа

 

 

 

 

1.6

каждого дымососа рециркуляции

 

 

 

 

1.7

каждой скорости каждого дутьевого вентилятора

 

 

 

 

1.8

питательного электронасоса (ПЭН)

 

 

 

 

1.9

каждого бустерного насоса

 

 

 

 

1.10

каждого конденсатного насоса I ступени

 

 

 

 

1.11

каждого конденсатного насоса II ступени

 

 

 

 

1.12

каждого сливного насоса ПНД № 4

 

 

 

 

1.13

каждого сливного насоса ПНД № 3

 

 

 

 

1.14

каждого сливного насоса ПНД № 2

 

 

 

 

1.15

каждого сетевого насоса I ступени

 

 

 

 

1.16

каждого сетевого насоса II ступени

 

 

 

 

1.17

каждого конденсатного насоса ПСВ № 1

 

 

 

 

1.18

каждого конденсатного насоса ПСВ № 2

 

 

 

 

1.19

конденсатного насоса солевых отсеков ПСВ

 

 

 

 

1.20

каждого вентилятора горячего дутья

 

 

 

 

1.21

каждой мельницы

 

 

 

 

1.22

каждого вентилятора пылеприготовительной установки (мельничного вентилятора)

 

 

 

 

 

Задвижка:

 

 

 

 

1.23

на газопроводе к котлу

 

 

 

 

1.24

на линии отбора пара из тракта промперегрева к РУ СН

 

 

 

 

1.25

на линии от РУ СН к коллектору пара 13 кгс/см2

 

 

 

 

1.26

на линии подачи пара на калориферы от выхлопа ПТН

 

 

 

 

1.27

на линии подачи пара на калориферы от коллектора 13 кгс/см2

 

 

 

 

1.28

на линии пускового впрыска

 

 

 

 

1.29

на линии подачи пара на обдувку

 

 

 

 

1.30

на паропроводе IV отбора на деаэратор

 

 

 

 

1.31

на паропроводе от коллектора 13 кгс/см2

 

 

 

 

 

на деаэратор на паропроводе к:

 

 

 

 

1.32

ПВД № 8

 

 

 

 

1.33

ПВД № 7

 

 

 

 

1.34

ПВД № 6

 

 

 

 

 

на линии слива дренажа из:

 

 

 

 

1.35

ПВД № 7 в деаэратор

 

 

 

 

1.36

ПВД № 6 в ПНД № 5

 

 

 

 

1.37

ПВД № 6 в конденсатор

 

 

 

 

1.38

ПНД № 5 в конденсатор

 

 

 

 

1.39

на линии подачи конденсата ПСВ № 1 в линию основного конденсата перед ПНД № 3

 

 

 

 

1.40

на линии подачи конденсата ПСВ № 2 в линию основного конденсата перед ПНД № 4

 

 

 

 

1.41

на линии подачи сетевой воды к ПСВ № 2

 

 

 

 

1.42

на линии сетевой воды после ПСВ № 2

 

 

 

 

1.43

на каждом паропроводе к ПСВ № 2

 

 

 

 

1.44

на каждой перепускной трубе из ЦСД № 2 в ЦНД

 

 

 

 

1.45

на каждой линии подачи охлаждающей воды к основной поверхности конденсатора

 

 

 

 

1.46

на линии подачи циркуляционной воды к охладителю конденсата ПСВ II ступени

 

 

 

 

1.47

то же на линии отвода воды от охладителя конденсата ПСВ II ступени

 

 

 

 

1.48

на линии подачи подпиточной или сетевой воды к теплофикационному пучку конденсатора

 

 

 

 

1.49

на линии аварийной подачи ХОВ в конденсатор

 

 

 

 

1.50

на линии подачи пара на концевые уплотнения турбины из деаэратора

 

 

 

 

1.51

на линии подачи пара на основные эжекторы из деаэратора

 

 

 

 

1.52

на линии подачи пара к каждому основному эжектору

 

 

 

 

1.53

на линии подачи пара к пусковому эжектору

 

 

 

 

 

Задвижка:

 

 

 

 

1.54

на линии подачи питьевой воды к каждому вакуумному деаэратору

 

 

 

 

1.55

на линии подачи пара на РОУ 6/1,2 из линии выхлопа ПТН

 

 

 

 

1.56

на паропроводе от РОУ 6/1,2 к коллектору 1,2 кгс/см2

 

 

 

 

1.57

на линии подачи сетевой воды к сальниковому подогревателю

 

 

 

 

 

Регулирующий клапан:

 

 

 

 

1.58

РУ собственных нужд (РУ 40/13)

 

 

 

 

1.59

РОУ 6/1,2

 

 

 

 

1.60

на линии аварийной подачи ХОВ в конденсатор

 

 

 

 

1.61

Стопорный клапан ПТН

 

 

 

 

1.62

Автоматический байпасный клапан на потоке питательной воды

 

 

 

 

1.63

Переключатель режима работы турбины

 

 

 

 

1.64

Автомат безопасности турбоагрегата

 

 

 

 

1.65

Задатчик регулятора мощности энергоблока (1 - постоянное давление; 0 - скользящее давление свежего пара)

 

 

 

 

1.66

Блок управления регулятора теплофикационных отборов

 

 

 

 

1.67

Сигнализатор положения регулирующей диафрагмы ЦНД

 

 

 

 

 

Общестанционное оборудование

 

 

 

 

 

Выключатель:

 

 

 

 

1.70

резервного возбудителя

 

 

 

 

1.71

каждого циркнасоса

 

 

 

 

1.72

каждого трансформатора СН мазутного хозяйства

 

 

 

 

1.73

каждого трансформатора СН водоподготовительной установки

 

 

 

 

1.74

каждого трансформатора котельной низкого давления

 

 

 

 

1.75

каждого трансформатора водогрейной котельной

 

 

 

 

1.76

каждого насоса рециркуляции для водогрейных котлов

 

 

 

 

1.77

каждого насоса перекачки сетевой воды из обратного трубопровода в подающий

 

 

 

 

1.78

каждого подпиточного насоса (летнего)

 

 

 

 

1.79

каждого подпиточного насоса (зимнего)

 

 

 

 

1.80

каждого насоса сырой воды питания котлов

 

 

 

 

1.81

каждого насоса баков запаса конденсата

 

 

 

 

1.82

каждого трансформатора насосной станции подпитки

 

 

 

 

1.83

каждого трансформатора СН топливоподачи

 

 

 

 

1.84

каждого насоса смывной воды

 

 

 

 

1.85

каждого багерного насоса

 

 

 

 

 

Задвижка:

 

 

 

 

1.86

на газопроводе к каждому ПВК

 

 

 

 

1.87

на мазутопроводе к каждому ПВК

 

 

 

 

1.88

на линии подачи сетевой воды к каждому ПВК

 

 

 

 

1.89

на линии выхода сетевой воды после каждого ПВК

 

 

 

 

1.90

на газопроводе к котельной низкого давления

 

 

 

 

1.91

на мазутопроводе к котельной низкого давления

 

 

 

 

1.92

на линии подающей сетевой воды на СН ТЭЦ

 

 

 

 

1.93

на линии обратной сетевой воды на СН ТЭЦ

 

 

 

 

1.94

на линии подачи пара на подогреватель сырой воды питания котлов

 

 

 

 

1.95

на подающей линии каждой тепломагистрали от ТЭЦ к потребителям

 

 

 

 

1.96

то же на обратной линии

 

 

 

 

1.97

на линии подачи пара от КНД к потребителям

 

 

 

 

2. ПРИЗНАКИ ПЕРЕКЛЮЧЕНИЙ ТЕХНОЛОГИЧЕСКОЙ СХЕМЫ ЭНЕРГОБЛОКА И ТЭЦ

Таблица 2

Номер

Наименование

Обозначение

Логическое условие формирования признака Knj = 1

Контрольное значение

Примечание

 

Энергоблок

 

 

 

 

2.1

Включение генератора в сеть

K1

Включен выключатель генератора (1.1)

 

 

2.2

Ввод резервного возбуждения на данный энергоблок

K2

Включены блок-контакты ввода резервного возбуждения на данный энергоблок (1.2)

 

 

2.3

Включение рабочего трансформатора СН энергоблока

K3

Положение выключателя «Включено» (1.3)

 

 

2.4

Ввод резервного питания на каждую секцию 6 кВ СН энергоблока

K4j

Положение выключателя «Включено» (1.4)

 

 

 

Включение:

 

 

 

 

2.5

каждого дымососа

K5j

Положение выключателя «Включено»(1.5)

 

 

2.6

каждого дымососа рециркуляции

K6j

Положение выключателя «Включено» (1.6)

 

 

2.7

каждой скорости каждого дутьевого вентилятора

K7j

Положение выключателя «Включено» (1.7)

 

 

2.8

ПЭН

K8

Положение выключателя «Включено» (1.8)

 

 

2.9

каждого бустерного насоса

j

Положение выключателя «Включено» (1.9)

 

 

2.10

каждого конденсатного насоса I ступени

Положение выключателя «Включено» (1.10)

 

 

2.11

каждого конденсатного насоса II ступени

Положение выключателя «Включено» (1.11)

 

 

2.12

каждого сливного насоса ПНД № 4

Положение выключателя «Включено» (1.12)

 

 

2.13

каждого сливного насоса ПНД № 3

Положение выключателя «Включено» (1.13)

 

 

2.14

каждого сливного насоса ПНД № 2

Положение выключателя «Включено» (1.14)

 

 

2.15

каждого сетевого насоса I ступени

Положение выключателя «Включено» (1.15)

 

 

2.16

каждого сетевого насоса II ступени

K16j

Положение выключателя «Включено» (1.16)

 

 

2.17

каждого конденсатного насоса ПСВ № 1

Положение выключателя «Включено» (1.17)

 

 

2.18

каждого конденсатного насоса ПСВ № 2

Положение выключателя «Включено» (1.18)

 

 

2.19

конденсатного насоса солевых отсеков сетевых подогревателей

Положение выключателя «Включено» (1.19)

 

 

2.20

каждого вентилятора горячего дутья

Положение выключателя «Включено» (1.20)

 

 

2.21

каждой мельницы

Положение выключателя «Включено» (1.21)

 

 

2.22

каждого вентилятора пылеприготовительной установки (мельничного вентилятора)

Положение выключателя «Включено» (1.22)

 

 

2.23

Наличие расхода газа на котел

Открыта задвижка на газопроводе к котлу (1.23)

 

 

2.24

Наличие отбора пара на РУ СН из тракта промперегрева

Открыты задвижки на линии отбора пара из тракта промперегрева к РУ СН (1.24) и от РУ СН к коллектору пара 13 кгс/см2 (1.25) и регулирующий клапан РУ СН (1.58)

 

 

2.25

Наличие расхода пара на ПТН

Открыт стопорный клапан ПТН (1.61)

 

 

2.26

Наличие расхода пара на калориферы

Открыта задвижка на линии подачи пара на калориферы от выхлопа ПТН (1.26) или от коллектора СН 13 кгс/см2 (1.27)

 

 

2.27

Питание калориферов от РОУ

на линии от РОУ к калориферам (1.27)

 

 

2.28

Включение пускового впрыска

на линии пускового впрыска (1.28)

 

 

2.29

Подача пара на обдувку поверхностей нагрева

на линии подачи пара на обдувку (1.29)

 

 

2.30

Питание деаэратора 6 кгс/см2 паром IV отбора

на паропроводе IV отбора на деаэратор (1.30)

 

 

2.31

Питание деаэратора 6 кгс/см2 паром от коллектора СН

на паропроводе от коллектора СН на деаэратор (1.31)

 

 

2.32

Отключение:

 

 

 

 

 

группы ПВД

Открыт автоматический байпасный клапан на потоке питательной воды (1.62)

 

 

2.33

ПВД № 8

Закрыта задвижка на паропроводе к:

ПВД № 8 (1.32)

 

 

2.34

ПВД № 7

ПВД № 7 (1.33)

 

 

2.35

ПВД № 6

ПВД № 6 (1.34)

 

 

2.36

Слив конденсата греющего пара:

 

Открыта задвижка:

 

 

 

ПВД № 7 в деаэратор

на линии слива дренажа из ПВД № 7 в деаэратор (1.35)

 

 

2.37

ПВД № 6 в ПНД № 5

на линии слива дренажа из ПВД № 6 в ПНД № 5 (1.36)

