На главную | База 1 | База 2 | База 3

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

5.377

a377

5.378

Коэффициенты уравнения

a378

11.359

5.379

a379

5.380

a380

5.381

Коэффициенты уравнения

a381

11.360

5.382

a382

5.383

a383

5.384

a384

5.385

a385

5.386

a386

5.387

a387

5.388

a388

5.389

a389

5.390

Коэффициенты уравнения

a390

11.361

5.391

a391

5.392

a392

5.393

Коэффициенты уравнения

a393

11.362

5.394

a394

5.395

a395

5.396

Коэффициенты уравнения

a396

11.363

5.397

a397

5.398

a398

5.399

Коэффициенты уравнения acosj = f(Nт)

a399

11.364

5.400

a400

5.401

a401

5.402

Коэффициенты уравнения

a402

11.366

5.403

a403

5.404

a404

5.405

a405

5.406

a406

5.407

a407

5.408

a408

5.409

a409

5.410

a410

5.411

a411

5.412

a412

5.413

a413

5.414

Коэффициенты уравнения

a414

11.367

5.415

a415

5.416

a416

5.417

a417

5.418

a418

5.419

a419

5.420

a420

5.421

a421

5.422

a422

5.423

a423

5.424

a424

5.425

a425

5.426

Коэффициенты уравнения D2 = f(D0)

a426

11.371

5.427

a427

5.428

Коэффициенты уравнения

a428

11.373

5.429

a429

5.430

a430

5.431

a431

5.432

a432

5.433

a433

5.434

a434

5.435

a435

5.436

a436

5.437

Коэффициенты уравнения

a437

11.375

5.438

a438

5.439

a439

5.440

a440

5.441

a441

5.442

a442

5.443

a443

5.444

a444

5.445

a445

5.446

Коэффициенты уравнения

a446

11.376

5.447

a447

5.448

a448

5.449

Коэффициенты уравнения

a449

11.377

5.450

a450

5.451

a451

5.452

Коэффициенты уравнения

a452

11.379

5.453

a453

5.454

a454

5.455

Коэффициенты уравнения

a455

11.386

5.456

a456

5.457

Коэффициенты уравнения

a457

11.387

5.458

a458

5.459

a459

5.460

Коэффициенты уравнения

a460

11.393

5.461

a461

5.462

a462

5.463

Коэффициенты уравнения

a463

11.394

5.464

a464

5.465

a465

5.466

Коэффициенты уравнения

a466

11.404

5.467

a467

5.468

a468

5.469

a469

5.470

a470

5.471

a471

5.472

Коэффициенты уравнения

a472

11.411

5.473

a473

5.474

a474

5.475

a475

5.476

a476

5.477

a477

5.478

Коэффициенты уравнения

a478

11.414

5.479

a479

5.480

a480

5.481

Коэффициенты уравнения

a481

11.416

5.482

a482

5.483

a483

5.484

Коэффициенты уравнения

a484

11.417

5.485

a485

5.486

a486

5.487

Коэффициенты уравнения

a487

11.420

5.488

a488

5.489

Коэффициенты уравнения

a489

11.428

5.490

a490

5.491

a491

5.492

Коэффициенты уравнения

a492

11.432

5.493

a493

5.494

a494

5.495

Коэффициенты уравнения

a495

11.436

5.496

a496

5.497

a497

5.498

Коэффициенты уравнения

a498

11.437

5.499

a499

5.500

a500

5.501

Коэффициенты уравнения

a501

11.443

5.502

a502

5.503

a503

5.504

Коэффициенты уравнения

a504

11.444

5.505

a505

5.506

a506

5.507

Коэффициенты уравнения

a507

11.494

5.508

a508

5.509

Коэффициенты уравнения

a509

11.495

5.510

a510

5.511

Коэффициенты уравнения

a511

11.496

5.512

a512

5.513

a513

5.514

a514

5.515

a515

5.516

a516

5.517

a517

5.518

a518

5.519

a519

5.520

Коэффициенты уравнения

a520

11.497

5.521

a521

5.522

a522

5.523

a523

5.524

Коэффициенты уравнения

a524

11.498

5.525

a525

5.526

a526

5.527

a527

5.528

a528

5.529

a529

5.530

a530

5.531

a531

5.532

a532

5.533

Номинальная потеря давления в тракте промперегрева, %

11.360; 11.365; 11.378

5.534

Расчетная температура охлаждающей воды на входе в конденсатор, °С

11.365

5.535

Расчетный коэффициент мощности

cosj(p)

11.365

5.536

Тепло, отдаваемое 1 кг пара j-го отбора, кДж/кг

Dij

11.370

5.537

Коэффициент уравнения

11.372

5.538

Расчетный расход охлаждающей воды, м3

Wрасч

11.372

5.539

Резерв

5.540

Давление свежего пара перед стопорными клапанами турбины, МПа

11.380; 11.381

5.541

Температура свежего пара перед стопорными клапанами турбины, °С

11.380; 11.381

5.542

Температура пара промперегрева перед клапанами ЦСД, °С

11.384

5.543

Мощность турбины в точке излома нормативной характеристики, МВт

N¢т

11.351

5.544

Номинальная температура воздуха на входе в воздухоподогреватель, °С

11.415

5.545

Резерв

5.546

Расчетная потеря давления в тракте промперегрева, %

11.360; 11.365

5.547

Номинальное содержание горючих в шлаке

11.421; 11.425

5.548

Тепло, отдаваемое 1 кг отработавшего пара в конденсаторе турбины, кДж/кг

Dh2

11.372

Поправки к исходно-номинальному расходу электроэнергии на пылеприготовление на:

5.549

зольность топлива, кВт×ч/(т×%)

11.429

5.550

влажность топлива, кВт×ч/(т×%)

11.430

Поправки к исходно-номинальному расходу электроэнергии на тягу и дутье на:

5.551

температуру уходящих газов, кВт×ч/(ГДж×°С)

11.433

5.552

температуру холодного воздуха, кВт×ч/(ГДж×°С)

11.434

5.553

Расчетная зольность твердого топлива, %

11.429

5.554

Расчетная влажность твердого топлива, %

11.430

5.555

Расчетная температура холодного воздуха, °С

11.434

Поправки к КПД брутто котельной установки на единицу изменения:

5.556

температуры уходящих газов, %/°С

11.508

5.557

избытка воздуха за котлом в режимном сечении, %

11.509

5.558

присосов воздуха на тракте «режимное сечение - последняя поверхность нагрева», %

11.510

5.559

Поправка к расходу тепла на выработку электроэнергии турбиной на 1 % времени работы с одним корпусом котла

11.519

5.560

Коэффициенты уравнения

a560

11.955

5.561

a561

5.562

a562

5.563

 - расчетная величина, кПа×ч/т

П

11.971

5.564

Коэффициенты уравнения  при

a564

11.971

5.565

a565

5.566

a566

5.567

a567

5.568

a568

5.569

Коэффициенты уравнения  при

a569

11.971

5.570

a570

5.571

a571

5.572

Коэффициенты уравнения

a572

11.549

5.573

a573

5.574

a574

5.575

Точка излома характеристики tд = f(DХПП), т/ч

А

11.572

5.576

Коэффициент уравнения

a576

11.557

5.577

Коэффициент уравнения

a577

11.559

5.578

Коэффициент уравнения

a578

11.561

5.579

Коэффициенты уравнения tj = f(DХПП)

a579

11.565

5.580

a580

5.581

Коэффициенты уравнения tд = f(DХПП), если DХПП £ A

a581

11.572

5.582

tд = const, если DХПП > A

a582

5.583

Коэффициенты уравнения t2пвj = f(D0)

a583

11.578

5.584

a584

5.585

a585

5.586

Коэффициенты уравнения DПТНj = f(G2пв ПНj) при

a586

11.583

5.587

a587

5.588

a588

5.589

Коэффициенты уравнения DПТНj = f(G2пв ПНj) при

a589

11.583

5.590

a590

5.591

a591

5.592

Коэффициенты уравнения

a592

11.995

5.593

a593

5.594

a594

5.595

D2 = f(p2ЦСД)

a595

11.155

5.596

a596

11.563

5.597

Коэффициенты уравнения Kст = f(K3)

a597

11.539

5.598

a598

5.599

a599

5.600

Коэффициент уравнения

a600

11.172

5.601

Коэффициент уравненияDПУ ЦСД = f(D0)

a601

11.600

5.602

Резерв

5.603

Коэффициенты уравнения p2ПН = f(Gпв)

a603

11.589

5.604

a604

5.605

a605

5.606

Коэффициенты уравнения

a606

11.589

5.607

a607

5.608

a608

5.609

Коэффициенты уравнения

a609

11.982

5.610

a610

5.611

Коэффициенты уравнения DТВДj = f(Gпв) при

a611

11.591

5.612

a612

5.613

a613

5.614

DТВДj = f(Gпв) при

a614

11.591

5.615

a615

5.616

a616

5.617

Коэффициенты уравнения

a617

11.999

5.618

a618

5.619

a619

5.620 - 5.621

Резерв

-

5.622

Коэффициент уравнения pр.ст = f(D0)

a622

11.555

Точки излома характеристики h0iЦВД = f(D0), т/ч:

11.553

5.623

первая

5.624

вторая

5.625

третья

Коэффициенты уравнения h0iЦВД = f(D0),

11.553

5.626

Если

a626

5.627

a627

5.628

a628

5.629

Если

a629

5.630

a630

5.631

a631

5.632

Если

a632

5.633

a633

5.634

a634

5.635

Если

a635

5.636

a636

5.637

a637

5.638

Коэффициенты уравнения

a638

11.585

5.639

a639

5.640

a640

5.641

a641

5.642

a642

5.643

a643

5.644

a644

5.645

a645

5.646

a646

5.647

Коэффициенты уравнения

a647

11.595

5.648

a648

5.649

a649

5.650

a650

5.651

a651

5.652

a652

5.653

Коэффициент уравнения

a653

11.154

5.654

Коэффициенты уравнения

a654

11.568

5.655

a655

5.656

a656

5.657

Коэффициенты уравнения

a657

11.571

5.658

a658

5.659

a659

5.660

Коэффициенты уравнения

a660

11.593

5.661

a661

5.662

a662

5.663

a663

5.664

a664

5.665

a665

5.666

a666

5.667

a667

5.668

a668

5.669

Сумма расходов пара из штоков клапанов и из концевых уплотнений ЦВД, т/ч

11.221

По расчетным данным завода

5.670

Присос воздуха в конденсатор, номинальный, кг/ч

24.7

5.671

Тонина помола номинальная, %

11.645

5.672

Номинальный присос воздуха в конвективную шахту

11.713

5.673

Коэффициент уравнения

Kвм

11.685

5.674

Коэффициент уравнения

Kвт

11.686

5.675

Коэффициент уравнения

Kгм

11.688

5.676

Коэффициент уравнения

Kгт

11.689

5.677

Коэффициент уравнения

bм

11.688

5.678

Коэффициент уравнения

bт

11.689

5.679

Коэффициент сопротивления воздухоподогревателя (по газу)

Aг(вп)

11.855

5.680

Присосы воздуха в топку номинальные при нормальных условиях

11.880

5.681

Присосы воздуха в РВП номинальные

11.893

5.682

Средний по электростанции удельный расход условного топлива для расчета расхода топлива, эквивалентного перетоку электроэнергии, г/(кВт·ч)

16.15

5.683

Потери топлива на пуск из горячего состояния, т

44.9

5.684

То же из неостывшего состояния, т

44.9

5.685

То же из холодного состояния, т

44.9

5.686

Коэффициенты уравнения:

a686

11.870

5.687

a687

5.688

Удельный расход электроэнергии на размол топлива при R90 = 36,8 % для данного топлива, кВт×ч/т