 

 

2.38

ПВД № 6 в конденсатор

на линии слива дренажа из ПВД № 6 в конденсатор (1.37)

 

 

2.39

ПНД № 5 в конденсатор

на линии слива дренажа из ПНД № 5 в конденсатор (1.38)

 

 

2.40

Подача конденсата ПСВ № 1 в линию основного конденсата перед ПНД № 3

на линии подачи конденсата ПСВ № 1 в линию основного конденсата перед ПНД № 3 (1.39)

 

 

2.41

Подача конденсата ПСВ № 2 в линию основного конденсата перед ПНД № 4

на линии подачи конденсата ПСВ № 2 в линию основного конденсата перед ПНД № 4 (1.40)

 

 

2.42

Отключение цилиндра низкого давления

Закрыты задвижки на перепускных трубах из ЦСД № 2 в ЦНД (1.44)

 

 

2.43

Наличие охлаждения основной поверхности конденсатора

Открыты задвижки на линиях подачи охлаждающей воды к основной поверхности конденсатора (1.45)

 

 

2.44

Наличие подачи циркуляционной воды к охладителю конденсата ПСВ II ступени

Открыты задвижки на линиях подачи и отвода циркуляционной воды через охладитель конденсата ПСВ II ступени (1.46 и 1.47)

 

 

2.45

Наличие охлаждения теплофикационного пучка конденсатора подпиточной или сетевой водой

Открыта задвижка:

на линии подачи подпиточной или сетевой воды к теплофикационному пучку (1.48)

 

 

2.46

Наличие подачи аварийного добавка ХОВ в конденсатор

на линии аварийной подачи ХОВ в конденсатор (1.49) и регулирующий клапан (1.60)

 

 

2.47

Подача пара на концевые уплотнения турбины из деаэратора

на линии подачи пара на концевые уплотнения турбины из деаэратора (1.50)

 

 

2.48

Подача пара на основные эжекторы из деаэратора

на линии подачи пара на основные эжекторы из деаэратора (1.51)

 

 

2.49

Наличие подачи пара на каждый основной эжектор

на каждой линии подачи пара к каждому основному эжектору (1.52)

 

 

2.50

Наличие подачи пара на пусковой эжектор

на линии подачи пара на пусковой эжектор (1.53)

 

 

 

2.51

Включение каждого вакуумного деаэратора подпиточной воды

на линии подачи питьевой воды к каждому вакуумному деаэратору (1.54)

 

 

2.52

Наличие отбора пара на РОУ 6/1,2 после ПТН

Открыты задвижки на линиях подачи пара на РОУ 6/1,2 после ПТН (1.55) и от РОУ 6/1,2 к коллектору 1,2 кгс/см2 (1.56) и регулирующий клапан (1.59)

 

 

2.53

Наличие подачи сетевой воды к сальниковому подогревателю

Открыта задвижка на линии подачи сетевой воды к сальниковому подогревателю (1.57)

 

 

2.54

Включение пусковой программы расчета ТЭП

Наличие охлаждения основной поверхности конденсатора  и наличие подачи пара на один из эжекторов (K48 = 1 или K50 = 1)

 

 

2.55

Переход от пусковой к основной программе расчета ТЭП

Nген > A по средним значениям за первичный интервал

 

1. Значение А выбирается в конкретных условиях

2. При переходе признака K55 с 0 на 1 производится вычисление ТЭП пуска; со следующего первичного интервала включается основная программа расчета ТЭП

2.56

Переход от основной программы расчета ТЭП к программе останова энергоблока при останове энергоблока с постепенной разгрузкой

K56

Nген < A по средним значениям за первичный интервал

 

При переходе признака K56 с 0 на 1 производится однократный расчет показателей по основной программе расчета ТЭП за первичный интервал, засылка данных в массив накопления за смену, расчет показателей за смену, засылка показателей за смену в массив накопления нарастающим итогом, расчет показателей нарастающим итогом и отключение основной программы расчета ТЭП

2.57

Работа турбоагрегата:

 

 

 

 

 

по тепловому графику нагрузки

Переключатель режима работы турбины находится в позиции «Режим и работа на противодавлении» (1.63)

 

 

2.58

в режиме двухступенчатого подогрева сетевой воды

Открыты задвижки на линии сетевой воды до ПСВ № 2 и после него (1.41 и 1.42) и задвижка на одном или большем числе паропроводов к ПСВ № 2 (1.43)

 

 

2.59

в режиме одноступенчатого подогрева сетевой воды

Закрыты задвижки на паропроводах к ПСВ № 2 (1.43) и включен один конденсатный насос ПСВ или более

 

 

2.60

в конденсационном режиме с отключенным регулятором давления

Блок управления регулятора теплофикационных отборов находится в позиции, соответствующей конденсационному режиму («Ручное управление») (1.66)

 

 

2.61

Останов энергоблока автоматом безопасности

K61

Сработал автомат безопасности (1.64)

 

 

2.62

Работа энергоблока на скользящем давлении

Задатчик режима регулятора мощности энергоблока находится в положении «Скользящее давление» (1.65)

 

 

2.63

Регулирующая диафрагма ЦНД на верхнем упоре

K63

(1.67) = 1

 

 

2.64

Работа турбоагрегата в режиме трехступенчатого подогрева сетевой воды

Открыты задвижки на линии сетевой воды до и после ПСВ № 2 (1.41 и 1.42), на одном или большем числе паропроводов к ПСВ № 2 (1.43) и на линии подачи подпиточной воды к теплофикационному пучку (1.48) и закрыты задвижки на каждой линии подачи охлаждающей воды к основной поверхности конденсатора

 

 

2.65

Включение ПСВ-1

Открыты задвижки на линии сетевой воды до и после ПСВ № 1 (1.67, 1.68) и включены один или более конденсатных насосов ПСВ № 1

 

 

2.66

...

 

 

 

 

2.67

...

 

 

 

 

2.68

...

 

 

 

 

2.69

...

 

 

 

 

 

Общестанционное оборудование

 

 

 

 

2.70

Включение резервного возбудителя

K70

Положение выключателя «Выключено» (1.70)

 

 

2.71

каждого циркуляционного насоса (каждой ступени скорости)

K71j

Положение выключателя «Включено» (1.71)

 

 

2.72

каждого трансформатора СН мазутного хозяйства

K72j

Положение выключателя «Включено» (1.72)

 

 

2.73

каждого трансформатора СН водоподготовительной установки

K73j

Положение выключателя «Включено» (1.73)

 

 

2.74

каждого трансформатора котельной низкого давления

K74j

Положение выключателя «Включено» (1.74)

 

 

2.75

каждого трансформатора водогрейной котельной

K75j

Положение выключателя «Включено» (1.75)

 

 

2.76

каждого насоса рециркуляции для ...

K76j

Положение выключателя «Включено» (1.76)

 

 

2.77

каждого насоса перекачки сетевой воды из обратного трубопровода в подающий

K77j

Положение выключателя «Включено» (1.77)

 

 

2.78

каждого подпиточного насоса (летнего)

K78j

Положение выключателя «Включено» (1.78)

 

 

2.79

каждого подпиточного насоса (зимнего)

K79j

Положение выключателя «Включено» (1.79)

 

 

2.80

каждого насоса сырой воды питания котлов

K80j

Положение выключателя «Включено» (1.80)

 

 

2.81

каждого насоса баков запаса конденсата

K81j

Положение выключателя «Включено» (1.81)

 

 

2.82

каждого трансформатора насосной станции подпитки

K82j

Положение выключателя «Включено» (1.82)

 

 

2.83

каждого трансформатора СН топливоподачи

K83j

Положение выключателя «Включено» (1.83)

 

 

2.84

каждого насоса смывной воды

K84j

Положение выключателя «Включено» (1.84)

 

 

2.85

каждого багерного насоса

K85j

Положение выключателя «Включено» (1.85)

 

 

2.86

Наличие расхода газа на каждый ПВК

Открыта задвижка на газопроводе к каждому ПВК (1.86)

 

 

2.87

Наличие расхода мазута на каждый ПВК

Открыта задвижка на мазутопроводе к каждому ПВК (1.87)

 

 

2.88

Наличие расхода сетевой воды через каждый ПВК

K88j

Открыты задвижки на линиях подачи (1.88) и выхода (1.89) сетевой воды после каждого ПВК

 

 

2.89

Включение каждого ПВК

K86j = 1 или K87j = 1

 

 

2.90

Наличие расхода газа на котельную низкого давления

Открыта задвижка на газопроводе к котельной низкого давления (1.90)

 

 

2.91

Наличие расхода мазута на котельную низкого давления

Открыта задвижка на мазутопроводе к котельной низкого давления (1.91)

 

 

2.92

Наличие расхода сетевой воды на СН ТЭЦ

Открыты задвижки на линиях подающей (1.92) и обратной (1.93) сетевой воды на СН ТЭЦ

 

 

2.93

Включение парового подогревателя сырой воды питания котлов

Открыта задвижка на линии подачи пара на подогреватель сырой воды питания котлов (1.94)

 

 

2.94

Наличие отпуска тепла по каждой тепломагистрали от ТЭЦ к потребителям

Открыты задвижки на подающей (1.95) и обратной (1.96) линиях каждой тепломагистрали от ТЭЦ к потребителям

 

 

2.95

Включение котельной низкого давления

K95

Открыта задвижка на линии подачи пара от КНД к потребителям (1.97)

 

 

* Признаки накапливаются и усредняются по формуле (3.4); для накапливаемых признаков при среднем значении Kj < 0,5 за 15 мин принимается Kj = 0, при Kj > 0,5 Kj = 1.

3. ФОРМУЛЫ НАКОПЛЕНИЯ И УСРЕДНЕНИЯ ИСХОДНОЙ ИНФОРМАЦИИ

Таблица 3

Номер формулы

Наименование величины

Обозначение

Формула вычисления

Обозначение величин, входящих в формулу

3.1

Среднее значение параметра за первичный интервал

X0

i - номер цикла опроса датчиков в первичном интервале

3.2

Среднее значение параметра за первичный интервал с признаком участия в накоплении

X0

N - количество измерений (циклов опроса) в первичном интервале

3.3

Среднее значение параметра за время накопления его показаний при Kпi = 1 в первичном интервале

X0

Xi - мгновенное значение параметра

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

3.4

Среднее значение признака участия параметров в накоплении за первичный интервал

X0

δX - поправка к измеренному значению параметра (на высоту столба жидкости, градуировку и др.) - см. разд. 2.1 части I


4. АВТОМАТИЧЕСКИ ИЗМЕРЯЕМЫЕ ТЕХНОЛОГИЧЕСКИЕ ПАРАМЕТРЫ, АЛГОРИТМ ИХ НАКОПЛЕНИЯ И УСРЕДНЕНИЯ

Таблица 4

Номер параметра

Наименование параметра

Обозначение

Размерность

Пределы отклонения параметра (уставки)

Погрешность измерительного преобразователя

Адрес ввода параметра в ИВК

Номер формулы усреднения

Признак участия в накоплении

Вид контроля достоверности

Примечание

 

Энергоблок

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Питательная вода за ПВД после байпаса:

 

 

 

 

 

 

 

 

 

4.1

перепад давлений на расходомерном устройстве

кгс/см2

 

0,5/1,0 %

 

3.1

-

В

 

4.2

то же (дублирующий датчик)

кгс/см2

 

0,5/1,0 %

 

3.1

-

В

 

4.3

давление перед расходомерным устройством

Рпв

кгс/см2

 

1,0 %

 

3.1

-

П

 

4.4

температура перед расходомерным устройством

tпв

°С

 

2,0 °С

 

3.1

-

В

 

 

Питательная вода на входе в котел до РПК:

 

 

 

 

 

 

 

 

 

4.5

температура

t'пв

°С

 

2,0 °С

 

3.1

-

В

 

 

Свежий пар за котлом по каждой линии:

 

 

 

 

 

 

 

 

 

4.6

перепад давлений на расходомерном устройстве

ΔРпеj

кгс/см2

 

0,6/1,0 %

 

3.1

-

П

Только для барабанных котлов

4.7

давление перед расходомерным устройством

Рпеj

кгс/см2

 

0,6/1,0 %

 

3.1

-

В

 

4.8

температура перед расходомерным устройством

tпеj

°С

 

2,0/7,0 °С

 

3.1

-

В

 

4.9

температура до пускового впрыска

°С

 