11.655

5.689-5.700

Резерв

Сменяемые константы

Низшая теплота сгорания:

5.701

мазута, кДж/кг

11.12; 11.21; 11.22

5.702

газа, кДж/кг

11.13

5.703

твердого топлива, кДж/кг

11.18 - 11.20; 11.37

5.704

Коэффициент для определения потерь тепла с уходящими газами

a1

11.18

Зависит от вида сжигаемого тв. топлива

5.705

То же

a2

11.19

5.706

«

a3

11.20

5.707

«

d1

11.18

5.708

«

d2

11.19

5.709

«

d3

11.20

Влажность на рабочую массу:

5.710

твердого топлива, %

11.18 - 11.20

5.711

мазута, %

11.21; 11.22

5.712

Содержание горючих в шлаке, %

Гшл

11.37

5.713

Содержание горючих в уносе, %

Гун

11.37

5.714

Зольность топлива на рабочую массу, %

Содержание в сухих продуктах сгорания:

Ap

11.37

5.715

Н2 %

Н2

11.40

5.716

СН4 %

СН4

11.40

5.717

Коэффициент возврата сетевой воды СН

11.75

5.718

КПД перетока тепла, %

hперет

11.150

 по энергоблокам, передающим тепло другим энергоблокам

5.719

Количество пусков энергоблока за месяц из различных состояний

ni

11. 517; 11.518; 11.531 - 11.536

5.720

Продолжительность работы энергоблока с начала его эксплуатации, ч

tрес

11.531 - 11.535

5.721

Максимальная нагрузка энергоблока за месяц, кВт

Принятые значения для оценки пусковых затрат

Nмакс

11.538

5.722

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

11.517; 11.518

5.723

КПД брутто котла, %

11.517; 11. 518

5.724

Коэффициент теплового потока, %

hтп

11.517; 11.518

5.725

Время работы энергоблока, ч

tраб

11.519

5.726

Время работы энергоблока с одним корпусом котла, ч

11.519

5.727

Признак включения рециркуляции горячего воздуха

mрец

11.415

5.728 - 5.729

Резерв

5.730

Влажность топлива на входе в размольную установку, %

W1

11.651; 11.653

5.731

Влажность пыли в промбункере, %

Wпл

11.651

5.732

Тонина помола, %

R90

11.645; 11.646

5.733

Коэффициент размолоспособности

Kло

11.654; 11.922; 11.926

5.734

Плотность природного пара, кг/м3

rг

11.676; 11.677; 11.679

5.735

Доля присоса воздуха на горячей стороне воздухоподогревателей в общем значении присосов

д

11.721

5.736

Присосы воздуха в систему пылеприготовления при номинальной нагрузке

d

11.722

5.737

Коэффициент полинома 2-й степени для определения коэффициента теплопередачи в конвективных поверхностях нагрева

a737

11.835

5.738

То же

a738

11.835

5.739

«

a739

11.835

5.740

Показание счетчика электроэнергии на начало сменного интервала, следующего за восполняемым, кВт·ч

Э2счА

14.1

5.741

То же на начало восполняемого сменного интервала, кВт·ч

Э1счА

14.1

5.742

Полная (календарная) продолжительность восполняемого сменного интервала, ч

tсм

14.2

Таблица 6

Процедуры контроля достоверности

Контроль достоверности одиночных величин (процедура 1)

xi - контролируемая величина;

 - вспомогательная величина*1;

D, D1, D2 - допустимые отклонения (зона допуска).

Наименование

Проверяемое условие

Выполнение условия

Процедура 1

*2

Да

Нет

Результат контроля

-

Величина достоверна

Величина недостоверна*3

____________

*1 Вспомогательные величины вычисляются по функциональным зависимостям или принимаются в виде константы.

*2 При D1 = D2 в табл. 7 указывается D.

*3 Заносится в дефектную ведомость (ДВ). Заменяется на вспомогательную величину «y». Все выходные показатели даются с пометкой.

Продолжение таблицы 6

Контроль достоверности парных величин (процедуры 2 и 3)

xi1, xi2 - контролируемые величины;

 - вспомогательная величина;

D - допустимое отклонение (зона допуска).

Наименование

Проверяемое условие

Выполнение условия

Процедура 2

Да

Нет

Результат контроля

-

Обе величины достоверны

Обе величины недостоверны*1

Процедура 3

Да

Нет

-

Да

Нет

Результат контроля

-

Обе величины достоверны

Недостоверна xi2*2

Недостоверна xi1*2

____________

*1 Заносятся в дефектную ведомость (ДВ). Заменяются расчетной величиной «y». Выходные показатели даются с пометкой.

*2 Заносится в дефектную ведомость (ДВ). Заменяется на достоверную величину. Выходные показатели даются с пометкой.

Продолжение табл. 6

Контроль достоверности группы из трех и более величин (процедура 4)

xi1 ... xin - контролируемые величины, расположенные в ряд по возрастанию;

D - допустимое отклонение (зона допуска).

Наименование

Проверяемое условие

Выполнение условия

Процедура 4

Да

Нет

-

Да

Нет

-

-

Да

Нет

Результат контроля

-

Все величины достоверны

Недостоверна xi1*1

Недостоверна xi1*1

При n = 3 все величины недостоверны*2.

При n > 3 недостоверны xi1 и xin. Далее контроль производится аналогично для оставшихся величин при условии, что их больше двух. Если оставшихся величин две, то контроль производится по процедуре 2

__________

*1 Заносятся в дефектную ведомость (ДВ). Заменяются на достоверную величину. Выходные показатели даются с пометкой.

*2 Заносятся в дефектную ведомость (ДВ). Заменяются на расчетную величину «y». Выходные показатели даются с пометкой.

Окончание таблицы 6

Контроль достоверности активной мощности генератора (процедура 5)

Контролируемые величины:  и NA п. 4.402

D1, D2 - допустимые отклонения (пп. 7.298 и 7.299)

Наименование

Проверяемые условия

Выполнение условия

Процедура 5

Да

Нет

-

Да

Нет

Результат контроля

Недостоверны

-

-

Все*2

Достоверны

Все

Все*1

-

___________

*1 Требуется проверка каналов измерений. Заносятся в дефектную ведомость пп. 4.399 и 4.402 с указанием превышения первой зоны допуска.

*2 Пункты 4.399 и 4.402 заносятся в дефектную ведомость с указанием превышения второй зоны допуска. В выходных формах 19 - 45 с пометкой * даются удельные расходы топлива.

Таблица 7

Вспомогательные величины для контроля достоверности

Адрес

Обозначение, размерность

Расчетная формула или значение величины

Адрес исходной информации

Адрес контролируемой величины

7.1

°С

а1

5.249

4.2

7.2

°С

а2

5.249

4.6

7.3

МПа

а3

5.249

4.7

7.4

°С

а4

5.249

4.8

7.5

°С

а5

5.249

4.9

7.6

МПа

а6

5.249

4.10

7.7

°С

а7

5.249

4.15

7.8

т/ч

5.249; 4.399; 4.401

4.28

7.9

МПа

5.249; 4.399; 4.401

4.29

7.10

°С

а12

5.249

4.30

7.11

G(в)отп

т/ч

а13

5.249

4.33

7.12

°С

а14

5.249

4.34

7.13

°С

а15

5.249

4.35

7.14

Резерв

7.15

т/ч

а17

5.249

4.38

7.16

МПа

а18

5.249

4.39

7.17

°С

а19

5.249

4.40

7.18

°С

а20

5.249

4.41

7.19

т/ч

а21

5.249

4.45

7.20

°С

а22

5.249

4.46

7.21

т/ч

а23

5.249

4.49

7.22

кПа

а24

5.249

4.54

7.23

°С

а25

5.249

4.55

7.24

кПа

а26

5.249

4.56

7.25

кПа

а27

5.249

4.57

7.26

%

а28

5.249

4.88

7.27

D1РПК

°С

а29

5.249

4.1

7.28

D2эк

°С

а30

5.249

4.2

7.29

°С

а31

5.249

4.6

7.30

МПа

а32

5.249

4.7

7.31

°С

а33

5.249

4.8

7.32

°С

а34

5.249

4.9

7.33

МПа

а35

5.249

4.10

7.34

°С

а36

5.249

4.15

7.35

МПа

а37

5.249

4.16

7.36

°С

а38

5.249

4.17

7.37

°С

а39

5.249

4.18

7.38

МПа

а40

5.249

4.21; 4.22

7.39

°С

а41

5.249

4.23; 4.24

7.40

°С

а42

5.249

4.25

7.41

т/ч

а43

5.249

4.28

7.42

МПа

а44

5.249

4.29

7.43

°С

а45

5.249

4.30

7.44

°С

а46

5.249

4.34

7.45

°С

а47

5.249

4.35

7.46

Резерв

7.47

т/ч

а49

5.249

4.38

7.48

кПа

а50

5.249

4.39

7.49

°С

а51

5.249

4.40

7.50

°С

а52

5.249

4.41

7.51

т/ч

а53

5.249

4.43; 4.44

7.52

т/ч

а54

5.249

4.45

7.53

°С

а55

5.249

4.46

7.54

кПа

а56

5.249

4.52; 4.53

7.55

кПа

а57

5.249

4.54

7.56

°С

а58

5.249

4.55

7.57

кПа

а59

5.249

4.56

7.58

кПа

а60

5.249

4.57

7.59

кПа

а61

5.249

4.60

7.60

кПа

а62

5.249

4.61

7.61

°С

а63

5.249

4.62

7.62

°С

а64

5.249

4.65

7.63

°С

а65

5.249

4.66

7.64

°С

а66

5.249

4.67

7.65

°С

а67

5.249

4.68

7.66

°С

а68

5.249

4.70

7.67

°С

а69

5.249

4.71

7.68

кПа

а70

5.249

4.73

7.69

кПа

а71

5.249

4.74

7.70

кПа

а72

5.249

4.75

7.71

кПа

а73

5.249

4.76

7.72

кПа

а74

5.249

4.77

7.73

кПа

а75

5.249

4.78

7.74

кПа

а76

5.249

4.79

7.75

кПа

а77

5.249

4.80

7.76

%

а78

5.249

4.83

7.77

%

а79

5.249

4.84

7.78

%

а80

5.249

4.85

7.79

%

а81

5.249

4.86

7.80

DCO

%

а82

5.249

4.87

7.81

%

а83

5.249

4.88

7.82

т/ч

а84

5.249

4.33

7.83

т/ч

а85

5.249

4.49

7.84

°С

а86

5.249

4.31

7.85

°С

а87

5.249

4.31

7.86

°С

а88

5.249

4.47

7.87

°С

а89

5.249

4.47

7.88 - 7.89

Резерв

7.90

т/ч

4.201; 5.249

4.201

7.91

т/ч

4.202; 5.249

4.202

7.92

т/ч

4.399; 5.249; 4.401

4.201; 4.202

7.93

т/ч

5.249; 7.90

4.201; 4.202

7.94

МПа

а95

5.249

4.16; 4.203

7.95

°С

а96

5.249

4.17; 4.204

7.96

МПа

а97

5.249

4.205

7.97

°С

а98

5.249

4.206

7.98

МПа

4.399; 4.401; 5.249

4.207

7.99

МПа

а100

5.249

4.207

7.100

т/ч

4.208; 5.249

4.208

7.101

т/ч

4.209; 5.249

4.209

7.102

т/ч

а103

5.249

4.208; 4.209

7.103

МПа

а104

5.249

4.210

7.104

°С

а105

5.249

4.211

7.105

МПа

а106

5.249

4.212

7.106

МПа

а107

5.249

4.213

7.107

МПа

а108

5.249

4.214

7.108

°С

а109

5.249

4.215

7.109

кПа

а110

5.249

4.216

7.110

°С

а111

5.249

4.217

7.111

кПа

а112

5.249

4.218

7.112

кПа

а113

5.249

4.218

7.113

МПа

4.399; 4.401, 5.249

4.219

7.114

МПа

а115

5.249

4.219

7.115

°С

4.399; 4.401; 5.249

4.220

7.116

°С

а118

5.249

4.220

7.117

кПа

а119

5.249

4.221

7.118

кПа

а120

5.249

4.221

7.119

°С

а121

5.249

4.222

7.120

°С

а123

5.249

4.222

7.121

кПа

а124

5.249

4.223

7.122

кПа

а125

5.249

4.223

7.123

МПа

4.399; 4.401; 5.249

4.224

7.124

МПа

а127

5.249

4.224

7.125

кПа

а128

5.249

4.225

7.126

кПа

а129

5.249

4.225

7.127

МПа

4.399; 4.401; 5.249

4.226

7.128

DpПУ ЦСД

МПа

а131

4.399; 4.401; 5.249

4.226

7.129

кПа

4.399; 4.401; 5.249

4.227

7.130

кПа

а134

5.249

4.227

7.131

МПа

4.399; 4.401; 5.249

4.228

7.132

МПа

а136

5.249

4.228

7.133

°С

а137

5.249

4.229

7.134

°С

а138

5.249

4.229

7.135

кПа

4.390; 4.401; 5.249

4.230

7.136

кПа

а141

5.249

4.230

7.137

МПа

4.399; 4.401; 5.249

4.231

7.138

МПа

а143

5.249

4.231

7.139

°С

а144

5.249

4.232

7.140

кПа

4.399; 4.401; 5.249

4.238

7.141

кПа

а146

5.249

4.238

7.142

кПа

а147

5.249

4.239

7.143

кПа

а148

5.249

4.239

7.144

МПа

4.399; 4.401; 5.249

4.240

7.145

МПа

а150

5.249

4.240

7.146

°С

а151

5.249

4.241

7.147

°С

а152

5.249

4.241

7.148

МПа

а153

5.249

4.242

7.149

°С

а154

5.249

4.243

7.150

кПа

а155

5.249

4.244

7.151

кПа

а156

5.249

4.245

7.152

кПа

а157

5.249

4.245

7.153

МПа

4.399; 4.401; 5.249

4.246

7.154

МПа

а159

5.249

4.246

7.155

°С

а160

5.249

4.247

7.156

кПа

а161

5.249

4.250

7.157

°С

а162

5.249

4.250

7.158

Dp2j

кПа

а163

5.249

4.251

7.159

°С

а164

5.249

4.251

7.160

°С

а165

5.249

4.253

7.161

°С

а166

5.249

4.254

7.162

т/ч

а167

5.249

4.255

7.163

т/ч

а168

5.249

4.255

7.164

т/ч

а169

5.249

4.256

7.165

т/ч

а170

5.249

4.256

7.166

°С

а171

5.249

4.257

7.167

°С

а172

5.249

4.257

7.168

°С

а173

5.249

4.258

7.169

°С

а174

5.249

4.258

7.170

°С

а175

5.249

4.258

7.171

°С

4.399, 4.401; 5.249

4.259

7.172

°С

а178

5.249

4.259

7.173

°С

4.399; 4.401; 5.249

4.260

7.174

°С

а181

5.249

4.260

7.175

°С

а182

5.249

4.262

7.176

°С

а183

5.249

4.263

7.177

°С

4.399; 4.401; 5.249

4.264

7.178

°С

а186

5.249

4.264

7.179

°С

5.249; 7.177

4.266

7.180

°С

а188

5.249

4.266

7.181

т/ч

а189

5.249

4.267

7.182

МПа

а190

5.249

4.268

7.183

кПа

а191

5.249

4.269; 4.270

7.184

т/ч

4.269; 5.249

4.269; 4.270

7.185

т/ч

4.270; 5.249

4.269; 4.270

7.186

МПа

4.399; 4.401; 5.249

4.271

7.187

МПа

а196

5.249

4.271

7.188

°С

а197

5.249

4.272; 4.273

7.189

°С

а198

5.249

4.274

7.190

Резерв

5.249

7.191

т/ч

а200

5.249

4.276

7.192

т/ч

а201

5.249

4.276

7.193

°С

а202

5.249

4.277

7.194

°С

а203

5.249

4.277

7.195

т/ч

а204

5.249

4.278

7.196

т/ч

а205

5.249

4.278

7.197

°С

а206

5.249

4.279

7.198

°С

а207

5.249

4.279

7.199

т/ч

а208

5.249

4.280

7.200

т/ч

а209

5.249

4.280

7.201

°С

а210

5.249

4.281

7.202

°С

а211

5.249

4.281

7.203

МПа

а212

5.249

4.311

7.204

DpОБ

МПа

а213

5.249

4.311

7.205

°С

а214

5.249

4.312

7.206

°С

а215

5.249

4.312

7.207

МПа

а216

5.249

4.313

7.208

DpПБ

МПа

а217

5.249

4.313

7.209

°С

а218

5.249

4.314

7.210

°С

а219

5.249

4.314

7.211

т/ч

а220

5.249

4.315

7.212

т/ч

а221

5.249

4.315

7.213

°С

а222

5.249

4.316

7.214

°С

а223

5.249

4.316

7.215

°С

а224

5.249

4.317

7.216

°С

а225

5.249

4.317

7.217

°С

а226

5.249

4.318

7.218

°С

а227

5.249

4.318

7.219

°С

а228

5.249

4.319

7.220

°С

а229

5.249

4.319

7.221

°С

а230

5.249

4.320

7.222

°С

а231

5.249

4.320

7.223

°С

а232

5.249

4.322

7.224

°С

а233

5.249

4.322

7.225

°С

а234

5.249

4.323

7.226

°С

а235

5.249

4.323

7.227

°С

а236

5.249

4.324

7.228

°С

а237

5.249

4.324

7.229

°С

а238

5.249

4.325

7.230

°С

а239

5.249

4.325

7.231

мм рт. ст.

а240

5.249

4.326

7.232

Dpб

мм рт. ст.

а241

5.249

4.326

7.233

°С

а242

5.249

4.327

7.234

°С

а243

5.249

4.327

7.235

т/ч

а244

5.249

4.340

7.236

т/ч

а245

5.249

4.340

7.237

МПа

а246

5.249

4.341

7.238

Dpф

МПа

а247

5.249

4.341

7.239

°С

а248

5.249

4.342

7.240

°С

а249

5.249

4.342

7.241

т/ч

а250

5.249

4.343

7.242

т/ч

а251

5.249

4.343

7.243

МПа

а252

5.249

4.344

7.244

МПа

а253

5.249

4.344

7.245

°С

а254

5.249

4.345

7.246

т/ч

а255

5.249

4.346

7.247

т/ч

а256

5.249

4.346

7.248

МПа

а257

5.249

4.347

7.249

МПа

а258

5.249

4.347

7.250

°С

а259

5.249

4.348

7.251

°С

а260

5.249

4.348

7.252

т/ч

а261

5.249

4.349

7.253

т/ч

а262

5.249

4.349

7.254

МПа

а263

5.249

4.350

7.255

МПа

а264

5.249

4.350

7.256

°С

а265

5.249

4.351

7.257

°С

а266

5.249

4.351

7.258

т/ч

а267

5.249

4.352

7.259

т/ч

а268

5.249

4.352

7.260

МПа

а269

5.249

4.353

7.261

МПа

а270

5.249

4.353

7.262

°С

а271

5.249

4.354

7.263

°С

а272

5.249

4.354

7.264

т/ч

а273

5.249

4.358

7.265

т/ч

а274

5.249

4.358

7.266

°С

а275

5.249

4.359

7.267

°С

а276

5.249

4.359

7.268

°С

а277

5.249

4.361

7.269

°С

а278

5.249

4.361

7.270

т/ч

а279

5.249

4.362

7.271

т/ч

а280

5.249

4.362

7.272

°С

а281

5.249

4.363

7.273

°С

а282

5.249

4.363

7.274

°С

а283

5.249

4.360

7.275

°С

а284

5.249

4.360

7.276

т/ч

а285

5.249

4.337

7.277

т/ч

а286

5.249

4.337

7.278

°С

а287

5.249

4.338

7.279

°С

а288

5.249

4.338

7.280

МПа

а289

5.249

4.339

7.281

Dpсер.оч

МПа

а290

5.249

4.339

7.282

т/ч

а291

5.249

4.365

7.283

т/ч

а292

5.249

4.365

7.284

°С

а293

5.249

4.366

7.285

°С

а294

5.249

4.366

7.286

т/ч

а295

5.249

4.367

7.287

т/ч

а296

5.249

4.367

7.288

°С

а297

5.249

4.368

7.289

°С

а298

5.249

4.368

7.290

°С

а299

5.249

4.370

7.291

°С

а300

5.249

4.370

7.292

т/ч

а301

5.249

4.379

7.293

т/ч

а302

5.249

4.379

7.294

МПа

а303

5.249

4.380

7.295

МПа

а304

5.249

4.380

7.296

°С

а305

5.249

4.381

7.297

°С

а306

5.249

4.381

7.298

D1

кВт

а307

5.249

4.399; 4.402

7.299

D2

кВт

а308

5.249

4.399; 4.402

7.300

квар×ч

а309

5.249

4.400

7.301

квар×ч

а310

5.249

4.400

7.302

квар

а311

5.249

4.403

7.303

квар

а312

5.249

4.403

7.304

кВт

а313

5.249

4.404

7.305

кВт

а314

5.249

4.404

7.306

кВт

а315

5.249

4.405

7.307

кВт

а316

5.249

4.406

7.308

кВт

а317

5.249

4.407

7.309

кВт

а318

5.249

4.408

7.310

кВт

а319

5.249

4.409

7.311

кВт

а320

5.249

4.410

7.312

кВт

а321

5.249

4.411

7.313

кВт

а322

5.249

4.412

7.314

кВт

а323

5.249

4.413

7.315

кВт

а324

5.249

4.414

7.316

кВт

а325

5.249

4.415

7.317

кВт

а326

5.249

4.416

7.318

кВт

а327

5.249

4.417

7.319

кВт

а328

5.249

4.418

7.320

кВт

а329

5.249

4.419

7.321

кВт

4.399; 4.401; 5.249

4.420

7.322

кВт

а332

5.249

4.420

7.323

кВт

4.399; 4.401; 5.249

4.421

7.324

кВт

а335

5.249

4.421

7.325

кВт

а336

5.249

4.422

7.326

кВт

а337

5.249

4.422

7.327

кВт

а338

5.249

4.423

7.328

кВт

а339

5.249

4.423

7.329

кВт

а340

5.249

4.424

7.330

кВт

а341

5.249

4.424

7.331

кВт

а342

5.249

4.425

7.332

кВт

а343

5.249

4.425

7.333

кВт

а344

5.249

4.426

7.334

кВт

а345

5.249

4.427

7.335

кВт

а346

5.249

4.427

7.336

кВт

а347

5.249

4.428

7.337

кВт

а348

5.249

4.428

7.338

кВт

a349

5.249

4.429

7.339

кВт

a350

5.249

4.429

7.340

кВт

a351

5.249

4.430

7.341

DNтепл.пр

кВт

a352

5.249

4.430

7.342

кВт

a353

5.249

4.431

7.343

кВт

a354

5.249

4.431

7.344

кВт

a355

5.249

4.432

7.345

кВт

a356

5.249

4.432

7.346

кВт

a357

5.249

4.433

7.347

кВт

a358

5.249

4.433

Таблица 8

Контроль достоверности входной аналоговой информации

Адрес контролируемой величины

Обозначение, размерность

Степень важности

Совместно контролируемые величины

Процедура контроля

Дискретный признак блокировки контроля

Адрес вспомогательной величины

Адрес зоны допуска

Адрес в табл. 13 выходных величин с отметкой о недостоверности

4.1

t1РПКj

°С

-

4.272

2 (3)