2,0/7,0 °С

 

3.1

-

В

 

 

Пар в тракте холодного промперегрева по каждой линии:

 

 

 

 

 

 

 

 

 

4.10

перепад давлений на расходомерном устройстве

кгс/см2

 

1,0 %

 

3.1

-

В

 

4.11

то же (дублирующий датчик)

кгс/см2

 

1,0 %

 

3.1

-

В

 

4.12

давление перед расходомерным устройством

P'ппj

кгс/см2

 

0,6/1,0 %

 

3.1

-

В

 

4.13

температура перед расходомерным устройством

t'ппj

°С

 

2,0/7,0 °C

 

3.1

-

В

 

 

Пар в тракте горячего промперегрева за котлом по каждой линии:

 

 

 

 

 

 

 

 

 

4.14

давление

P"ппj

кгс/см2

 

0,6/1,0 %

 

3.1

-

В

 

4.15

температура до пускового впрыска

°С

 

2,0/7,0 °С

 

3.1

-

В

 

4.16

то же за впрыском

°С

 

2,0/7,0 °С

 

3.1

-

В

 

 

Питательная вода на впрыски:

 

 

 

 

 

 

 

 

 

4.17

измеренный расход от промежуточной ступени питательных насосов

Gвпр

т/ч

 

1,5 %

 

3.2

K28

П

 

4.18

температура воды перед расходомерным устройством

tвпр

°С

 

2,0 °С

 

3.3

K28

П

 

 

Пар, отбираемый из тракта промперегрева на СН после расходомерного устройства (4.10) по каждой линии:

 

 

 

 

 

 

 

 

 

4.19

измеренный расход

т/ч

 

1,5 %

 

3.1

-

П

 

4.20

давление

кгс/см2

 

1,0 %

 

3.1

-

П

Параметры измеряются только при отборе пара на СН из промежуточной ступени промежуточного пароперегревателя. При отборе пара из холодных или горячих линий промперегрева они заменяются параметрами 4.12; 4.13 или 4.15; 4.16

4.21

температура

°С

 

7,0 °С

 

3.1

-

П

 

 

Пар, отбираемый из тракта холодного промперегрева на РУ СН:

 

 

 

 

 

 

 

 

 

4.22

расход пара после РУ СН на блочный коллектор 13 кгс/см2

ДРУ СН

т/ч

 

1,5 %

 

3.2

K24

П

 

4.23

давление перед расходомерным устройством

РРУ СН

кгс/см2

 

1,0 %

 

3.3

K24

П

 

4.24

температура перед расходомерным устройством

tРУ СН

°С

 

7,0 °С

 

3.3

K24

П

 

 

Мазут, подаваемый на котел по каждому потоку:

 

 

 

 

 

 

 

 

 

4.25

измеренный расход

т/ч

 

0,6/2,5 %

 

3.1

-

В

 

4.26

то же (дублирующий датчик)

т/ч

 

0,6/2,5 %

 

3.1

-

В

 

4.27

   -"-    (по шайбе малого расхода)

т/ч

 

0,6/2,5 %

 

3.1

-

П

 

4.28

давление перед расходомерным устройством

кгс/см2

 

1,0 %

 

3.1

-

П

 

4.29

температура перед расходомерным устройством

°С

 

2,0 °C

 

3.1

-

П

 

 

Мазут на линии рециркуляции от котла по каждому потоку:

 

 

 

 

 

 

 

 

 

4.30

измеренный расход

т/ч

 

0,6/2,5 %

 

3.1

-

П

 

 

Природный газ, подаваемый на котел:

 

 

 

 

 

 

 

 

 

4.31

измеренный расход

тыс.м3

 

0,6/2,5 %

 

3.2

K23

В

 

4.32

то же (дублирующий датчик)

тыс.м3

 

0,6/2,5 %

 

3.2

K23

В

 

4.33

  -"-     (по шайбе малого расхода)

тыс.м3

 

0,6/2,5 %

 

3.1

-

П

 

4.34

давление перед расходомерным устройством

Рг

кгс/см2

 

0,6/1,0 %

 

3.3

K23

П

 

4.35

температура перед расходомерным устройством

tг

°С

 

2,0 °C

 

3.3

K23

П

 

 

Пар перед калориферами:

 

 

 

 

 

 

 

 

 

4.36

давление

Ркф

кгс/см2

 

2,5 %

 

3.3

K26

П

 

4.37

температура

tкф

°С

 

4,0 °C

 

3.3

K26

П

 

 

Конденсат калориферов:

 

 

 

 

 

 

 

 

 

4.38

измеренный расход

т/ч

 

1,5 %

 

3.2

K26

П

 

4.39

температура перед расходомерным устройством

°С

 

4,0 °C

 

3.2

K26

П

 

 

Содержание кислорода по каждому потоку:

 

 

 

 

 

 

 

 

 

4.40

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

%

 

4,0 %

 

3.1

-

В

 

4.41

в уходящих газах за воздухоподогревателем

%

 

4,0 %

 

3.1

-

В

 

 

Содержание водорода по каждому потоку:

 

 

 

 

 

 

 

 

 

4.42

за пароперегревателем

%

 

4,0 %

 

3.1

-

П

 

 

Температура воздуха по каждому потоку:

 

 

 

 

 

 

 

 

 

4.43

перед дутьевым вентилятором до врезки линии рециркуляции

°С

 

2,0 °С

 

3.1

-

В

 

4.44

перед калориферами

°С

 

2,0 °С

 

3.1

-

П

 

4.45

перед воздухоподогревателем (за калориферами)

°С

 

2,0 °С

 

3.1

-

П

 

4.46

за воздухоподогревателем

°С

 

4,5 °С

 

3.1

-

П

 

 

Температура уходящих газов по каждому потоку:

 

 

 

 

 

 

 

 

 

4.47

за воздухоподогревателем

°С

 

2,0 °С

 

3.1

-

В

 

4.48

за дымососом

°С

 

2,0 °С

 

3.1

-

П

 

4.49

перед воздухоподогревателем

°С

 

3,0 °С

 

3.1

-

П

 

 

Пар, подаваемый на мазутные форсунки:

 

 

 

 

 

 

 

 

 

4.50

давление

Рф

кгс/см2

 

1,5 %

 

3.1

-

П

 

4.51

температура

tф

°С

 

4,0 °С

 

3.1

-

П

 

 

Пар, подаваемый на обдувку поверхностей нагрева котла по каждой линии:

 

 

 

 

 

 

 

 

При отборе пара на обдувку из тракта промперегрева параметры 4.53 и 4.54 заменяются соответственно параметрами 4.20 и 4.21

4.52

измеренный расход

т/ч

 

1,5 %

 

3.2

K29

П

 

4.53

давление перед расходомерным устройством

кгс/см2

 

1,0 %

 

3.3

K29

П

 

4.54

температура перед расходомерным устройством

°С

 

4,0 °С

 

3.3

K29

П

 

 

Разрежение газов:

 

 

 

 

 

 

 

 

 

4.55

перед дымососами

кгс/м2

 

1,0 %

 

3.1

-

П

 

4.56

за дымососами

кгс/м2

 

1,0 %

 

3.1

-

П

 

4.57

перед воздухоподогревателями

кгс/м2

 

1,0 %

 

3.1

-

П

 

4.58

за воздухоподогревателями

кгс/м2

 

1,0 %

 

3.1

-

П

 

4.59

в верху топки

кгс/м2

 

1,0 %

 

3.1

-

П

 

4.60

за пароперегревателем

кгс/м2

 

1,0 %

 

3.1

-

П

 

 

Давление воздуха:

 

 

 

 

 

 

 

 

 

4.61

перед вентиляторами

кгс/м2

 

1,0 %

 

3.1

-

П

 

4.62

за вентиляторами

кгс/м2

 

1,0 %

 

3.1

-

П

 

4.63

перед воздухоподогревателями

кгс/м2

 

1,0 %

 

3.1

-

П

 

4.64

за воздухоподогревателями

кгс/м2

 

1,0 %

 

3.1

-

П

 

 

Питательная вода за водяным экономайзером по каждой линии:

 

 

 

 

 

 

 

 

 

4.65

...

 

 

 

 

 

 

 

 

 

4.66

температура перед расходомерным устройством

°С

 

2,5 °C

 

3.1

-

П

 

 

Пар перед выходной (конвективной) ступенью пароперегревателя по каждому потоку:

 

 

 

 

 

 

 

 

 

4.67

температура

°С

 

3,0 °C

 

3.1

-

П

 

 

Уходящие газы в тракте рециркуляции по каждому потоку:

 

 

 

 

 

 

 

 

 

4.68

перепад давления на расходомерном устройстве

кгс/м2

 

1,0 %

 

3.1

-

П

 

 

Непрерывная продувка:

 

 

 

 

 

 

 

 

 

4.69

измеренный расход

Gпр

т/ч

 

2,5 %

 

3.1

-

П

Параметры 4.69, 4.70 и 4.71 для барабанных котлов

4.70

давление перед расходомерным устройством

Рпр

кгс/см2

 

2,5 %

 

3.1

-

П

 

4.71

температура перед расходомерным устройством

tпр

°С

 

3,0 °C

 

3.1

-

П

 

4.72

Удельная электрическая проводимость питательной воды

æпв

мкСм/см

 

2,0/5,0 %

 

3.1

-

П

 

4.73

...

 

 

 

 

 

 

 

 

 

4.74

...

 

 

 

 

 

 

 

 

 

4.75

...

 

 

 

 

 

 

 

 

 

4.76

...

 

 

 

 

 

 

 

 

 

4.77

...

 

 

 

 

 

 

 

 

 

4.78

...

 

 

 

 

 

 

 

 

 

4.79

...

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Свежий пар перед стопорными клапанами ЦВД по каждой линии:

 

 

 

 

 

 

 

 

 

4.80

давление

Рсj

кгс/см2

 

0,6/1,0 %

 

3.1

-

В

 

4.81

температура

tсj

°С

 

2,0/7,0 °С

 

3.1

-

В

 

 

Пар в регулирующей ступени турбины

 

 

 

 

 

 

 

 

 

4.82

давление

Рр.ст

кгс/см2

 

0,6 %

 

3.1

-

П

 

 

Пар за ЦВД по каждой линии:

 

 

 

 

 

 

 

 

 

4.83

давление

кгс/см2

 

0,6 %

 

3.1

-

В

 

4.84

температура

°С

 

1,0/4,0 °С

 

3.1

-

В

 

 

Пар перед отсечными клапанами ЦСД № 1 по каждой линии:

 

 

 

 

 

 

 

 

 

4.85

давление

кгс/см2

 

0,6 %

 

3.1

-

П

 

4.86

температура

°С

 

2,0/7,0 °С

 

3.1

-

П

 

 

Пар перед I ступенью ЦСД № 1:

 

 

 

 

 

 

 

 

 

4.87

давление

кгс/см2

 

0,6 %

 

3.1

-

П

 

 

Пар за ЦСД № 1 по каждой линии:

 

 

 

 

 

 

 

 

 

4.88

давление

кгс/см2

 

0,6 %

 

3.1

-

П

 

4.89

температура

°С

 

2,0/7,0 °С

 

3.1

-

П

 

 

Пар перед ЦСД № 2 по каждой линии:

 

 

 

 

 

 

 

 

 

4.90

давление

кгс/см2

 

0,6 %

 

3.1

-

П

 

4.91

температура

°С

 

2,0/7,0 °С

 

3.1

-

П

 

 

Пар, подаваемый на ПТН:

 

 

 

 

 

 

 

 

 

4.92

измеренный расход

ДПТН

т/ч

 

1,0 %

 

3.2

K25

П

 

4.93

давление перед расходомерным устройством

Р'ПТН

кгс/см2

 

1,0 %

 

3.3

K25

П

 

4.94

температура перед расходомерным устройством

t'ПТН

°С

 

2,0/7,0 °С

 

3.3

K25

П

 

 

Пар на выхлопе ПТН:

 

 

 

 

 

 

 

 

 

4.95

давление

Р"ПТН

кгс/см2

 

1,0 %

 

3.3

K25

П

 

4.96

температура

t"ПТН

°С

 

2,0/7,0 °С

 

3.3

K25

П

 

 

Пар на ПСВ № 2 по каждой линии:

 

 

 

 

 

 

 

 

 

4.97

давление в камере отбора

P3j

кгс/см2

 

0,6 %

 

3.3

K58

В

Датчики устанавливаются на каждой из трех линий (4.97, 4.98, 4.99)

4.98

давление на входе в подогреватель

Pпс2j

кгс/см2

 

0,6 %

 

3.3

K58

В

 

4.99

температура в камере отбора

t3j

°С

 

2,0/7,0 °С

 

3.3

K58

В

 

 

Конденсат после ПСВ № 2:

 

 

 

 

 

 

 

 

 

4.100

расход в линию на обессоливание

т/ч

 

1,0 %

 

3.2

K58

П

 

4.101

расход в линию основного конденсата перед ПНД № 4

т/ч

 

1,0 %

 

3.2

K41

П

 

4.102

температура после конденсатосборника

°С

 

2,0 °С

 

3.3

K58

П

 

4.103

удельная электрическая проводимость конденсата

æпс2

мкСм/см

 

2,0/5,0 %

 

3.3

K58

П

 

 

Пар на ПСВ № 1 по каждой линии:

 

 

 

 

 

 

 

 

 

4.104

давление в камере отбора

Р2j

кгс/см2

 

0,6 %

 

3.3

K65

В

 

4.105

температура в камере отбора

t2j

°С

 

2,0/7,0 °С

 

3.3

K65

В

 

 

Конденсат после ПСВ № 1:

 

 

 

 

 

 

 

 

 

4.106

расход в линию на обессоливание

т/ч

 

1,0 %

 

3.2

K65

П

 

4.107

расход в линию основного конденсата перед ПНД № 3

т/ч

 

1,0 %

 

3.2

K40

П

 

4.108

температура после конденсатосборника

°С

 

2,0 °С

 

3.3

K65

П

 

4.109

удельная электрическая проводимость конденсата

æпс1

мкСм/см

 

2,0/5,0 %

 

3.3

K65

П

 

4.110

расход из солевых отсеков в расширитель конденсатора

т/ч

 

1,0 %

 

3.2

K65

П

 

4.111

...

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Сетевая вода через ПСВ:

 

 

 

 

 

 

 

 

 

4.112

перепад давлений на расходомерном устройстве

кгс/см2

 

0,5/1,0 %

 

3.2

K65

В

 

4.113

то же (дублирующий датчик)

кгс/см2

 

0,5/1,0 %

 

3.2

K65

В

 

 

Температура:

 

 

 

 

 

 

 

 

 

4.114

на входе в ПСВ № 1

°С

 

0,5/2,0 °С

 

3.3

K65

В

Устанавливаются по 3 датчика в одном сечении трубопровода (4.114-4.118)

4.115

на выходе из ПСВ № 1

°С

 

0,5/2,0 °С

 

3.3

K65

В

 

4.116

на выходе из ПСВ № 2

°С

 

0,5/2,0 °С

 

3.3

K58

В

 

4.117

за обводом ПСВ № 2

°С

 

0,5/2,0 °С

 

3.3

K58

В

 

4.118

за обводом ПСВ

°С

 

0,5/2,0 °С

 

3.3

K65

В

 

 

Вода на выходе из вакуумных деаэраторов:

 

 

 

 

 

 

 

 

 

4.119

температура

°С

 

2,0 °С

 

3.3

K51

П

 

 

Пар в конденсаторе (в каждой секции):

 

 

 

 

 

 

 

 

 

4.120

абсолютное давление

кгс/см2

 

0,6 %

 

3.1

-

В

 

4.121

температура пара на выхлопе ЦНД

°С

 

0,5 °С

 

3.1

-

П

 

 

Охлаждающая вода конденсатора:

 

 

 

 

 

 

 

 

 

4.122

температура на входе

°С

 

1,0 °С

 

3.1

-

П

 

4.123

температура на выходе по каждому потоку

°С

 

0,5 °С

 

3.1

-

В

Устанавливаются по 3 датчика в одном сечении трубопровода

4.124

перепад давлений на расходомерном устройстве по каждому потоку

кгс/см2

 

2,5 %

 

3.1

-

П

 

4.125

перепад давлений на конденсаторе по каждому потоку

кгс/см2

 

1,0 %

 

3.1

-

П

 

 

Подпиточная (или сетевая) вода на встроенный пучок конденсатора:

 

 

 

 

 

 

 

 

 

4.126

расход

т/ч

 

2,5 %

 

3.1

-

П

 

4.127

температура на входе

°С

 

0,5 °С

 

3.1

-

П

 

4.128

температура на выходе

°С

 

0,5 °С

 

3.1

-

П

 

 

Подпиточная вода в магистрали сетевой воды блока:

 

 

 

 

 

 

 

 

 

4.129

расход

т/ч

 

2,5 %

 

3.1

-

П

 

4.130

температура

°С

 

0,5 °С

 

3.1

-

П

 

 

Конденсат БОУ:

 

 

 

 

 

 

 

 

 

4.131

расход на входе

т/ч

 

2,5 %

 

3.1

-

П

 

4.132

температура на входе

°С

 

2,0 °С

 

3.1

-

П

 

4.133

температура на выходе

°С

 

2,0 °С

 

3.1

-

П

 

4.134

удельная электрическая проводимость на выходе

æ"БОУ

мкСм/см

 

2,0/5,0 %

 

3.1

-

П

 

 

Химически обессоленная вода в конденсатор:

 

 

 

 

 

 

 

 

 

4.135

расход по линии нормального добавка ХОВ

т/ч

 

2,0 %

 

3.1

-

П

 

4.136

расход по линии аварийного добавка ХОВ

т/ч

 

2,0 %

 

3.2

K46

П

 

4.137

температура

°С

 

2,0 °С

 

3.1

-

П

 

 

Конденсат калориферов через охладитель:

 

 

 

 

 

3.1

 

 

 

4.138

температура на входе

°С

 

2,0 °С

 

3.1

-

П

 

4.139

температура на выходе

°С

 

2,0 °С

 

3.1

-

П

 

 

Пар на деаэратор 7 кгс/см2:

 

 

 

 

 

 

 

 

 

4.140

расход

Дд

т/ч

 

2,5 %

 

3.1

-

П

 

4.141

давление перед расходомерным устройством

Рд

кгс/см2

 

2,5 %

 

3.1

-

П

 

4.142

температура перед расходомерным устройством

tд

°С

 

2,0 °С

 

3.1

-

П

 

 

Пар в деаэраторе 7 кгс/см2:

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

4.143

давление

Рд

кгс/см2

 

2,5 %

 

3.1

-

П

 

4.144

...

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Пар в отсасывающей линии из I камеры переднего концевого уплотнения ЦВД в линию холодного промперегрева:

 

 

 

 

 

 

 

 

 

4.145

перепад давлений на расходомерном устройстве

кгс/см2

 

2,5 %

 

3.1

-

П

 

4.146

давление перед расходомерным устройством

кгс/см2

 

2,5 %

 

3.1

-

П

 

4.147

температура перед расходомерным устройством

°С

 

7 °С

 

3.1

-

П

 

 

Пар в отсасывающей линии из I камеры заднего концевого уплотнения ЦВД в паропровод к ПНД № 5:

 

 

 

 

 

 

 

 

 

4.148

перепад давлений на расходомерном устройстве

кгс/см2

 

2,5 %

 

3.1

-

П

 

4.149

давление перед расходомерным устройством

кгс/см2

 

2,5 %

 

3.1

-

П

 

 

Пар в отсасывающей линии из II камеры переднего уплотнения ЦВД:

 

 

 

 

 

 

 

 

 

4.150

перепад давлений на расходомерном устройстве

кгс/см2

 

2,5 %

 

3.1

-

П

 

4.151

давление перед расходомерным устройством

кгс/см2

 

2,5 %

 

3.1

-

П

 

 

Пар в отсасывающей линии из I камеры переднего концевого уплотнения ЦСД № 1:

 

 

 

 

 

 

 

 

 

4.152

перепад давлений на расходомерном устройстве

кгс/см2

 

2,5 %

 

3.1

-

П

 

4.153

давление перед расходомерным устройством

кгс/см2

 

2,5 %

 

3.1

-

П

 

 

Пар из деаэратора или коллектора СН на концевые уплотнения всех цилиндров:

 

 

 

 

 

 

 

 

 

4.154

перепад давлений на расходомерном устройстве

кгс/см2

 

2,5 %

 

3.1

-

П

 

4.155

давление перед расходомерным устройством

кгс/см2

 

2,5 %

 

3.1

-

П

 

4.156

температура

°С

 

4,5 °C

 

3.1

-

П

 

 

Пар отбора на ПВД № 8:

 

 

 

 

 

 

 

 

 

4.157

перепад давлений на расходомерном устройстве

кгс/см2

 

1,5 %

 

3.1

-

П

 

4.158

давление

кгс/см2

 

1,0 %

 

3.1

-

П

 

4.159

температура

°C

 

4,5 °С

 

3.1

-

П

 

 

Пар отбора на ПВД № 7:

 

 

 

 

 

 

 

 

 

4.160

перепад давлений на расходомерном устройстве

кгс/см2

 

1,5 %

 

3.1

-

П

 

4.161

давление

кгс/см2

 

1,0 %

 

3.1

-

П

 

 

Пар отбора на ПВД № 6:

 

 

 

 

 

 

 

 

 

4.162

давление

Р6

кгс/см2

 

1,0 %

 

3.1

-

П

 

4.163

температура

t6

°С

 

4,0 °С

 

3.1

-

П

 

 

Пар отбора на деаэратор:

 

 

 

 

 

 

 

 

 

4.164

давление

Рд7

кгс/см2

 

1,0 %

 

3.1

-

П

 

4.165

температура

tд7

°С

 

4,0 °C

 

3.1

-

П

 

 

Пар отбора на ПНД № 5:

 

 

 

 

 

 

 

 

 

4.166

давление

Р5

кгс/см2

 

1,0 %

 

3.1

-

П

 

4.167

температура

t5

°С

 

4,0 °С

 

3.1

-

П

 

 

Пар отбора на ПНД № 4:

 

 

 

 

 

 

 

 

 

4.168

давление

Р4

кгс/см2

 

1,0 %

 

3.1

-

П

 

4.169

температура

t4

°С

 

4,0 °C

 

3.1

-

П

 

 

Пар отбора на ПНД № 1:

 

 

 

 

 

 

 

 

 

4.170

давление

Р1

кгс/см2

 

1,0 %

 

3.1

-

П

 

 

Температура питательной воды на выходе из подогревателей:

 

 

 

 

 

 

 

 

 

4.171

ПВД № 8

t"8

°C

 

2,0 °C

 

3.1

-

П

 

4.172

ПВД № 8 (после байпаса)

t"п8

°C

 

2,0 °C

 

3.1

-

П

 

4.173

ПВД № 7

t"7

°C

 

2,0 °C

 

3.1

-

П

 

4.174

ПВД № 6

t"6

°C

 

2,0 °C

 

3.1

-

П

 

 

Температура конденсата греющего пара:

 

 

 

 

 

 

 

 

 

4.175

ПВД № 8

tдр8

°C

 

2,0 °C

 

3.1

-

П

 

4.176

ПВД № 7

tдр7

°C

 

2,0 °С

 

3.1

-

П

 

4.177

ПВД № 6

tдр6

°C

 

2,0 °С

 

3.1

-

П

 

 

Температура основного конденсата турбины на выходе из подогревателей:

 

 

 

 

 

 

 

 

 

4.178

ПНД № 5

t"5

°C

 

2,0 °C

 

3.1

-

П

 

4.179

ПНД № 4

t"4

°С

 

2,0 °С

 

3.1

-

П

 

4.180

ПНД № 3

t"3

°С

 

2,0 °C

 

3.1

-

П

 

4.181

ПНД № 2

t"2

°С

 

2,0 °C

 

3.1

-

П

 

4.182

ПНД № 1

t"1

°С

 

2,0 °C

 

3.1

-

П

 

 

Температура основного конденсата турбины на входе в подогреватели:

 

 

 

 

 

 

 

 

 

4.183

ПНД № 5

t'5

°С

 

2,0 °C

 

3.1

-

П

 

4.184

ПНД № 4

t'4

°С

 

2,0 °C

 

3.1

-

П

 

4.185

ПНД № 3

t'3

°С

 

2,0 °C

 

3.1

-

П

 

4.186

ПНД № 1

t'1

°C

 

2,0 °C

 

3.1

-

П

 

 