-

-

7.27

13.257

4.2

t2экj

°С

-

4.2

3

-

7.1

7.28

13.257

4.3 - 4.5

Резерв

4.6

t1впр.Ij

°С

-

4.6

3

-

7.2

7.29

13.257

4.7

p1впр.Ij

МПа

-

4.7

3

-

7.3

7.30

13.257

4.8

t2впр.Ij

°С

-

4.8

3

-

7.4

7.31

13.257

4.9

t1впр.IIj

°С

-

4.9

3

-

7.5

7.32

13.257

4.10

p1впр.IIj

МПа

-

4.10

3

-

7.6

7.33

13.257

4.11

Резерв

4.12 - 4.14

Резерв

4.15

t1КППj

°С

-

4.15

3

-

7.7

7.34

13.257

4.16

pпеj

МПа

-

4.203

2

-

-

7.35

13.257

4.17

tпеj

°С

-

4.204

2

-

-

7.36

13.257

4.18

°С

-

4.17; 4.204

4

-

-

7.37

13.257

4.19 - 4.20

Резерв

4.21

МПа

-

4.21

2

-

-

7.38

13.257

4.22

МПа

-

4.22

2

-

-

7.38

13.257

4.23

t1ппj

°С

-

4.23

2

-

-

7.39

13.257

4.24

°С

-

4.25

2

-

-

7.39

13.257

4.25

°С

-

4.24

2

-

-

7.40

13.257

4.26 - 4.27

Резерв

4.28

т/ч

-

-

1

2.4

7.8

7.41

13.136; 13.266

4.29

p1кф

МПа

-

-

1

2.4

7.9

7.42

13.136; 13.266

4.30

t1кф

°С

-

-

1

2.4

7.10

7.43

13.136; 13.266

4.31

tк кф

°С

-

-

1

2.4

7.84

7.85

13.136; 13.266

4.32

Резерв

4.33

т/ч

-

4.33

1

2.3

7.11

7.82

13.31; 13.32

4.34

°С

-

4.34

1

2.3

7.12

7.44

13.31; 13.32

4.35

°С

-

4.35

1

2.3

7.13

7.45

13.31; 13.32

4.36 - 4.37

Резерв

4.38

т/ч

-

4.38

1

2.2

7.15

7.47

13.31; 13.32

4.39

МПа

-

4.39

1

2.2

7.16

7.48

13.31; 13.32

4.40

°С

-

4.40

1

2.2

7.17

7.49

13.31; 13.32

4.41

°С

-

4.41

1

2.2

7.18

7.50

13.31; 13.32

4.42

Резерв

4.43

т/ч

-

4.43; 4.44

2

2.23

-

7.51

13.40

4.44

т/ч

-

4.43; 4.44

2

2.23

-

7.51

13.40

4.45

т/ч

-

-

1

2.24

7.19

7.52

13.40

4.46

tм

°С

-

-

1

-

7.20

7.53

13.40

4.47

°С

-

-

1

-

7.86

7.87

13.40

4.48

Резерв

4.49

т/ч

-

-

1

2.25

7.21

7.83

13.40

4.50 - 4.51

Резерв

4.52

кПа

-

4.53

2

2.26

-

7.54

13.40

4.53

кПа

-

4.52

2

2.26

-

7.54

13.40

4.54

кПа

-

-

1

2.26

7.22

7.55

13.40

4.55

tг

°С

-

1

-

7.23

7.56

13.40

4.56

кПа

-

-

1

2.27

7.24

7.57

13.40

4.57

кПа

-

-

1

2.27

7.58

13.40

4.58 - 4.59

Резерв

4.60

Dpрецj

кПа

-

4.60

4

2.69

-

7.59

13.141; 13.271

4.61

pрецj

кПа

-

4.61

4

2.69

-

7.60

13.141; 13.271

4.62

vрецj

°С

-

4.62

4

2.69

-

7.61

13.141; 13.271

4.63 - 4.64

Резерв

4.65

tхвj

°С

-

4.65

4

2.69

-

7.62

13.35

4.66

t1кфj

°С

-

4.66

4

2.69

-

7.63

13.35

4.67

t1впj

°С

-

4.67

4

2.69

-

7.64

13.36; 13.265

4.68

t2впij

°С

-

4.68

4

2.69

-

7.65

13.138; 13.268

4.69

Резерв

4.70

v1впij

°С

-

4.70

4

2.69

-

7.66

13.134; 13.256; 13.258

4.71

vухij

°С

-

4.71

4

2.69

-

7.67

13.37; 13.341; 13.342; 13.343

4.72

Резерв

4.73

Hj

кПа

-

4.73

4

-

-

7.68

13.130; 13.261

4.74

Hj

кПа

-

4.74

4

-

-

7.69

13.130; 13.261

4.75

H1впj

кПа

-

4.75

4

-

-

7.70

13.257

4.76

H2впj

кПа

-

4.76

4

-

-

7.71

13.257

4.77

S1впj

кПа

-

4.77

4

-

-

7.72

13.257

4.78

S2впj

кПа

-

4.78

4

-

-

7.73

13.257

4.79

S1дсj

кПа

-

4.79

4

-

-

7.74

13.131; 13.262

4.80

S2дсj

кПа

-

4.80

4

-

-

7.75

13.131; 13.262

4.81 - 4.82

Резерв

4.83

O2j

%

-

4.83

4

-

-

7.76

13.42; 13.264

4.84

O21РВПj

%

-

4.84

4

-

-

7.77

13.128; 13.259; 13.344; 13.345; 13.346

4.85

O2ухj

%

-

4.85

4

-

-

7.78

13.129; 13.260; 13.347; 13.348; 13.349

4.86

O2дсj

%

-

4.86

4

-

-

7.79

13.44

4.87

COj

%

-

4.87

4

-

-

7.80

13.39; 13.350; 13.351; 13.352

4.88

qзj

%

-

4.88

4

-

-

7.81

13.39; 13.350; 13.351; 13.352

4.89 - 200

Резерв

4.201

Dp0j

кПа

1

4.202

Спец-процедура

-

7.90-7.92

7.93

13.22; 13.24

4.202

кПа

1

4.201

7.90-7.92

7.93

13.22; 13.24

4.203

МПа

1

4.16

2

-

-

7.94

13.22; 13.24

4.204

t0j

°С

1

4.204; 4.17

2

-

-

7.95

13.22; 13.24

4.205

МПа

1

4.205

2 (3)

-

-

7.96

13.13; 13.89; 13.251

4.206

t1j

°С

1

4.206

2 (3)

-

-

7.97

13.14; 13.89; 13.250

4.207

МПа

1

-

1

-

7.98

7.99

13.95

4.208

DpХППj

кПа

1

4.209

Спецпроцедура

-

7.100; 7.101

7.102

13.23; 13.24

4.209

кПа

1

4.208

7.100; 7.101

7.102

13.23; 13.24

4.210

МПа

1

4.214

2

-

-

7.103

13.23; 13.24

4.211

tХППj

°С

1

4.211 или 4.215

3 (2)

-

-

7.104

13.23; 13.24

4.212

МПа

1

4.212

3

-

-

7.105

13.90; 13.277

4.213

t1ЦСДj

°С

1

4.213

2 (4)

-

-

7.106

13.15; 13.90; 13.277

4.214

МПа

1

4.214

2 (3)

-

-

7.107

13.81; 13.89; 13.24; 13.276

4.215

t2ЦВДj

°С

1

4.215; 4.232

4

-

-

7.108

13.89; 13.24; 13.276

4.216

МПа

1

4.216

3 (2)

-

-

7.109

13.90; 13.277

4.217

t2ЦСДj

°С

1

4.217

3 (2)

-

-

7.110

13.90; 13.277

4.218

кПа

-

-

1

-

7.111

7.112

13.91; 13.278

4.219

МПа

-

-

1

-

7.113

7.114

13.91

4.220

°С

-

-

1

-

7.115

7.116

13.91

4.221

кПа

-

-

1

-

7.117

7.118

13.92; 13.282

4.222

°С

-

-

1

-

7.119

7.120

13.92

4.223

кПа

-

-

1

-

7.121

7.122

13.93; 13.282

4.224

МПа

-

-

1

-

7.123

7.124

13.93

4.225

DpПУ ЦСД

кПа

-

-

1

-

7.125

7.126

13.157; 13.282; 13.385

4.226

кПа

-

-

1

-

7.127

7.128

13.157; 13.385

4.227

Dp01j

кПа

1

-

1

2.19

7.129

7.130

13.83; 13.84; 13.108; 13.296; 13.298

4.228

МПа

1

-

1

2.19

7.131

7.132

13.83; 13.84; 13.108; 13.296; 13.298

4.229

t01j

°С

1

-

1

2.19

7.133

7.134

13.83; 13.84; 13.108; 13.296; 13.298

4.230

Dp02j

кПа

1

-

1

2.21

7.135

7.136

13.83; 13.86; 13.109; 13.297; 13.298

4.231

МПа

1

-

1

2.21

7.137

7.138

13.83; 13.86; 13.109; 13.297; 13.298

4.232

t02j

°С

1

4.215

2 (1)

2.21

-

7.139

13.83; 13.86; 13.109; 13.297; 13.298

4.233 - 4.237

Резерв

4.238

pСПНД

кПа

-

-

1

-

7.140

7.141

13.287; 13.291

4.239

DpПТНj

кПа

1

-

1

2.57

7.142

7.143

13.110; 13.299; 13.302

4.240

pПТНj

МПа

1

-

1

2.57

7.144

7.145

13.110; 13.299; 13.302

4.241

tПТНj

°С

1

-

1

2.57

7.146

7.147

13.110; 13.299; 13.302

4.242

МПа

1

4.242

4

2.57

-

7.148

13.114; 13.304

4.243

t2ПТНj

°С

1

4.243

4

2.57

-

7.149

13.114; 13.304

4.244

p2ПТНj

кПа

1

4.244

4

2.57

-

7.150

13.114; 13.304

4.245

DpТВДj

кПа

1

-

1

2.58

7.151

7.152

13.116; 13.305; 13.306

4.246

МПа

1

-

1

2.58

7.153

7.154

13.116; 13.305; 13.306

4.247

tТВДj

°С

1

4.247

4

2.58

-

7.155

13.116; 13.305; 13.306

4.248 - 4.249

Резерв

4.250

pТВДj

кПа

1

4.250

4

2.58

-

7.156

13.117; 13.307

или t2ТВДj

°С

1

4.250

4

2.58

-

7.157

13.117; 13.307

4.251

p2j

кПа

1

4.251

4

-

-

7.158

13.17; 13.283; 13.285

или t2j

°С

1

4.251

4

-

-

7.159

4.252

°С

-

-

-

-

-

-

13.99

4.253

tj

°С

-

4.253

2 (4)

-

-

7.160

13.20

4.254

tj

°С

-

4.254

2 (4)