Температура основного конденсата турбины:

 

 

 

 

 

 

 

 

 

4.187

перед конденсатными насосами I ступени

t'к1

°C

 

2,0 °C

 

3.1

-

П

 

4.188

за конденсатными насосами II ступени

t"к2

°C

 

2,0 °C

 

3.1

-

П

 

4.189

на выходе из сальникового подогревателя (до линии рециркуляции)

t"сп

°C

 

2,0 °C

 

3.1

-

П

 

 

Конденсат на уплотнения питательных насосов:

 

 

 

 

 

 

 

 

 

4.190

расход

т/ч

 

2,5 %

 

3.1

-

П

 

 

Конденсат из уплотнений питательных насосов в конденсатор:

 

 

 

 

 

 

 

 

 

4.191

расход

т/ч

 

2,5 %

 

3.1

-

П

 

4.192

температура

°С

 

4,0 °С

 

3.1

-

П

 

 

Питательная вода через питательные насосы:

 

 

 

 

 

 

 

 

 

4.193

давление на стороне всасывания (за бустерными)

кгс/см2

 

0,6 %

 

3.1

-

П

 

4.194

температура на стороне всасывания (за бустерными)

°С

 

2,0 °С

 

3.1

-

П

 

4.195

давление на стороне нагнетания

кгс/см2

 

0,6 %

 

3.1

-

П

 

4.196

температура на стороне нагнетания

°С

 

2,0 °С

 

3.1

-

П

 

 

Пар после охлаждающего устройства ЦНД:

 

 

 

 

 

 

 

 

 

4.197

давление

кгс/см2

 

2,0 %

 

3.1

-

П

 

4.198

температура

°С

 

2,0 °С

 

3.1

-

П

 

 

Вода промежуточного контура системы газоохлаждения генератора:

 

 

 

 

 

 

 

 

 

4.199

расход

Gог

т/ч

 

2,5 %

 

3.1

-

П

 

4.200

температура на входе в охладитель

t'ог

°С

 

2,0 °С

 

3.1

-

П

 

4.201

температура на выходе из охладителя

t"ог

°С

 

2,0 °С

 

3.1

-

П

 

 

Конденсат мазутных подогревателей, возвращаемый в тепловую схему данного блока:

 

 

 

 

 

 

 

 

 

4.202

расход

т/ч

 

2,5 %

 

3.1

-

П

 

4.203

температура

°C

 

4,0 °С

 

3.1

-

П

 

 

Конденсат размораживающего устройства, возвращаемый в тепловую схему данного блока:

 

 

 

 

 

 

 

 

 

4.204

расход

т/ч

 

2,5 %

 

3.1

-

П

 

4.205

температура

°С

 

4,0 °C

 

3.1

-

П

 

4.206

...

 

 

 

 

 

 

 

 

 

4.207

...

 

 

 

 

 

 

 

 

 

4.208

...

 

 

 

 

 

 

 

 

 

4.209

...

 

 

 

 

 

 

 

 

 

4.210

...

 

 

 

 

 

 

 

 

 

4.211

Активная мощность генератора

кВт

 

0,2/0,5 %

 

3.1/3.2

K1

В

Формула 3.2 и признак K1 используются в пусковой программе

4.212

То же (дублирующее измерение)

кВт

 

0,2/0,5 %

 

3.1/3.2

K1

В

 

4.213

Реактивная мощность генератора

кВар

 

0,2/0,5 %

 

3.1

-

П

 

4.214

Мощность, потребляемая резервным возбуждением генератора

кВт

 

1,0 %

 

3.2

K2

П

 

4.215

Мощность рабочего трансформатора СН

кВт

 

0,5 %

 

3.2

K3

П

 

4.216

Мощность резервного ввода питания на каждую секцию 6 кВ СН энергоблока

кВт

 

0,5 %

 

3.2

K4j

П

 

 

Мощность электродвигателя:

 

 

 

 

 

 

 

 

 

4.217

каждого дымососа

кВт

 

1,0 %

 

3.2

K5j

П

 

4.218

каждого дымососа рециркуляции

кВт

 

1,0 %

 

3.2

K6j

П

 

4.219

каждой скорости каждого дутьевого вентилятора

кВт

 

1,0 %

 

3.2

K7j

П

 

4.220

ПЭН

кВт

 

1,0 %

 

3.2

K8

П

 

4.221

каждого бустерного насоса

кВт

 

1,0 %

 

3.2

K9j

П

 

4.222

каждого конденсатного насоса I ступени

кВт

 

1,0 %

 

3.2

K10j

П

 

4.223

каждого конденсатного насоса II ступени

кВт

 

1,0 %

 

3.2

K11j

П

 

4.224

каждого сетевого насоса I ступени

кВт

 

1,0 %

 

3.2

K15j

П

 

4.225

каждого сетевого насоса II ступени

кВт

 

1,0 %

 

3.2

K16j

П

 

4.226

каждого конденсатного насоса ПСВ № 1

кВт

 

1,0 %

 

3.2

K17j

П

 

4.227

каждого конденсатного насоса ПСВ № 2

кВт

 

1,0 %

 

3.2

K18j

П

 

4.228

конденсатного насоса солевых отсеков ПСВ

кВт

 

1,0 %

 

3.2

K19

П

 

4.229

каждого вентилятора горячего дутья

кВт

 

1,0 %

 

3.2

K20j

П

 

4.230

каждой мельницы

кВт

 

1,0 %

 

3.2

K21j

П

 

4.231

каждого мельничного вентилятора

кВт

 

1,0 %

 

3.2

K22j

П

 

4.232

...

 

 

 

 

 

 

 

 

 

4.233

...

 

 

 

 

 

 

 

 

 

4.234

...

 

 

 

 

 

 

 

 

 

4.235

...

 

 

 

 

 

 

 

 

 

4.236

...

 

 

 

 

 

 

 

 

 

4.237

...

 

 

 

 

 

 

 

 

 

4.238

...

 

 

 

 

 

 

 

 

 

4.239

...

 

 

 

 

 

 

 

 

 

4.240

...

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Общестанционное оборудование

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Сетевая вода через каждый ПВК:

 

 

 

 

 

 

 

 

 

4.241

расход

т/ч

 

1,0 %

 

3.2

K88j

П

 

4.242

температура на входе в котел

°С

 

0,5/2,0 °С

 

3.3

K88j

П

 

4.243

то же на выходе из котла

°С

 

0,5/2,0 °C

 

3.3

K88j

П

 

 

Мазут, подаваемый в каждый ПВК:

 

 

 

 

 

 

 

 

 

4.244

измеренный расход

т/ч

 

0,6/2,5 %

 

3.2

K87j

П

 

4.245

температура мазута перед расходомерным устройством

°С

 

2,0 °C

 

3.3

K87j

П

 

 

Мазут на линии рециркуляции (слива) от каждого ПВК:

 

 

 

 

 

 

 

 

 

4.246

измеренный расход

т/ч

 

0,6/2,5 %

 

3.2

K87j

П

 

 

Природный газ, подаваемый на каждый ПВК:

 

 

 

 

 

 

 

 

 

4.247

измеренный расход

тыс.м3

 

0,6/2,5 %

 

3.2

K86j

П

 

4.248

давление

кгс/см2

 

0,6/1,0 %

 

3.3

K86j

П

 

 

Уходящие газы за каждым ПВК:

 

 

 

 

 

 

 

 

 

4.249

температура

°С

 

2,0 °С

 

3.1

-

П

 

4.250

содержание О2

%

 

4,0 %

 

3.1

-

П

 

 

Сетевая вода в подающей линии каждой тепломагистрали:

 

 

 

 

 

 

 

 

 

4.251

перепад давлений на расходомерном устройстве

кгс/см2

 

0,5/1,0 %

 

3.2

K94j

В

 

4.252

то же (дублирующий датчик)

кгс/см2

 

0,5/1,0 %

 

3.2

K94j

В

 

4.253

температура перед расходомерным устройством

°С

 

0,5/2,0 °С

 

3.1

-

П

 

 

Сетевая вода в обратной линии каждой тепломагистрали:

 

 

 

 

 

 

 

 

 

4.254

перепад давлений на расходомерном устройстве

кгс/см2

 

0,5/1,0 %

 

3.2

K94j

В

 

4.255

то же (дублирующий датчик)

кгс/см2

 

0,5/1,0 %

 

3.2

K94j

В

 

4.256

температура перед расходомерным устройством

°С

 

0,5/2,0 °С

 

3.1

-

П

 

 

Сетевая вода в подающей линии СН ТЭЦ:

 

 

 

 

 

 

 

 

 

4.257

перепад давлений на расходомерном устройстве

кгс/см2

 

1,0 %

 

3.2

K92

П

 

4.258

температура перед расходомерным устройством

°С

 

0,5/2,0 °С

 

3.1

-

П

 

 

Сетевая вода в обратной линии СН ТЭЦ:

 

 

 

 

 

 

 

 

 

4.259

перепад давлений на расходомерном устройстве

кгс/см2

 

1,0/2,5 %

 

3.2

K92

П

 

4.260

температура перед расходомерным устройством

°С

 

0,5/2,0 °С

 

3.1

-

П

 

 

Подпиточная вода в каждом баке аккумуляторе (БА):

 

 

 

 

 

 

 

 

 

4.261

уровень

м

 

0,5/2,0 °С

 

3.1

-

П

 

4.262

температура на выходе из БА

°С

 

0,5/2,0 °C

 

3.1

-

П

 

 

Исходная вода для подпитки теплосети на вводе ТЭЦ:

 

 

 

 

 

 

 

 

 

4.263

расход

т/ч

 

1,0 %

 

3.1

-

П

 

4.264

температура

°С

 

0,5/2,0 °C

 

3.1

-

П

 

 

Мазут после мазутонасосной по каждой линии:

 

 

 

 

 

 

 

 

 

4.265

расход в подающей линии

т/ч

 

0,6/2,5 %

 

3.1

-

В

 

4.266

то же (дублирующий датчик)

т/ч

 

0,6/2,5 %

 

3.1

-

В

 

4.267

температура после мазутонасосной

tмм

°С

 

0,6/2,5 %

 

3.1

-

П

 

4.268

расход в линии рециркуляции

т/ч

 

0,6/2,0 °C

 

3.1

-

В

 

4.269

то де (дублирующий датчик)

т/ч

 

0,6/2,5 %

 

3.1

-

В

 

 

Пар, подаваемый на мазутное хозяйство по каждой линии:

 

 

 

 

 

 

 

 

 

4.270

расход

т/ч

 

1,5 %

 

3.1

-

П

 

4.271

давление

кгс/см2

 

1,0 %

 

3.1

-

П

 

4.272

температура

°C

 

2,0 °C

 

3.1

-

П

 

 

Конденсат мазутохозяйства, возвращаемый в тепловую схему:

 

 

 

 

 

 

 

 

 

4.273

расход

т/ч

 

2,5 %

 

3.1

-

П

 

4.274

температура

° С

 

2,0 °C

 

3.1

-

П

 

 

Природный газ на вводе ТЭЦ:

 

 

 

 

 

 

 

 

 

4.275

расход

тыс.м3

 

0,6/2,5 %

 

3.1

-

В

 

4.276

дублирующий датчик

тыс.м3

 

0,6/2,5 %

 

3.1

-

В

 

4.277

давление перед расходомерным устройством

кгс/см2

 

0,6/1,0 %

 

3.1

-

П

 

4.278

температура перед расходомерным устройством

°С

 

2,0 °С

 

3.1

-

П

 

4.279

теплотворная способность газа

ккал/кг

 

0,6 %

 

3.1

-

П

При отсутствии автоматической калориметрической установки вводится вручную как сменная константа

 

Сырая (исходная) вода питания котлов, поступающая на ВПУ:

 

 

 

 

 

 

 

 

 

4.280

расход перед подогревателями

т/ч

 

1,5 %

 

3.1

-

П

 

4.281

температура перед водоводяным подогревателем

°С

 

2,0 °С

 

3.1

-

П

 

4.282

температура после водоводяного подогревателя (за байпасом)

°С

 

2,0 °С

 

3.1

-

П

 

4.283

температура после парового подогревателя (за байпасом)

°С

 

2,0 °С

 

3.1

-

П

 

 

Обессоленная вода после ВПУ:

 

 

 

 

 

 

 

 

 

4.284

температура

°С

 

2,0 °С

 

3.1

-

П

 

 

Пар из коллектора 13 кгс/см2 в коллектор 1,2 кгс/см2:

 

 

 

 

 

 

 

 

 

4.285

расход

т/ч

 

1,5 %

 

3.1

-

П

 

4.286

давление

кгс/см2

 

1,0 %

 

3.1

-

П

 

4.287

температура

°С

 

4,5 °С

 

3.1

-

П

 

 

Пар от котельной низкого давления к коллектору СН по каждой линии:

 

 

 

 

 

 

 

 

 

4.288

расход

т/ч

 

2,5 %

 

3.2

K95

П

 

4.289

давление

кгс/см2

 

1,0 %

 

3.3

K95

П

 

4.290

температура

°С

 

2,0 °С

 

3.3

K95

П

 

 

Мазут, подаваемый к котельной низкого давления:

 

 

 

 

 

 

 

 

 

4.291

расход

т/ч

 

0,6/2,5 %

 

3.2

K91

П

 

 

Мазут в линии рециркуляции от котельной низкого давления:

 

 

 

 

 

 

 

 

 

4.292

расход

т/ч

 

0,6/2,5 %

 

3.2

K91

П

 

 

Природный газ, подаваемый к котельной низкого давления:

 

 

 

 

 

 

 

 

 

4.293

расход

тыс.м3

 

0,6/2,5 %

 

3.2

K90

П

 

4.294

давление

кгс/см2

 

0,6/1,0 %

 

3.3

K90

П

 

 

Циркуляционная вода по каждой линии:

 

 

 

 

 

 

 

 

 

4.295

перепад давлений на расходомерном устройстве перед каждой градирней

кгс/см2

 

2,5 %

 

3.1

-

П

 

4.296

температура воды перед каждой градирней

°С

 

1,0 °С

 

3.1

-

П

 

4.297

температура воды после каждой градирни

°С

 

0,5 °С

 

3.1

-

В

В каждом сечении устанавливаются три датчика (4.297)

4.298

Температура наружного воздуха

°С

 

0,5 °С

 

3.1

-

П

 

4.299

Барометрическое давление

Рбар

кгс/см2

 

0,5 %

 

3.1

-

П

 

4.300

Скорость ветра

w

м/с

 

1,0 %

 

3.1

-

П

 

4.301

Относительная влажность воздуха

φ

%

 

3,0 %

 

3.1

-

П

 

4.302

Температура воды в источнике водоснабжения

°С

 

2,0 °С

 

3.1

-

П

 

4.303

Температура мазута, поступающего на ТЭЦ

°С

 

2,0 °C

 

3.1

-

П

 

4.304

Расход пара на размораживающее устройство

т/ч

 

1,5 %

 

3.1

-

П

 

4.305

Давление пара на размораживающее устройство

кгс/см2

 

1,0 %

 

3.1

-

П

 

4.306

Расход конденсата от размораживающего устройства

т/ч

 

2,5 %

 

3.1

-

П

 

4.307

Температура конденсата от размораживающего устройства

°С

 

2,0 °C

 

3.1

-

П

 

 

Мощность электродвигателя:

 

 

 

 

 

 

 

 

 

4.308

каждого насоса рециркуляции для водогрейных котлов

кВт

 

1,0 %

 

3.2

K76j

П

 

4.309

каждого насоса перекачки сетевой воды из обратного трубопровода в подающий

кВт

 

1,0 %

 

3.2

K77j

П

 

4.310

каждого подпиточного насоса летнего

кВт

 

1,0 %

 

3.2

K78j

П

 

4.311

каждого подпиточного насоса зимнего

кВт

 

1,0 %

 

3.2

K79j

П

 

 

Мощность каждого трансформатора СН:

 

 

 

 

 

 

 

 

 

4.312

водогрейной котельной

кВт

 

1,0 %

 

3.2

K75j

П

 

4.313

мазутохозяйства

кВт

 

1,0 %

 

3.2

K72j

П

 

4.314

водоподготовительной установки

кВт

 

1,0 %

 

3.2

K73j

П

 

4.315

топливоподачи

кВт

 

1,0 %

 

3.2

K83

П

 

4.316

котельной низкого давления

кВт

 

1,0 %

 

3.2

K74j

П

 

4.317

насосной станции подпитки

кВт

 

1,0 %

 

3.2

K82j

П

 

 

Мощность электродвигателя:

 

 

 

 

 

 

 

 

 

4.318

каждого циркуляционного насоса

кВт

 

1,0 %

 

3.2

K71j

П

Для двухскоростных двигателей измеряется мощность на каждой скорости (4.318)

4.319

резервного возбудителя

кВт

 

1,0 %

 

3.2

K70

П

 

4.320

каждого насоса сырой воды питания котлов

кВт

 

1,0 %

 

3.2

K80j

П

 

4.321

каждого багерного насоса

кВт

 

1,0 %

 

3.2

K85j

П

 

* В - контроль по взаимосвязи параметров и дублирующим датчикам;

П - контроль по предельным значениям параметра (уставкам).


5. ПОСТОЯННЫЕ ВЕЛИЧИНЫ, ИСПОЛЬЗУЕМЫЕ В РАСЧЕТАХ

Таблица 5

Номер величины

Наименование величины

Обозначение

Размерность

Принятое значение

5.1

Коэффициент расхода сужающего устройства на трубопроводе

α(j)

-

 

5.2

Средний коэффициент линейного теплового расширения материала сужающего устройства на трубопроводе

αt(j)

-

 

5.3

Диаметр сужающего устройства на трубопроводе

d20(j)

мм

 

5.4

Модуль сужающего устройства на трубопроводе

m(j)

-

 

5.5

Удельный объем среды при расчетных параметрах сужающего устройства

Vk(j)

м3/кг

 

5.6 - 5.56

...

 

 

 

5.57

Давление питательной воды, подаваемой на аварийный впрыск

Рав.впр.о

кгс/см2

 

5.58

Давление среды, подогреваемой в котле для потребителей и СН

Рсро

кгс/см2

 

5.59

Потери теплового потока

Гкал/ч

 

5.60

Площадь отверстия сужающего устройства в тракте рециркуляции газов

αрец

мм2

 

5.61

Плотность мазута при расчетных параметрах сужающего устройства на мазутопроводе к котлу

γ0

кг/м3

 

5.62

Удельный объем конденсата калориферов при расчетных параметрах сужающего устройства

Vкфо

м3/кг

 

5.63

КПД калориферов котла

ηкф

%

 

5.64

Расчетное давление для сужающего устройства на газопроводе к котлу

Рго

кгс/см2

 

5.65

Расчетная температура для сужающего устройства на газопроводе к котлу

tго

°С

 

5.66

Коэффициент для определения потерь тепла с уходящими газами, устанавливаемый в зависимости от вида сжигаемого топлива

а1

-

 

5.67

То же

а2

-

 

5.68

"

а3

-

 

5.69

"

d1

-

 

5.70

"

d2

-

 

5.71

"

d3

-

 

5.72

Давление в деаэраторе 7 кгс/см2 при работе при постоянном давлении в нем

кгс/см2

 

5.73

...

 

 

 

5.74

Коэффициент, определяющий долю конденсата после расширителей конденсата СН в общем количестве конденсата, поступающего от мазутного хозяйства в расширители

Kмх

-

 

5.75

То же в общем количестве конденсата, поступающего от размораживающего устройства в расширители

Kрм

-

 

5.76

То же в количестве конденсата, поступающего из калориферов в расширители

Kкф

-

 

5.77

Давление конденсата, возвращаемого от мазутных подогревателей в цикл электростанции

кгс/см2

 

5.78

Потери тепла на охлаждение змеевиков леток, конусов горелок и не включенных в циркуляционную схему котла панелей и балок топки

Qохл

Гкал/ч

 

5.79

Давление конденсата, возвращаемого от размораживающего устройства в цикл электростанции

кгс/см2

 

5.80

Расчетные потери давления в тракте промперегрева

%

 

5.81

Нормативные потери давления в тракте промперегрева

%

 

5.82

Расчетная температура воздуха на входе в воздухоподогреватель

°С

 

5.83

Теплоиспользование пара в калориферах

Δiкф

ккал/кг

 

5.84

Коэффициент, характеризующий изменение давления отработавшего пара при изменении расхода охлаждающей воды

Kw2

кгс/см2 ∙ м3

 

5.85

Расчетная температура охлаждающей воды

°С

 

5.86

Расчетный расход охлаждающей воды

м3

 

5.87

Потери тепла турбиной с излучением

ΔQт

Гкал/ч

 

5.88

Доля пара, поступающего в промежуточный пароперегреватель от расхода свежего пара

Спп

 

 

5.89

Изменение температурного напора в конденсаторе при изменении расхода охлаждающей воды на 100 м3

°С/100 м3

 

5.90

Расчетная температура наружного воздуха

°С

 

5.91

Нормативный расход тепла на отопление турбинного цеха при расчетной температуре наружного воздуха

Гкал/ч

 

5.92

Нормативный расход тепла на отопление котельного цеха при расчетной температуре наружного воздуха

Гкал/ч

 

5.93

Расход электроэнергии на СН турбины при ее работе с трехступенчатым подогревом сетевой воды

%

 

5.94

Нормативные присосы воздуха на тракте котел-воздухоподогреватель

-

 

5.95

Нормативные присосы воздуха на тракте котел-дымосос

-

 

5.96

Нормативные присосы воздуха в воздухоподогревателе

-

 

5.97

Доля потерь тепла теплового потока от номинальной теплопроизводительности котла

а

-

 

5.98

Номинальная теплопроизводительность котла

Гкал/ч

 

5.99

Нормативная теплоемкость мазута

ккал/кг ∙ град

 

5.100

Нормативная температура мазута

°С

 

5.101

Содержание горючих в шлаке

%

 

5.102

Доля золы топлива в уносе

-

 

5.103

Доля шлака топлива

-

 

5.104

Нормативные потери тепла с химической неполнотой сгорания

q3

%

 

5.105

Потери тепла в окружающую среду котлом при номинальной теплопроизводительности

%

 

5.106

Среднее теплосодержание шлака

ккал/кг

 

5.107

Нормативный расход электроэнергии на пылеприготовление

кВт ∙ ч/т

 

5.108

Нормативная температура свежего пара перед стопорными клапанами турбины

°С

 

5.109

Нормативное давление свежего пара перед стопорными клапанами турбины

кгс/см2

 

5.110

Нормативная температура пара перед отсечными клапанами ЦСД

°С

 

5.111

Изменение потерь тепла с уходящими газами при отклонении температуры уходящих газов на 1 °С от нормативной при сжигании мазута

%

 

5.112

То же твердого топлива

%

 

5.113

То же газообразного топлива

%

 

5.114

Изменение потерь тепла с уходящими газами при отклонении коэффициента избытка воздуха на 0,01 от нормативного при сжигании мазута

%

 

5.115

То же твердого топлива

%

 

5.116

То же газообразного топлива

%

 

5.117

Коэффициент, определяющий долю продувочной воды после расширителя непрерывной продувки в общем количестве продувочной воды, поступающей из барабана котла

Kпр

-

 

5.118

Теплосодержание продувочной воды после подогревателя непрерывной продувки

ккал/кг

 

5.119

Теплота сгорания твердого топлива

ккал/кг

 

5.120

Влажность твердого топлива

%

 

5.121

Теоретический объем продуктов сгорания твердого топлива

м3/кг

 

5.122

Теоретически необходимый объем воздуха при сгорании твердого топлива

м3/кг

 

5.123

Теплота сгорания мазута

ккал/кг

 

5.124

Влажность мазута

%

 

5.125

Теоретический объем продуктов сгорания мазута

м3/кг

 

5.126

Теоретически необходимый объем воздуха при сгорании мазута

м3/кг

 

5.127

Теплота сгорания газообразного топлива

ккал/м3

 

5.128

Теоретический объем продуктов сгорания газообразного топлива

м33

 

5.129

Теоретически необходимый объем воздуха при сгорании газообразного топлива

м33

 

 

Коэффициенты влияния на температуру уходящих газов:

 

 

 

5.130

...

 

 

 

5.131

...

 

 

 

5.132

присосов в систему пылеприготовления

K12

-

 

5.133

присосов в топку

K13

-

 

5.134

коэффициента избытка воздуха в топке

K14

-

 

5.135

...

 

 

 

5.136

разрежения в верху топки

K17

-

 

5.137

...