-

-

7.161

13.19

4.255

т/ч

-

-

1

2.49

7.162

7.163

13.97; 13.123; 13.315

4.256

т/ч

-

-

1

2.29

7.164

7.165

13.97; 13.123; 13.315

4.257

tХОВ

°С

-

-

1

2.49

7.166

7.167

13.77

4.258

tк

°С

-

-

1

-

7.168

7.169; 7.170

13.96; 13.284; 13.285

4.259

tкj

°С

-

-

1

-

7.171

7.172

13.100; 13.286; 13.291

4.260

°С

-

-

1

-

7.173

7.174

13.102; 13.289; 13.291

4.261

tав.сл

°С

-

-

-

-

-

-

13.103

4.262

tдj

°С

-

4.262

2

-

-

7.175

13.101; 13.288; 13.291

4.263

t1пвj

°С

-

4.263

2

-

-

7.176

-

4.264

t2пвj

°С

-

-

1

2.30

7.177

7.178

13.104; 13.292; 13.298

4.265

°С

-

-

1

2.30

7.177

7.178

13.105; 13.293; 13.298

4.266

°С

-

-

1

2.32

7.179

7.180

13.107; 13.295; 13.298

4.267

т/ч

-

4.267

2

-

-

7.181

4.268

МПа

-

4.268

2

-

-

7.182

13.113; 13.303

4.269

Dpпвj

кПа

1

4.270

3

2.30

7.184; 7.185

7.183; 7.93

13.24; 13.34

4.270

кПа

1

4.269

3

2.30

7.184; 7.185

7.183; 7.93

13.24; 13.34

4.271

МПа

1

-

1

2.30

7.186

7.187

13.24; 13.34

4.272

tпвj

°С

1

4.272; 4.273

2 (4)

2.30

-

7.188

13.16; 13.24; 13.34

4.273

°С

1

4.272; 4.273

2 (4)

2.30

-

7.188

13.16; 13.24; 13.34

4.274

°С

-

4.274

2 (4)

-

-

7.189

13.115

4.275

Резерв

4.276

т/ч

-

-

1

2.57

7.191

7.192

13.300; 13.301; 13.302

4.277

°С

-

-

1

2.57

7.193

7.194

13.111; 13.300; 13.302

4.278

т/ч

-

-

1

2.57

7.195

7.196

13.301; 13.302

4.279

°С

-

-

1

2.57

7.197

7.198

13.112; 13.301; 13.302

4.280

т/ч

-

-

1

2.1

7.199

7.200

13.42; 13.254; 13.255

4.281

tав.впрj

°С

-

-

1

2.1

7.201

7.202

13.42; 13.254; 13.255

4.282 - 4.310

Резерв

4.311

МПа

-

-

1

2.13

7.203

7.204

13.119; 13.121

4.312

tОБ

°С

-

-

1

2.13

7.205

7.206

13.119

4.313

МПа

-

-

1

2.14

7.207

7.208

13.118; 13.120

4.314

tПБ

°С

-

-

1

2.14

7.209

7.210

13.118

4.315

т/ч

-

-

1

2.15

7.211

7.212

13.314

4.316

t1БУ

°С

-

-

1

2.15

7.213

7.214

13.314

4.317

t1ОБ

°С

-

-

1

2.15

7.215

7.216

13.314

4.318

t1ПБ

°С

-

-

1

2.15

7.217

7.218

13.314

4.319

t2ОБ

°С

-

-

1

2.15

7.219

7.220

13.314

4.320

t2ПБ

°С

-

-

1

2.15

7.221

7.222

13.314

4.321

Резерв

4.322

tдр.ОБ

°С

-

-

1

2.13

7.223

7.224

13.121

4.323

tдр.ПБ

°С

-

-

1

2.14

7.225

7.226

13.120

4.324

°С

-

-

1

2.15

7.227

7.228

13.314

4.325

t2БУ

°С

-

-

1

2.15

7.229

7.230

13.314

4.326

мм рт. ст.

-

-

1

-

7.231

7.232

13.90; 13.277; 13.282

4.327

tнв

°С

-

-

1

-

7.233

7.234

4.328 - 4.336

Резерв

4.337

Dсер.оч

т/ч

-

-

1

2.12

7.276

7.277

13.75; 13.76

4.338

tсер.оч

°С

-

-

1

2.12

7.278

7.279

13.75; 13.76

4.339

МПа

-

-

1

2.12

7.280

7.281

13.75; 13.76

4.340

т/ч

-

-

1

2.50

7.235

7.236

13.125; 13.315

4.341

МПа

-

-

1

2.50

7.237

7.238

13.125; 13.315

4.342

tф

°С

-

-

1

2.50

7.239

7.240

13.125; 13.315

4.343

т/ч

-

-

1

2.7

7.241

7.242

13.126; 13.315

4.344

МПа

-

-

1

2.7

7.243

7.244

13.126; 13.315

4.345

tобдj

°С

-

4.211

2

2.7

-

7.245

13.126; 13.315

4.346

т/ч

-

-

1

2.9

7.246

7.247

13.52; 13.124

4.347

МПа

-

-

1

2.9

7.248

7.249

13.52; 13.124

4.348

°С

-

-

1

2.9

7.250

7.251

13.52; 13.124

4.349

т/ч

-

-

1

2.11

7.252

7.253

13.52; 13.124

4.350

МПа

-

-

1

2.11

7.254

7.255

13.52; 13.124

4.351

°С

-

-

1

2.11

7.256

7.257

13.52; 13.124

4.352

т/ч

-

-

1

2.10

7.258

7.259

13.52; 13.124

4.353

МПа

-

-

1

2.10

7.260

7.261

13.52; 13.124

4.354

°С

-

-

1

2.10

7.262

7.263

13.52; 13.124

4.355 - 4.357

Резерв

4.358

т/ч

-

-

1

2.33

7.264

7.265

13.67; 13.68

4.359

°С

-

-

1

2.33

7.266

7.267

13.67; 13.68

4.360

°С

-

-

1

2.33

7.274

7.275

13.67; 13.68

4.361

tкб

°С

-

-

1

7.268

7.269

13.67; 13.68

4.362

т/ч

-

-

1

2.16

7.270

7.271

13.67; 13.68

4.363

°С

-

-

1

2.16

7.272

7.273

13.67; 13.68

4.364

°С

-

-

1

2.16

7.274

7.275

13.67; 13.68

4.365

т/ч

-

-

1

2.20

7.282

7.283

13.69; 13.70

4.366

tк рм

°С

-

-

1

2.20

7.284

7.285

13.69; 13.70

4.367

т/ч

-

-

1

2.20

7.286

7.287

13.69; 13.70

4.368

tк мх

°С

-

-

1

2.20

7.288

7.289

13.69; 13.70

4.369

Резерв

4.370

tк расш

°С

-

-

1

-

7.290

7.291

13.69; 13.70

4.371

GкХВО

-

-

-

-

-

-

13.67; 13.68

4.372 - 4.373

Резерв

4.374

-

-

-

-

-

-

-

4.375

-

-

-

-

-

-

-

4.376

-

-

-

-

-

-

-

4.377 - 4.378

Резерв

4.379

т/ч

-

-

1

2.8

7.292

7.293

13.69; 13.70

4.380

МПа

-

-

1

2.8

7.294

7.295

13.69; 13.70

4.381

°С

-

-

1

2.8

7.296

7.297

13.69; 13.70

4.382 - 4.398

Резерв

4.399

ЭсчА

кВт×ч

1

4.402

5

2.59

-

7.298; 7.299

13.1; 13.4

4.400

ЭсчR

квар×ч

-

-

1

2.59

7.300

7.301

4.401

t

ч

1

-

-

-

-

-

4.402

NA

кВт

1

4.399

5

2.59

-

7.298; 7.299

13.1; 13.4

4.403

NR

квар

-

-

1

2.59

7.302

7.303

4.404

Nрезв

кВт

-

-

1

2.60

7.304

7.305

13.4

4.405

NПЭНj

кВт

-

-

2 (3, 4)

2.64

-

7.306

13.55; 13.53; 13.54; 13.56

4.406

Nкнj

кВт

-

-

2 (3)

2.61

-

7.307

13.29; 13.25; 13.30

4.407

кВт

-

-

2 (3, 4)

2.62

-

7.308

13.27; 13.25; 13.28

4.408

кВт

-

-

2 (3, 4)

2.63

-

7.309

13.27; 13.25; 13.28

4.409

Nсетj

кВт

-

-

2

2.66

-

7.310

13.25

4.410

Nбнj

кВт

-

-

2

2.65

-

7.311

13.25

4.411

кВт

-

-

2 (3, 4)

2.70

-

7.312

13.53; 13.54; 13.57; 13.58

4.412

кВт

-

-

2 (3, 4)

2.71

-

7.313

13.53; 13.54; 13.57; 13.58

4.413

кВт

-

-

2

2.67

-

7.314

13.53; 13.54; 13.57; 13.58

4.414

кВт

-

-

2

2.68

-

7.315

13.53; 13.54; 13.57; 13.58

4.415

Nд.рj

кВт

-

-

2

2.69

-

7.316

13.53; 13.54; 13.57; 13.58

4.416

Nвгдj

кВт

-

-

2

2.73

-

7.317

13.53; 13.54; 13.57; 13.58

4.417

Nмj

кВт

-

-

2 (3, 4)

2.72

-

7.318

13.53; 13.54; 13.59; 13.60

4.418

Nмвj

кВт

-

-

2 (3, 4)

2.74

-

7.319

13.53; 13.54; 13.59; 13.60

4.419

NБГНj

кВт

-

-

2 (3, 4)

2.75

-

7.320

13.53; 13.54

4.420

Nтр.раб

кВт

-

-

1

2.52

7.321

7.322

13.8

4.421

Nтр.рез

кВт

-

-

1

2.56

7.323

7.324

13.8

4.422

Nобщ ст.снj

кВт

-

-

1

2.54

7.325

7.326

13.8

4.423

Nэфj

кВт

-

-

1

2.55

7.327

7.328

13.53; 13.54

4.424

кВт

-

-

1

2.53

7.329

7.330

13.8

4.425

Nаз.оч

кВт

-

-

1

2.77

7.331

7.332

13.53; 13.54; 13.61; 13.62

4.426

Nсер.очj

кВт

-

-

2 (3, 4)

2.78

-

7.333

13.53; 13.54; 13.61; 13.62

4.427

Nшзу

кВт

-

-

1

2.79

7.334

7.335

13.53; 13.54

4.428

Nкнбу

кВт

-

-

1

2.90

7.336

7.337

13.25

4.429

NПТС

кВт

-

-

1

2.91

7.338

7.339

13.25

4.430

Nтепл.пр

кВт

-

-

1

2.92

7.340

7.341

13.25

4.431

Nтр.ХВО

кВт

-

-

1

2.93

7.342

7.343

13.8

4.432

Nтр.мх

кВт

-

-

1

2.94

7.344

7.345

13.8

4.433

Nтр.тп

кВт

-

-

1

2.95

7.346

7.347

13.8

Таблица 9

Обработка аналоговой информации

Адрес величины

Наименование

Обозначение

Адрес формулы

Используемая информация (адреса)