 

 

 

5.138

рециркуляции газов

K19

-

 

5.139

...

 

 

 

5.140

Переводной коэффициент при расчете мощности дымососов

атд

-

 

5.141

Нормативное разрежение в верху топки

кгс/м2

 

5.142

Расход газов через дымососы при номинальной нагрузке котла

тыс.м3

 

5.143

То же воздуха через дутьевые вентиляторы

тыс.м3

 

5.144

Нормативные присосы воздуха при номинальной нагрузке в систему пылеприготовления

-

 

5.145

То же в топку

-

 

5.146

То же в конвективную шахту на тракте экономайзер-воздухподогреватель

-

 

5.147

То же в экономайзер

-

 

5.148

То же в золоуловители

-

 

5.149

...

 

 

 

5.150

...

 

 

 

5.151

...

 

 

 

5.152

Коэффициент использования тепла в РВП

φРВП

-

 

5.153

...

 

 

 

5.154

Снижение тепловоспринимающей способности РВП от коррозии (см. п. 38.11)

δQРВП

%

 

5.155

...

 

 

 

5.156

...

 

 

 

5.157

Присосы в систему пылеприготовления по данным измерений при номинальной нагрузке

-

 

5.158

То же в топку

-

 

5.159

Присосы в конвективную шахту на тракте экономайзер-воздухоподогреватель по данным измерений

-

 

5.160

То же в золоуловители

-

 

5.161

Разрежение газов за воздухоподогревателем при измерении  (п. 5.159)

кгс/м2

 

5.162

Разрежение газов за золоуловителями при измерении  (п. 5.160)

кгс/м2

 

5.163

Расход пара (питательной воды) при измерении ,  (п. 5.159, 5.160)

т/ч

 

5.164

...

 

 

 

5.165

...

 

 

 

5.166

...

 

 

 

5.167

Коэффициент потерь тепла, связанных с водоподготовкой

kХОВ

-

 

5.168

Давление сетевой воды, поступающей на CH

кгс/см2

 

5.169

Доля расхода тепла на отопление производственных помещений энергоблока, относимая к СН котельной установки

kк

-

 

5.170

Давление сетевой воды на входе в ПСВ

кгс/см2

 

5.171

Давление сетевой воды на выходе из ПСВ

кгс/см2

 

5.172

КПД ПСВ

%

 

5.173

КПД охладителя конденсата ПСВ бойлеров

%

 

5.174

Давление подпиточной воды

Pподп

кгс/см2

 

5.175

Коэффициент потерь тепла, связанных с приготовлением химически умягченной воды

kхув

-

 

5.176

Давление конденсата размораживающего устройства

Ркрм

кгс/см2

 

5.177

Давление конденсата мазутных подогревателей

Ркмх

кгс/см2

 

5.178

Доля расхода тепла на отопление производственных помещений, относимая на СH турбоагрегата

kт

-

 

5.179

Коэффициент, учитывающий протечки пара через передние уплотнения турбопривода ПТН

Kпу

-

 

5.180

Доля мощности потребителей электрических СH, не снабженных индивидуальными датчиками, относимая на СН котла

h

-

 

5.181

КПД электромеханического турбоагрегата

ηэм

%

 

5.182

Номинальный коэффициент мощности

cosφном

-

 

5.183

Нормативный расход тепла на СН турбины (прочие)

Гкал/ч

 

5.184

Нормативный удельный расход тепла на подогрев мазута на 1 °С

Гкал/ч

 

5.185

Нормативный расход тепла на СН котельного цеха (прочие)

Гкал/ч

 

5.186

Номинальные потери тепла в окружающую среду

q5

%

 

5.187

Давление основного конденсата, подаваемого на уплотнения питательных насосов

кгс/см2

 

5.188

Давление конденсата, сбрасываемого из уплотнений питательных насосов в деаэратор

кгс/см2

 

5.189

Нормативный удельный расход топлива на отпущенную электроэнергию при 30 %-ной нагрузке энергоблока

г/кВт ∙ ч

 

5.190

Нормативная тонина помола твердого топлива

%

 

5.191

Нормативная энтальпия питательной воды после деаэраторов

ккал/кг

 

5.192

Площадь отверстия сужающего устройства в тракте рециркуляции газов

fрец

мм2

 

5.193

Электромеханический КПД насоса

ηэмн

%

 

5.194

...

 

 

 

5.195

...

 

 

 

5.196

Нагрев сетевой воды в ПСВ, при котором составлена энергетическая характеристика турбины

Δtпс

°С

 

5.197

Минимальное значение расхода сетевой воды

т/ч

 

5.198

Максимальное значение расхода сетевой воды

т/ч

 

5.199

Минимальное значение температуры прямой сетевой воды

°С

 

5.200

Максимальное значение тепловой нагрузки турбины

Гкал/ч

 

5.201

Максимальная тепловая нагрузка ПСВ № 2

Гкал/ч

 

5.202

Максимальное значение температуры сетевой воды после ПСВ

°С

 

5.203

Теплоиспользование пара в конденсаторе

Δiк

ккал/кг

 

5.204

Теплоиспользование пара в ПСВ № 1

Δiпс1

ккал/кг

 

5.205

Теплоиспользование пара в ПСВ № 2

Δiпс2

ккал/кг

 

5.206

Минимальное значение давления пара в нижнем теплофикационном отборе при одноступенчатом подогреве сетевой воды

кгс/см2

 

5.207

Максимальное значение давления пара в нижнем теплофикационном отборе

кгс/см2

 

5.208

Минимальное значение давления пара в верхнем теплофикационном отборе

кгс/см2

 

5.209

Максимальное значение давления пара в верхнем теплофикационном отборе

кгс/см2

 

5.210

Коэффициент, характеризующий нормативную пропускную способность регулирующей диафрагмы

т ∙ см2/ч ∙ кгс

 

5.211

Теплоиспользование пара в ПНД № 1

Δiп1

ккал/кг

 

5.212

Коэффициент пропускной способности проточной части промежуточного отсека при докритическом перепаде давлений

Kпо1

т ∙ см2/ч ∙ кгс

 

5.213

То же при сверхкритическом перепаде давлений

Kпо2

кгс ∙ ч ∙ см2 ∙ т

 

5.214

Коэффициент пропорциональности для расчета расхода пара в ЦНД при полностью открытой регулирующей диафрагме

Kк

т ∙ см2/ч ∙ кгс

 

5.215

Минимальное значение мощности на зажимах генератора

МВт

 

5.216

Максимальное значение мощности на зажимах генератора

МВт

 

5.217

Относительный прирост расхода тепла по конденсационному циклу

Δqкн

Гкал/МВт ∙ ч

 

5.218

Удельный расход пара в конденсатор при номинальной нагрузке

кг/м3

 

5.219

Нормативный температурный напор встроенного пучка

δtвп

°С

 

5.220

Энтальпия свежего пара при Ро и tо

ккал/кг

 

5.221

Доля тепловой нагрузки j-го подогревателя, передаваемая вышестоящим подогревателем следующей ступени подогрева (j + 2)

δj+1

-

 

5.222

Внутренний диаметр трубок конденсатора

dв

мм

 

5.223

Площадь поперечного сечения одной трубки

м2

 

5.224

Число трубок в одном ходе воды

n2

-

 

5.225

Число ходов воды в конденсаторе

Z

-

 

5.226

Поверхность охлаждения конденсатора

Fк

м2

 

5.227

Угловой коэффициент рабочей характеристики главного эжектора

α

-

 

5.228

Коэффициент пересчета изменения давления пара на стороне всасывания эжекторов в давление пара в конденсаторе

β

-

 

5.229

Нормативное значение КПД ЦСД № 1

-

 

5.230

Нормативное значение КПД ЦСД № 2

-

 

5.231

Нормативное значение КПД турбопривода

-

 

5.232

Расчетное значение давления пара в конденсаторе

кгс/см2

 

5.233

Шаговое значение по температуре сетевой воды после ПСГ № 2

Шпс

°С

 

5.234

Нормативное значение КПД ЦВД при полностью открытых регулирующих клапанах

-

 

5.235

Шаговое значение по мощности на зажимах генератора

ШN

МВт

 

5.236

Шаговое значение по расходу сетевой воды

Шсв

м3

 

5.237

Значение небаланса по давлению пара в верхнем теплофикационном отборе

С

кгс/см2

 

5.238

Коэффициент для расчета потерь давления в паропроводе от отбора до ПСВ № 1

-

 

5.239

Коэффициент для расчета потерь давления в паропроводе от отбора до ПСВ № 1

-

 

5.240

Коэффициент для расчета потерь давления в паропроводе от отбора до ПСВ № 2

-

 

5.241

Коэффициент для расчета потерь давления в паропроводе от отбора до ПСВ № 2

-

 

5.242

Минимальное значение давления пара перед ПСВ № 1

кгс/см2

 

5.243

Критическое значение отношения давлений пара промежуточного отсека

εкр

-

 

5.244

Теплоиспользование пара, поступающего из КСН в калориферы

ккал/кг

 

5.245

Давление свежего пара, при котором получено выражение п. 11.57

кгс/см2

 

5.246

Температура свежего пара, при которой получено выражение п. 11.57

°С

 

5.247

Температура пара перед ЦСД № 1, при которой получено выражение п. 11.57

°С

 

5.248

КПД ЦСД № 1, при котором получено выражение п. 11.57

-

 

5.249

Расчетное значение КПД ЦСД № 2

-

 

5.250

Доля теплоперепада на ПНД № 1 в используемом теплоперепаде ЦНД

aПНД N1

-

 

5.251

Коэффициент коррекции используемого теплоперепада на отклонение давления в верхнем теплофикационном отборе на 1 кгс/см2

S

-

 

5.252

Минимальное значение расхода пара в конденсатор, при котором мощность ЦНД равна нулю

т/ч

 

5.253

Среднее значение теплоиспользования пара регенеративных подогревателей

Δiср

ккал/кг

 

5.254

Среднее значение теплоиспользования пара регенеративных подогревателей при отключенной группе ПВД

Δi'ср

ккал/кг

 

5.255

Давление в трубопроводах циркуляционной воды

Рцв

кгс/см2

 

5.256

...

 

 

 

5.257

Минимально возможный подогрев в ПВД

a2

°С

 

5.258

Коэффициент, учитывающий изменение потерь от влажности

Kвл

-

 

5.259

Коэффициент, учитывающий изменение расхода пара в ПНД № 1

х

-

 

5.260

Минимально возможный подогрев в ПНД

а1

°С

 

5.261

Разность давлений в ПВД № 6 и деаэраторе 7 кгс/см2, при которой возможен слив дренажа из ПВД № 6 в деаэратор

в1

кгс/см2

 

5.262

Минимальное давление пара в нижестоящем отборе на деаэратор, при котором возможно питание деаэратора 7 кгс/см2

в2

кгс/см2

 

5.263

Минимальное давление пара, требуемое для питания калориферов котла

кгс/см2

 

5.264

Минимальное давление пара, требуемое для питания концевых уплотнений турбины

кгс/см2

 

5.265

Минимальное давление пара, требуемое для питания главных эжекторов

кгс/см2

 

5.266

Расход пара на турбину, ниже которого целесообразно регулирование мощности блока скользящим начальным давлением пара

Дск

т/ч

 

5.267

...

 

 

 

5.268

Расчетный расход пара на главный эжектор при питании из деаэратора или выхлопа ПТН

Д1эж

т/ч

 

5.269

Расчетный расход пара на главный эжектор при питании из коллектора 13 кгс/см2

т/ч

 

5.270

...

 

 

 

5.271

Энтальпия воды на линии насыщения при давлении 1,2 кгс/см2

iS1,2

ккал/кг

 

5.272

Энтальпия дренажа после охладителя эжектора

iдр.эж

ккал/кг

 

5.273

Энтальпия дренажа после эжектора уплотнений

iдр.эу

ккал/кг

 

5.274

Энтальпия дренажа после сальникового подогревателя

iдр.сп

ккал/кг

 

5.275

Доля отсоса пара на эжектор уплотнений от расхода пара на уплотнения всех цилиндров

dэу

-

 

5.276

Доля отсоса пара на сальниковый подогреватель от расхода пара на уплотнения всех цилиндров

dсп

-

 

5.277

Коэффициент, учитывающий механические потери и утечки пара в концевых уплотнениях турбопривода

ηмех.п

-

 

5.278

...