Окончание предварительной обработки

Примечание

9.1

Барометрическое давление, МПа

рб

3.12

4.326; 5.12

9.2

Барометрическое давление, кПа

рб

3.12

4.326; 5.99

9.3

Резерв

9.4

Давление среды перед I впрыском по каждому потоку, МПа

р1впрIj

3.13

4.7; 5.41; 9.1

9.5

Давление среды перед II впрыском по каждому потоку, МПа

р1впрIIj

3.13

4.10; 5.42; 9.1

9.6

Давление свежего пара за котлом по каждому потоку, МПа

pпеj

3.13

4.16; 5.43; 9.1

9.7

Давление пара холодного промперегрева по каждому потоку, МПа

p1ппj

3.13

4.21; 5.44; 9.1

9.8

Давление пара горячего промперегрева по каждому потоку, МПа

p2ппj

3.13

4.22; 5.45; 9.1

9.9

Давление пара перед сужающим устройством на линии к калориферам, МПа

pКФ

3.13

4.29; 5.46; 9.1

9.10

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

3.13

4.29; 5.47; 9.1

9.11

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

3.13

4.54; 5.49; 9.2

9.12

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

pрец

3.13

4.61; 5.50; 9.2

9.13

Напор воздуха перед вентиляторами, кПа

Hj

3.13

4.73; 5.52; 9.2

9.14

Напор воздуха за вентилятором, кПа

Hj

3.13

4.74; 5.53; 9.2

9.15

Напор воздуха перед воздухоподогревателями, кПа

H1впj

3.13

4.75; 5.54; 9.2

9.16

Напор воздуха за воздухоподогревателями, кПа

H2впj

3.13

4.76; 5.55; 9.2

9.17

Разрежение газов перед воздухоподогревателями, кПа

S1впj

3.13

4.77; 5.56; 9.2

9.18

Разрежение газов за воздухоподогревателями, кПа

S2впj

3.13

4.78; 5.57; 9.2

9.19

Разрежение газов перед дымососами, кПа

S1дсj

3.13

4.79; 5.58; 9.2

9.20

Разрежение газов за дымососами, кПа

S2дсj

3.13

4.80; 5.59; 9.2

9.21

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

3.13

4.36; 5.48; 9.2

9.22

Давление в плюсовой камере СУ на байпасной линии природного газа, кПа

3.13

4.57; 5.51; 9.2

9.23 - 9.24

Резерв

9.25

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

p0j

3.13

4.203; 5.62; 9.1

9.26

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

p1j

3.13

4.205; 5.63; 9.1

9.27

Давление пара в регулирующей ступени турбины, МПа

pр.ст

3.13

4.207; 5.64; 9.1

+

9.28

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

pХППj

3.13

4.210; 5.65; 9.1

9.29

Давление пара перед отсечными клапанами ЦСД по каждой линии, МПа

p1ЦСДj

3.13

4.212; 5.66; 9.1

9.30

Давление пара на выходе из ЦВД по каждой линии, МПа

p2ЦВДj

3.13

4.214; 5.67; 9.1

9.31

Давление пара на выходе из ЦСД по каждому выхлопу, кПа

p2ЦСДj

3.13

4.216; 5.68; 9.2

9.32

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

3.13

4.219; 5.69; 9.1

9.33

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

3.13

4.224; 5.70; 9.1

9.34

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

pПУ ЦСД

3.13

4.226; 5.71; 9.2

9.35

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

p01j

3.13

4.228; 5.72; 9.1

9.36

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

p02j

3.13

4.234; 5.75; 9.1

9.37

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

pПТНj

3.13

4.240; 5.76; 9.1

+

9.38

Давление пара на выхлопе каждого ПТН с противодавлением, МПа

p2ПТНj

3.13

4.242; 5.77; 9.1

9.39

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

pТВДj

3.13

4.246; 5.78; 9.1

9.40

Давление воды на стороне нагнетания каждого питательного насоса, МПа

p2ПНj

3.13

4.286; 5.79; 9.1

+

9.41

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

pпвj

3.13

4.289; 5.80; 9.1

9.42

Давление пара на основной бойлер, МПа

pОБ

3.13

4.311; 5.81; 9.1

9.43

Давление пара на пиковый бойлер, МПа

pПБ

3.13

4.313; 5.82; 9.1

9.44

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

pф

3.13

4.341; 5.83; 9.1

9.45

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

pобдj

3.13

4.344; 5.84; 9.1

9.46

Давление пара перед сужающим устройством из общестанционного КСН 1,3 МПа к блочному КСН, МПа

3.13

4.347; 5.85; 9.1

9.47

Давление пара перед сужающим устройством из блочного КСН 1,3 МПа к общестанционному КСН, МПа

3.13

4.350; 5.86; 9.1

9.48

Давление пара перед сужающим устройством из общестанционного КСН 0,6 МПа к блочному КСН, МПа

3.13

4.353; 5.87; 9.1

9.49

Давление пара в СПНД, кПа

pСПНД

3.13

4.238; 5.73; 9.2

9.50

Давление пара, подаваемого на общестанционное мазутное хозяйство, перед сужающим устройством, МПа

3.13

4.375; 5.88; 9.1

9.51

Давление пара, подаваемого на размораживающее устройство, перед сужающим устройством, МПа

3.13

4.380; 5.89; 9.1

9.52 - 9.54

Резерв

9.55

Давление пара на сероочистку перед сужающим устройством, МПа

pсер.оч

3.13

4.339; 5.90; 9.1

9.56

Давление пара на выходе из ЦСД по каждой линии, МПа

p2ЦСДj

3.12

5.99; 9.34

9.57

Давление пара отсоса из переднего концевого уплотнения ЦСД в отбор перед сужающим устройством, МПа

pПУ ЦСД

3.12

5.99; 9.34

9.58

Давление свежего пара в плюсовой камере сужающего устройства по каждой линии, кПа

p0j

3.12

5.99; 9.25

9.59

Давление пара холодного промперегрева в плюсовой камере сужающего устройства по каждой линии, кПа

pХППj

3.12

5.99; 9.28

9.60

Давление пара отсоса из переднего концевого уплотнения ЦВД в линию ХПП перед сужающим устройством, кПа

3.12

5.99; 9.32

9.61

Давление пара отсоса из заднего концевого уплотнения ЦВД в деаэратор перед сужающим устройством, кПа

3.12

5.99; 9.33

9.62

Давление в плюсовой камере сужающего устройства в паропроводе I отбора на ПВД9 (на каждый корпус), кПа

p01j

3.12

5.99; 9.35

9.63

Давление в плюсовой камере СУ в паропроводе II отбора на ПВД8 (на каждый корпус), кПа

p02j

3.12

5.99; 9.36

9.64

Давление в плюсовой камере сужающего устройства в отборе на каждый ПТН, кПа

pПТНj

3.12

5.99; 9.37

9.65

Давление в плюсовой камере сужающего устройства в отборе на каждую ТВД, кПа

pТВДj

3.12

5.99; 9.39

9.66

Давление питательной воды в плюсовой камере сужающего устройства за ПВД по каждому потоку, кПа

pпвj

3.12

5.99; 9.41

9.67

Давление пара в СПНД, МПа

pСПНД

3.12

5.99; 9.49

9.68 - 9.69

Резерв

9.70

Давление пара на выходе из ЦСД по каждому потоку, МПа

p2ЦСДj

3.20

9.56

9.71

Абсолютное давление отработавшего пара в горловине конденсатора по каждой секции, кПа

p2j

3.20

4.251

+

9.72

Температура пара на выхлопе из ЦСД по каждому потоку, °С

t2ЦСДj

3.20

4.217

9.73

Температура питательной воды перед сужающим устройством по каждому потоку, °С

tпвj

3.20

4.272; 4.273

9.74

Температура пара горячего промперегрева по каждой линии, °С

t2ппj

3.20

4.17; 4.18

9.75

Температура свежего пара за котлом по каждой линии, °С

tпеj

3.20

4.24; 4.25

9.76

Давление среды перед I впрыском, мПа

p1впрI

3.21

9.4

9.77

Давление среды перед II впрыском, МПа

p1впрII

3.21

9.5

9.78

Давление свежего пара за котлом, МПа

pпе

3.21

9.6

9.79

Давление пара холодного промперегрева, МПа

p1пп

3.21

9.7

9.80

Давление пара горячего промперегрева, МПа

p2пп

3.21

9.8

9.81

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

3.21

9.10

9.82

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

pрец

3.21

9.12

9.83

Напор воздуха перед вентиляторами, кПа

H

3.21

9.13

+

9.84

Напор воздуха за вентиляторами, кПа

H

3.21

9.14

+

9.85

Напор воздуха перед воздухоподогревателями, кПа

H1ВП

3.21

9.15

+

9.86

Напор воздуха за воздухоподогревателями, кПа

H2ВП

3.21

9.16

+

9.87

Разрежение газов перед воздухоподогревателями, кПа

S1ВП

3.21

9.17

+

9.88

Разрежение газов за воздухоподогревателями, кПа

S2ВП

3.21

9.18

+

9.89

Разрежение газов перед дымососами, кПа

S1дс

3.21

9.19

+

9.90

Разрежение газов за дымососами, кПа

S2дс

3.21

9.20

+

9.91

Давление воды перед теплообменником с.н. (теплофикационным экономайзером), МПа

3.21

9.21

9.92 - 9.93

Резерв

9.94

Давление свежего пара перед стопорными клапанами ЦВД, МПа

p1

3.21

9.26

+

9.95

Давление пара перед клапанами ЦСД, МПа

p1ЦСД

3.21

9.29

9.96

Давление пара на выходе из ЦВД, МПа

p2ЦВД

3.21

9.30

9.97

Давление пара на выходе из ЦСД, МПа

p2ЦСД

3.21

9.56

+

9.98

Абсолютное давление отработавшего пара в горловине конденсатора основной турбины, кПа

p2

3.21

4.251

+

9.99

Абсолютное давление отработавшего пара в конденсаторе каждого ПТН, кПа

p2ПТНj

3.21

4.244

+

9.100

Абсолютное давление отработавшего пара в конденсаторе каждой ТВД, кПа

p2ТВДj

3.21

4.250

+

При отсутствии датчиков абсолютного давления, температура, °С:

9.101

отработавшего пара в конденсаторе основной турбины

t2

3.21

4.251

9.102

отработавшего пара в конденсаторе каждого ПТН

t2ПТНj

3.21

4.244

9.103

отработавшего пара в конденсаторе каждой ТВД

t2ТВДj

3.21

4.250

9.104

Давление пара на выхлопе каждого ПТН с противодавлением, МПа

p2ПТНj

3.21

9.38

9.105 - 9.107

Резерв

9.108

Давление питательной воды за ПВД после байпаса, МПа

pпв

3.21

9.41

+

9.109 - 9.110

Резерв

9.111

Температура питательной воды за РПК, °С

t2РПК

3.21

4.1

+

9.112

Температура воды за экономайзером, °С

t2эк

3.21

4.2

+

9.113

Температура среды перед I впрыском, °С

t1впр.I

3.21

4.6

+

9.114

Температура среды за I впрыском, °С

t2впр.I

3.21

4.8

+

9.115

Температура среды перед II впрыском, °С

t1впр.II

3.21

4.9

+

9.116

Температура среды за II впрыском (перед выходной ступенью КПП), °С

t2впр.II (t1КПП)

3.21

4.15

+

9.117

Температура свежего пара за котлом, °C

tпе

3.21

9.75

+

9.118

Температура горячего пара промперегрева, °C

t2пп

3.21

9.74

+

9.119

Температура холодного промперегрева, °С

t1пп

3.21

4.23

+

9.120

Температура воды на входе в теплообменник СН (теплофикационный экономайзер и т.п.), °С

3.21

4.34

+

9.121

Температура воды на выходе из теплообменника с.н., °С

3.21

4.35

+

9.122

Температура пара, отбираемого из тракта промперегрева на с.н.,°С

3.21

4.40

+

9.123 - 9.124

Резерв

9.125

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

tхв

3.21

4.65

+

9.126

Температура воздуха перед калориферами, °С

t1КФ

3.21

4.66

+

9.127

Температура воздуха за калориферами (перед воздухоподогревателем), °С

t1ВП (t2КФ)

3.21

4.67

+

9.128

Температура воздуха за воздухоподогревателем, °С

t2ВП

3.21

4.68

+

9.129 - 9.131

Резерв

9.132

Температура газов перед воздухоподогревателем, °С

v1ВП

3.21

4.70

+

9.133

Температура газов за воздухоподогревателем, °С (уходящие газы)

vух

3.21

4.71

+

9.134

Содержание кислорода за котлом (в точке с 600 v £ 600 °C)

O2

3.21

4.83

+

9.135

То же перед РВП, %

O21РВП

3.21

4.84

+

9.136

То же в уходящих газах, %

О2ух

3.21

4.85

+

9.137

То же за дымососами (за электрофильтрами), %

О2дс

3.21

4.86

+

9.138

Содержание СО в дымовых газах, %

СО

3.21

4.87

+

или

9.139

Потери тепла от химической неполноты сгорания топлива, %

q¢3

3.21

4.88

+

9.140 - 9.143

Резерв

9.144

Температура свежего пара перед стопорными клапанами ЦВД, °С

t1

3.21

4.206

+

9.145

Температура пара перед клапанами ЦСД, °С

t1ЦСД

3.21

4.213

+

9.146

Температура пара на выходе из ЦВД, °С

t2ЦВД

3.21

4.215

9.147

Температура пара на выходе из ЦСД, °С

t2ЦСД

3.21

4.217

9.148

Температура пара на выхлопе каждого ПТН с противодавлением, °С

t2ПТНj

3.21

4.243

9.149

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

t

3.21

4.253

+

9.150

Температура охлаждающей воды на выходе из конденсатора основной турбины

t

3.21

4.254

+

9.151

Температура питательной воды после деаэраторов, °С

tд

3.21

4.262

+

9.152

Температура питательной воды на входе в первый ПВД, °С

t1ПВД

3.21

4.263

9.153

Температура питательной воды за ПВД после байпаса, °С

tпв

3.21

9.73

+

9.154

Температура питательной воды на аварийный впрыск, °С

tав.впр

3.21

4.281

9.155 - 9.157

Резерв

9.158

Удельный объем воды, подогреваемой в теплообменнике для с.н., перед каждым сужающим устройством, м3/кг

3.6

4.34; 9.21

9.159

Удельный объем пара, поступающего на калориферы, м3/кг

V1КФ

3.1

4.30, 9.9

9.160

Удельный объем пара, отбираемого из тракта промперегрева на с.н., м3/кг

3.1

4.40; 9.10

9.161 - 9.162

Резерв

9.163

Удельный объем свежего пара по каждому потоку, м3/кг

V0j

3.1

4.204; 9.25

9.164

Удельный объем пара холодного промперегрева по каждому потоку, м3/кг

VХППj

3.1

4.211; 9.28

9.165

Удельный объем пара в паропроводе отсоса из переднего концевого уплотнения ЦВД в ХПП, м3/кг

3.1

4.220; 9.32

9.166

Удельный объем пара в паропроводе отсоса пара из переднего концевого уплотнения ЦВД в деаэратор, м3/кг

3.1

4.222; 5.100

9.167

Удельный объем пара в паропроводе отсоса пара из заднего концевого уплотнения ЦВД в деаэратор, м3/кг

3.1

9.33; 9.146

9.168

Удельный объем пара в паропроводе отсоса пара из переднего уплотнения ЦСД в отбор, м3/кг

VПУ ЦСД

3.1

9.34; 9.145

9.169

Удельный объем пара I отбора на ПВД9, м3/кг

V01j

3.1

4.229; 9.35

9.170

Удельный объем пара II отбора на ПВД8, м3/кг

V02j

3.1

4.235; 9.36

9.171

Удельный объем пара отбора на каждый ПТН, м3/кг

VПТНj

3.1

4.241; 9.37

9.172

Удельный объем пара отбора на каждую ТВД, м3/кг

VТВДj

3.1

4.247; 9.39

9.173

Удельный объем пара, подаваемого на мазутные форсунки, м3/кг

Vф

3.1

4.342; 9.44

9.174

Удельный объем пара, подаваемого на обдувку, м3/кг

Vобдj

3.1

4.345; 9.45

9.175

Удельный объем пара в общестанционном КСН 1,3 МПа, м3/кг

Vобщ.1,3

3.1

4.347; 9.46

9.176

Удельный объем пара в блочном КСН 1,3 МПа, м3/кг

VКСН1,3

3.1

4.349; 9.47

9.177

Удельный объем пара в общестанционном КСН 0,6 МПа, м3/кг

Vобщ.0,6

3.1

4.351; 9.48

9.178

Удельный объем пара на сероочистку, м3/кг

Vсер.оч

3.1

4.338; 9.55

9.179 - 9.181

Резерв

9.182

Удельный объем ХОВ, подаваемой в конденсатор, м3/кг

VХОВ

3.6

4.257; 5.104

9.183

Удельный объем питательной воды на стороне нагнетания питательных насосов, м3/кг

VпвПНj

3.6

9.40; 9.152

9.184

Удельный объем питательной воды за ПВД после байпаса по каждому потоку, м3/кг

Vпвj

3.6

9.41; 9.73

9.185

Удельный объем основного конденсата на уплотнения питательных и бустерных насосов, м3/кг

3.6

4.258; 5.102

9.186

Удельный объем воды, сбрасываемой из уплотнений питательных насосов в деаэратор, м3/кг

3.6

4.279; 5.100

9.187

Удельный объем питательной воды на аварийный впрыск из промежуточной ступени ПН по каждой линии, м3/кг

Vав.впрj

3.6

4.281; 5.103

9.188

Удельный объем сетевой воды на входе в бойлерную установку, м3/кг

Vсв

3.6

4.316; 5.32

9.189

Удельный объем сетевой воды, поступающей на с.н. энергоблока, м3/кг

3.6

4.359; 5.32

9.190

Резерв

9.191

Удельный объем конденсата от размораживающего устройства, м3/кг

Vкрм

3.6

4.366; 5.107

9.192

Удельный объем конденсата от мазутных подогревателей, м3/кг

Vкмх

3.6

4.368; 5.108

9.193

Удельный объем сетевой воды от энергоблока на с.н. электростанции, м3/кг

3.6

4.363; 5.32

9.194 - 9.195

Резерв

9.196

Расход воды, подогреваемой в котле (теплофикационном экономайзере и т.п.), т/ч

3.15

4.33; 5.190; 9.158

9.197

Расход пара на калориферы, т/ч

DКФ

3.15

4.28; 5.191; 9.159

9.198

Расход пара из тракта промперегрева на с.н., т/ч

3.15

4.38; 5.192; 9.160

+

9.199

Расход мазута, подаваемого на котел (по основной линии), т/ч

3.32

4.43; 4.46; 5.193; 5.194; 5.195

9.200

Расход мазута, измеренного дублирующим датчиком, т/ч

3.32

4.44; 4.46; 5.193; 5.194; 5.195

9.201

Расход мазута через байпасную линию (шайба малого расхода), т/ч

3.32

4.45; 4.46; 5.193; 5.194; 5.195

+

9.202

Расход мазута на линии рециркуляции, т/ч

Gм рец

3.32

4.46; 4.49; 5.193; 5.194; 5.195

9.203

Расход природного газа, подаваемого на котел (по основному газопроводу), кг/с

Gг

3.31

4.52; 4.55; 5.105; 5.116; 5.117; 5.118; 5.119; 5.120; 5.121; 9.11

9.204

То же по дублирующему измерению, кг/с

3.31

4.53; 4.55; 5.105; 5.116; 5.117; 5.118; 5.119; 5.120; 5.121; 9.11

9.205

Расход природного газа через байпасную линию (шайба малого расхода), кг/с

3.31

4.55; 4.56; 5.105; 5.116; 5.118; 5.122; 5.123; 5.124; 5.125; 9.22

+

9.206

Расход рециркулирующих газов в котле, т/ч

Gг рец

3.16

4.60; 4.62; 5.106; 5.116; 5.126; 5.127; 5.128; 5.130; 5.131; 9.12

+

9.207

Резерв

9.208

Расход свежего пара перед турбиной по каждой линии (основной датчик), т/ч

D0j

3.14

4.201; 4.204; 5.136; 5.137; 5.138; 5.139; 9.58; 9.163

9.209

То же (дублирующий датчик), т/ч

3.14

4.202; 4.204; 5.136; 5.137; 5.138; 5.139; 9.58; 9.163

9.210

Расход пара холодного промперегрева по каждой линии, т/ч

DХППj

3.14

4.208; 4.211; 5.140; 5.141; 5.142; 5.143; 9.59; 9.164

9.211

Расход пара холодного промперегрева по каждой линии (по дублирующему датчику), т/ч

3.14

4.209; 4.211; 5.140; 5.141; 5.142; 5.143; 9.59; 9.164

9.212

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

3.14

4.218; 4.220; 5.144; 5.145; 5.146; 5.147; 9.60; 9.165

+

9.213

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

3.14

4.221; 4.222; 5.101; 5.148; 5.149; 5.150; 5.151; 9.166

+

9.214

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

3.14

4.223; 5.152; 5.153; 5.154; 5.155; 9.61; 9.146; 9.167

+

9.215

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

DПУ ЦСД

3.14

4.213; 4.225; 5.156; 5.157; 5.158; 5.196; 9.34; 9.168

+

9.216

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

D01j

3.14

4.227; 4.229; 5.159; 5.160; 5.161; 5.196; 9.62; 9.169

+

9.217

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

D02j

3.14

4.230; 4.232; 5.162; 5.163; 5.164; 5.165; 9.63; 9.170

+

9.218

Расход пара на каждый ПТН, т/ч

DПТНj

3.14

4.239; 4.241; 5.166; 5.167; 5.168; 5.169; 9.64; 9.171

+

9.219

Расход пара на каждую ТВД, т/ч

DТВДj

3.14

4.245; 4.247; 5.170; 5.171; 5.172; 5.173; 9.65; 9.172

+

9.220

Расход пара на мазутное хозяйство электростанции по каждой линии, т/ч

3.15

4.374; 5.187; 9.175

9.221

Расход пара на размораживающее устройство электростанции по каждой линии, т/ч

3.15

4.379; 5.188; 9.175

9.222

Расход питательной воды за ПВД после байпаса, т/ч

Gпвj

3.14

4.287; 5.232; 5.233; 5.234; 5.235; 9.66; 9.73; 9.184

9.223

Расход питательной воды за ПВД после байпаса (по дублирующему датчику), т/ч

3.14

4.288; 5.232; 5.233; 5.234; 5.235; 9.66; 9.73; 9.184

9.224

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

3.15

4.255; 5.174; 9.182

+

9.225

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

3.15

4.256; 5.174; 9.182

+

9.226

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

G2ПНj

3.15

4.285; 5.175; 9.183

+

9.227

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

3.15

4.294; 5.176; 9.185

+

9.228

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

3.15

4.296; 5.177; 9.186

+

9.229

Расход питательной воды на аварийный впрыск по каждой линии, т/ч

Gав.впрj

3.15

4.298; 5.178; 9.187

9.230

Расход сетевой воды, подаваемой на бойлерную установку, т/ч

Gсв

3.15

4.315; 5.179; 9.188

+

9.231

Расход пара, подаваемого на мазутные форсунки, т/ч

Dф

3.15

4.340; 5.180; 9.173

+

9.232

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

Dобдj

3.15

4.343; 5.181; 9.174

9.233

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

3.15

4.346; 5.182; 9.175

+

9.234

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

3.15

4.349; 5.183; 9.176

+

9.235

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

3.15

4.352; 5.184; 9.177

+

9.236

Расход пара на сероочистку, т/ч

Dсер.оч

3.15

4.337; 5.189; 9.178

+

9.237

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

3.15

4.358; 5.185; 9.189

+

9.238

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

3.15

4.362; 5.186; 9.193

+

9.239

Расход мазута, подаваемого на котел, т/ч (основная линия)