 

 

 

5.279

Электрическая мощность, потребляемая сливными насосами ПНД № 2

Nсл.н.2

кВт

 

5.280

Электрическая мощность, потребляемая сливными насосами ПНД № 3

Nсл.н.3

кВт

 

5.281

Электрическая мощность, потребляемая сливными насосами ПНД № 4

Nсл.н.4

кВт

 

5.282

Давление воды в напорной магистрали конденсатных насосов II ступени

Р"кн.2

кгс/см2

 

5.283

Давление сетевой воды на стороне напора сетевых насосов I ступени

Р"св1

кгс/см2

 

5.284

То же, II ступени

Р"св2

кгс/см2

 

5.285

Температурный напор в охладителе конденсата ПСВ I ступени

Δtок1

°С

 

5.286

Расход питательной воды, ниже которого целесообразна работа одного бустерного насоса

G1

т/ч

 

5.287

Расход основного конденсата перед конденсатными насосами I ступени, ниже которого целесообразна работа одного конденсатного насоса I ступени

G2

т/ч

 

5.288

Расход основного конденсата перед конденсатными насосами II ступени, ниже которого целесообразна работа одного конденсатного насоса II ступени

G3

т/ч

 

5.289

Расход конденсата ПСГ № 1, ниже которого целесообразна работа одного конденсатного насоса ПСГ № 1

G4

т/ч

 

5.290

Присосы воздуха в конденсатор, ниже которых целесообразна работа одного основного эжектора на паре из деаэратора или выхлопа ПТН

Gпр1

кг/ч

 

5.291

То же на паре из коллектора 13 кгс/см2

кг/ч

 

5.292

Присосы воздуха в конденсатор, выше которых целесообразна работа трех эжекторов на паре из деаэратора или выхлопа ПТН

кг/ч

 

5.293

То же на паре из коллектора 13 кгс/см2

кг/ч

 

5.294

Средняя разность относительных приростов расходов тепла на выработку электроэнергии по конденсационному и теплофикационному циклам

Δq

Гкал/МВт ∙ ч

 

5.295

Число типов циркуляционных насосов

l

 

 

5.296

Точность приближенного расчета параллельной работы циркуляционных насосов по расходу воды

s

м3/ч

 

5.297

Минимальное значение перерасхода условного топлива для фильтрации из-за отклонения от нормы:

 

 

 

 

температуры свежего пара перед стопорными клапанами турбины

т

 

5.298

давления свежего пара перед стопорными клапанами турбины

т

 

5.299

температуры пара в тракте промперегрева перед стопорными клапанами ЦСД

т

 

5.300

сопротивления тракта промперегрева

т

 

5.301

давления на стороне нагнетания питательных насосов

т

 

5.302

расхода питательной воды на впрыск в промежуточный пароперегреватель

т

 

5.303

структуры тепловой схемы

т

 

5.304

коэффициента избытка воздуха в топке

т

 

5.305

температуры воздуха перед воздухоподогревателем

т

 

5.306

разрежения газов в верху топки

т

 

5.307

Предельное содержание соединений в паре

мкг/кг

 

5.308

Доля соединений, отлагающихся в проточной части турбины, от общего количества поступивших химических веществ в паре

dотл

-

 

5.309

Доля соединений, отлагающихся в ЦВД

dЦВД

-

 

5.310

Продолжительность межпромывочного периода проточной части турбины

τп

ч

 

5.311

Давление питательной воды, подаваемой на впрыск в промежуточный пароперегреватель

Рвпр

кгс/см2

 

5.312

Допустимое значение удельной электрической проводимости конденсата подогревателей сетевой воды

мкСм/см

 

5.313

Коэффициент пересчета удельной электрической проводимости питательной воды в ее солесодержание

k

мкг ∙ см/кг ∙ мкСм

 

5.314

Коэффициент пересчета количества отложений в проточной части ЦВД в среднее изменение КПД ЦВД

aв

%/кг

 

5.315

Коэффициент пересчета количества отложений в проточной части ЦСД в среднее изменение КПД ЦСД

aс

%/кг

 

5.316

...

 

 

 

5.317

...

 

 

 

5.318

Продолжительность пуска энергоблока из:

 

 

 

 

холодного состояния

ч

 

5.319

неостывшего состояния

ч

 

5.320

горячего состояния

ч

 

5.321

резерва

ч

 

5.322

Потери условного топлива на пуск энергоблока из:

 

 

 

 

холодного состояния

т

 

5.323

неостывшего состояния

т

 

5.324

горячего состояния

т

 

5.325

резерва

т

 

 

Коэффициент для расчета потерь давления в паропроводе к:

 

 

 

5.326

ПНД № 1

-

 

5.327

ПНД № 2

-

 

5.328

ПНД № 3

-

 

5.329

ПНД № 4

-

 

5.330

ПНД № 5

-

 

5.331

ПНД № 6

-

 

5.332

ПНД № 7

-

 

5.333

ПНД № 8

-

 

5.334

КПД подогревателя

η

-

 

5.335

Поверхность охлаждения встроенного пучка конденсатора (ВПК)

FВПК

м2

 

5.336

Площадь перечного сечения ВПК

fВПК

м2

 

5.337

Нормативная степень чистоты конденсатора

ан

-

 

5.338

Параметр режима поверхности нагрева ПСВ № 1 при нормативном состоянии

-

 

5.339

То же ПСВ № 2

-

 

5.340

Погрешность определения коэффициента теплопередачи

δk

-

 

5.341

Погрешность определения температуры воды

δt

-

 

5.342

Погрешность расчета расхода пара

δД

-

 

5.343

Нормативные присосы воздуха в конденсатор

кг/ч

 

5.344

Коэффициент пересчета изменения потерь в конденсаторе в изменение расхода охлаждающей воды по характеристике насоса (группы насосов)

ky

-

 

5.345

...

 

 

 

5.346

...

 

 

 

5.347

...

 

 

 

5.348

Удельный объем свежего пара перед стопорными клапанами ЦВД при номинальных начальных параметрах

м3/кг

 

5.349

Минимальное значение расхода пара из верхнего отопительного отбора, при котором влияние пара уплотнений предотборной ступени незначительно

Gпс2 мин

т/ч

 

5.350

Ширина зоны температур, исключающая ошибку в определении области перегретого пара

Δt3 мин

°С

 

5.351

Коэффициент зависимости давления пара в регулирующей ступени ЦВД от расхода свежего пара при включенных ПВД № 7 и 8

а0

кгс ∙ ч ∙ см2 ∙ т

 

5.352

Коэффициент влияния отключения ПВД № 8 на давление пара в регулирующей ступени

а1

кгс ∙ ч ∙ см2 ∙ т

 

5.353

Коэффициент влияния отключения ПВД № 7 на давление пара в регулирующей ступени

а2

кгс ∙ ч ∙ см2 ∙ т

 

5.354

Нормативный расход конденсата на уплотнения питательных насосов

т/ч

 

5.355

Нормативное значение КПД ЦВД (при скользящем давлении)

-

 

5.356

...

 

 

 

5.357

...

 

 

 

5.358

...

 

 

 

5.359

Максимально допустимая подача циркуляционных насосов каждого типа

м3

 

5.360

Минимально допустимый расход воды через каждый конденсатор

Wмин

м3

 

5.361

Площадь орошения каждой градирни

Fгi

м2

 

5.362

Коэффициент, учитывающий перераспределение тепловых нагрузок между градирнями при изменении их технического состояния

Tр

-

 

5.363 - 5.390

Сопротивление участка циркуляционной сети

Sj

м ∙ ч26

 

5.391

...

 

 

 

5.392

Давление сетевой воды на входе в ПВК

P'сет ПВК

кгс/см2

 

5.393

Давление сетевой воды на выходе из ПВК

P"сет ПВК

кгс/см2

 

5.394

Плотность мазута при расчетных параметрах сужающего устройства на мазутопроводе к ПВК

 j0 ПВК

кг/м3

 

5.395

Расчетное давление для сужающего устройства на газопроводе к ПВК

кгс/см2

 

5.396

Расчетная температура для сужающего устройства на газопроводе к ПВК

°С

 

5.397

Номинальная теплопроизводительность ПВК

Гкал/ч

 

5.398

Потери тепла в окружающую среду ПВК при номинальной теплопроизводительности

%

 

5.399

Расчетная температура холодного воздуха ПВК

°С

 

5.400

Расчетная температура сетевой воды перед ПВК

°С

 

5.401

Поправка к температуре уходящих газов ПВК на 10 °С изменения температуры холодного воздуха

°С

 

5.402

Поправка к температуре уходящих газов на 10 °С изменения температуры сетевой воды перед ПВК

°С

 

5.403

...

 

 

 

5.404

...

 

 

 

 

Режимный коэффициент основной поверхности нагрева при нормативном состоянии:

 

 

 

5.405

ПНД № 1

-

 

5.406

ПНД № 2

-

 

5.407

ПНД № 3

-

 

5.408

ПНД № 4

-

 

5.409

ПНД № 5

-

 

5.410

ПНД № 6

-

 

5.411

ПНД № 7

-

 

5.412

ПНД № 8

-

 

5.413

Режимный коэффициент поверхности пароохладителя при нормативном состоянии:

 

 

 

 

ПНД № 5

-

 

5.414

ПВД № 6

-

 

5.415

ПВД № 7

-

 

5.416

ПВД № 8

-

 

5.417

Коэффициент, учитывающий влияние изменения температуры уходящих газов на изменение КПД котла

K1

-

 

5.418

Коэффициент зависимости расхода пара в тракте холодного промперегрева от давления пара перед I ступенью ЦСД

в

-

 

5.419

Доля мощности механизмов химического цеха, относимых на подготовку химически обессоленной воды для цикла, к суммарной мощности механизмов химического цеха и насосов сырой воды

-

 

5.420

Коэффициент плотности регулирующей диафрагмы ЦНД, при которой построена диаграмма режимов (исходно-нормативная энергетическая характеристика) турбины

т ∙ см2/ч ∙ кгс

 

5.421

Потери тепла ПВК в окружающую среду при расчетной температуре наружного воздуха

Гкал

 

5.422

Расчетная температура наружного воздуха для ТЭЦ

°С

 


6. ИСХОДНАЯ ИНФОРМАЦИЯ (СМЕНЯЕМЫЕ КОНСТАНТЫ)

Таблица 6

Номер константы

Наименование константы

Обозначение

Размерность

Пределы изменения

Контрольное значение

Примечание

 

Низшая теплота сгорания:

 

 

 

 

 

6.1

мазута

ккал/кг

 

 

 

6.2

газа

ккал/м3

 

 

 

6.3

твердого топлива

ккал/кг

 

 

 

 

Влажность на рабочую массу:

 

 

 

 

 

6.4

твердого топлива

%

 

 

 

6.5

мазута

%

 

 

 

6.6

Плотность мазута при температуре 20 °С

γ20

кг/м3

 

 

 

6.7

Плотность природного газа

ρг

кг/м3

 

 

 

6.8

Тарировочный коэффициент для определения содержания кислорода за котлом по каждому потоку

Sj

-

 

 

 

6.9

Тарировочный коэффициент для определения содержания кислорода в уходящих газах по каждому потоку

S'j

-

 

 

 

6.10

Тарировочный коэффициент для определения температуры уходящих газов по каждому потоку

S'yxj

-

 

 

 

6.11

Расчетный параметр

Kαyx

т ∙ м/(ч ∙ кгс0,5)

 

 

6.12

Расчетный параметр

Kα

т ∙ м/(ч ∙ кгс0,5)

 

 

где Gпв, S"вп и S"д - расход питательной воды и разрежение газов за воздухоподогревателем и дымососом, при которых определяются Δα1 и Δα

6.13

Содержание горючих в шлаке

Гшл

%

 

 

 

6.14

Содержание горючих в уносе

Гун

%

 

 

 

6.15

Зольность топлива на рабочую массу

Ар

%

 

 

 

6.16

Тонина помола

R90

%

 

 

 

6.17

Влажность топлива на входе в размольную установку

W1

%

 

 

 

6.18

Влажность пыли в промбункере

Wпп

%

 

 

 

6.19

Коэффициент размолоспособности

-

 

 

 

6.20

Присосы воздуха в систему пылеприготовления при номинальной нагрузке

-

 

 

 

6.21

Удельный расход пара на распыл мазута

dф

т·пара/т·мазута