3.20

9.199; 9.200

9.240

Расход природного газа, подаваемого на котел (основная линия), т/ч

Gг

3.20

9.203; 9.204

+

9.241

Расход свежего пара на турбину по каждой линии, т/ч

D0j

3.20

9.208; 9.209

9.242

Расход питательной воды за ПВД после байпаса по каждой линии, т/ч

Gпвj

3.20

9.222; 9.223

+

9.243

Расход пара холодного промперегрева по каждой линии, т/ч

DХППj

3.20

9.210; 9.211

9.244

Расход химически обессоленной воды на энергоблок, т/ч

GХОВ

3.19

9.224; 9.225

+

9.245

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

Gк мх

3.15

4.367; 5.236; 9.192

+

9.246

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

Gк рм

3.15

4.365; 5.35; 5.237; 9.191

+

9.247

Расход воды, подогреваемой в котле на с.н. (теплофикационном экономайзере и т.п.), т/ч

3.19

9.196

+

9.248

Расход пара из тракта промперегрева на с.н., т/ч

3.19

9.198

+

9.249

Расход свежего пара на турбину, т/ч

D0

3.19

9.241

+

9.250

Расход пара холодного промперегрева, т/ч

DХПП

3.19

9.243

+

9.251

Расход питательной воды за ПВД после байпаса, т/ч

Gпв

3.19

9.242

+

9.252

Резерв

9.253

Расход пара I отбора на ПВД9, т/ч

D01

3.19

9.216

+

9.254

Расход пара II отбора на ПВД8, т/ч

D02

3.19

9.217

+

9.255

Резерв

9.256

Расход пара на ТВД, т/ч

DТВД

3.19

9.219

+

9.257

Расход питательной воды из промежуточных ступеней ПЭН на аварийный впрыск, т/ч

Gав.впр

3.19

9.229

+

9.258

Расход пара на обдувку поверхностей нагрева, т/ч

Dобд

3.19

9.232

+

9.259

Расход пара на мазутное хозяйство электростанции, т/ч

3.19

9.220

+

9.260

Расход пара на размораживающее устройство, т/ч

3.19

9.221

+

9.261 - 9.262

Резерв

9.263

Мощность двигателей ПЭН, кВт

NПЭН

3.19

4.405

+

9.264

Мощность двигателей КЭН, кВт

Nкн

3.19

4.406

+

9.265

Мощность двигателей циркуляционных насосов на 1-й скорости, кВт

3.19

4.407

+

9.266

Мощность двигателей циркуляционных насосов на 2-й скорости, кВт

3.19

4.408

+

9.267

Мощность двигателей сетевых насосов, кВт

Nсет

3.19

4.409

+

9.268

Мощность двигателей бустерных насосов, кВт

Nбн

3.19

4.410

+

9.269

Мощность дутьевых вентиляторов на 1-й скорости, кВт

3.19

4.411

+

9.270

Мощность дутьевых вентиляторов на 2-й скорости, кВт

3.19

4.412

+

9.271

Мощность дымососов на 1-й скорости, кВт

3.19

4.413

+

9.272

Мощность дымососов на 2-й скорости, кВт

3.19

4.414

+

9.273

Мощность дымососов рециркуляции, кВт

Nд.рец

3.19

4.415

+

9.274

Мощность вентиляторов горячего дутья, кВт

Nзгд

3.19

4.416

+

9.275

Мощность двигателей мельниц, кВт

Nм

3.19

4.417

+

9.276

Мощность двигателей вентиляторов пылеприготовительной установки (мельничных вентиляторов), кВт

Nмв

3.19

4.418

+

9.277

Мощность багерных насосов, кВт

NБГН

3.19

4.419

+

9.278

Мощность трансформаторов (механизмов) с.н., подключенных к секциям питания с.н. данного энергоблока, кВт

Nобщ.ст.сн

3.19

4.222

+

9.279

Мощность трансформаторов РУ электрофильтров, кВт

Nэф

3.19

4.423

+

9.280

Мощность резервных вводов питания на секции 6 кВ с.н. энергоблока, кВт

3.19

4.424

+

9.281

Мощность механизмов сероочистки дымовых газов, кВт

Nсер.оч

3.19

4.426

+

9.282 - 9.283

Резерв

9.284

Температура насыщенного пара в конденсаторе каждой ТВД, К

Ysк ТВДj

3.9

9.100

9.285

Температура насыщенного пара в конденсаторе каждого ПТН, К

Ysк ПТНj

3.9

9.99

9.286

Энтропия пара на входе в ЦВД, кДж/(кг×К)

S1ЦВД

3.3

9.144; 9.94

9.287

Энтропия пара на входе в ЦСД, кДж/(кг·К)

S1ЦСД

3.3

9.145; 9.95

9.288

Энтальпия пара на выходе из ЦВД, кДж/кг

h2ЦВД ад

3.5

9.286; 9.96

+

9.289

Энтальпия пара на выходе из ЦСД (каждого потока), кДж/кг

h2ЦСД ад

3.5

9.287; 9.97

+

9.290

Резерв

9.291

Температура насыщенного пара в конденсаторе турбины, К

Ysк

3.9

9.98

9.292

Температура насыщенного пара в СПНД, К

YsСПНД

3.9

9.67

9.293

Температура насыщенного пара в основном бойлере, К

YsОБ

3.9

9.42

9.294

Температура насыщенного пара в пиковом бойлере, К

YsПБ

3.9

9.43

9.295 - 9.297

Резерв

9.298

Температура насыщенного пара в конденсаторе турбины, °С

3.10

9.291

+

9.299

Температура, насыщенного пара в СПНД, °С

3.10

9.292

+

9.300

Температура насыщенного пара в основном бойлере, °С

3.10

9.293

+

9.301

Температура насыщенного пара в пиковом бойлере, °С

3.10

9.294

+

9.302

Резерв

9.303

Температура насыщения в конденсаторе каждой ТВД, °С

3.10

9.284

+

9.304

Температура насыщения в конденсаторе каждого ПТН, °С

3.10

9.285

+

9.305

Энтальпия среды перед I впрыском, кДж/кг

h1впрI

3.2

9.70; 9.113

+

9.306

Энтальпия среды за I впрыском, кДж/кг

h2впрI

3.2

9.70; 9.114

+

9.307

Энтальпия среды перед II впрыском, кДж/кг

h1впрII

3.2

9.77; 9.115

+

9.308

Энтальпия пара перед выходной (конвективной) ступенью пароперегревателя, кДж/кг

h1КПП

3.2

9.77; 9.116

+

9.309

Энтальпия воды за экономайзером, кДж/кг

h2эк

3.7

9.77; 9.112

+

9.310

Энтальпия пара I отбора за ПВД j, кДж/кг

h01j

3.2

4.299; 9.35

+

9.311

Энтальпия пара II отбора за ПВД j, кДж/кг

h02j

3.2

4.235; 9.36

+

9.312

Энтальпия свежего пара за котлом, кДж/кг

hпе

3.2

9.78; 9.117

+

9.313

Энтальпия холодного пара промперегрева, кДж/кг

h1пп

3.2

9.79; 9.122

+

9.314

Энтальпия горячего пара промперегрева, кДж/кг

h2пп

3.2

9.79; 9.118

+

9.315

Энтальпия воды на входе в теплообменник (теплофикационный экономайзер и т.п.), кДж/кг

3.7

4.34; 9.91

+

9.316

То же на выходе, кДж/кг

3.7

4.35; 9.91

+

9.317

Энтальпия пара, отбираемого из тракта промперегрева на с.н., кДж/кг

3.2

4.40; 9.81

+

9.318

Энтальпия конденсата от мазутного хозяйства в схему энергоблока, кДж/кг

hкмх

3.7

4.368; 5.35

9.319 - 9.321

Энтальпия пара на выходе из теплообменника азотоочистки, кДж/кг

h2то

3.2

4.41; 9.10

+

9.322

Энтальпия свежего пара перед стопорными клапанами ЦВД, кДж/кг

h1

3.2

9.94; 9.144

+

9.323

Энтальпия пара на выходе из ЦВД, кДж/кг

h2ЦВД

3.2

9.96; 9.146

+

9.324

Энтальпия пара перед клапанами ЦСД, кДж/кг

h1ЦСД

3.2

9.95; 9.145

+

9.325

Энтальпия пара на выходе из ЦСД (каждого потока), кДж/кг

h2ЦСДj

3.2

9.97; 9.147

+

9.326

Энтальпия пара на входе в ПТН (каждый), кДж/кг

h1ПТНj

3.2

4.241; 9.64

+

9.327

Энтальпия пара на выхлопе каждого ПТН с противодавлением, кДж/кг

h2ПТНj

3.2

4.243; 9.104

+

9.328

Энтальпия пара, подаваемого на каждую ТВД, кДж/кг

h1ТВДj

3.2

4.247; 9.65

+

9.329

Энтальпия пара, подаваемого на основной бойлер, кДж/кг

hОБ

3.2

4.312; 9.42

+

9.330

Энтальпия пара, подаваемого на пиковый бойлер, кДж/кг

hПБ

3.2

4.314; 9.43

+

9.331

Энтальпия пара, подаваемого на мазутные форсунки, кДж/кг

hф

3.2

4.342; 9.44

+

9.332

Энтальпия пара, подаваемого на обдувку поверхностей нагрева, кДж/кг

hобдj

3.2

4.345; 9.45

9.333

Энтальпия пара, подаваемого из общестанционного КСН 1,3 МПа к блочному КСН, кДж/кг

3.2

4.348; 9.46

+

9.334

Энтальпия пара, подаваемого из блочного КСН 1,3 МПа к общестанционному КСН, кДж/кг

3.2

4.351; 9.47

+

9.335

Энтальпия пара, подаваемого из общестанционного КСН 0,6 МПа к блочному КСН, кДж/кг

3.2

4.354; 9.48

+

9.336

Энтальпия пара на калориферы, кДж/кг

hКФ

3.2

4.30; 9.9

+

9.337

Энтальпия пара на сероочистку, кДж/кг

hсер.оч

3.2

4.338; 9.55

+

9.338

Энтальпия конденсата от размораживающего устройства, кДж/кг

hкрм

3.7

4.365; 5.35

+

9.339

Энтальпия пара на выхлопе каждой ТВД с противодавлением, кДж/кг

h2ТВДj

3.2

4.250; 9.100

+

9.340

Энтальпия питательной воды за ПВДj, кДж/кг

h2пвj

3.7

4.264; 9.41

+

9.341

Энтальпия питательной воды за ПВД после байпаса, кДж/кг

hпв

3.7

9.108; 9.153

+

9.342

Энтальпия питательной воды из промступени ПЭН на аварийный впрыск, кДж/кг

hав.впр

3.7

5.103; 9.154

+

9.343

Энтальпия сетевой воды на входе в бойлерную установку, кДж/кг

h1БУ

3.7

4.316; 5.32; 5.104

+

9.344

Резерв

9.345

Энтальпия сетевой воды на входе в пиковый бойлер, кДж/кг

h1ПБ

3.7

4.318; 5.32

+

9.346

Энтальпия сетевой воды на выходе из пикового бойлера, кДж/кг

h2ПБ

3.7

4.320; 5.32

+

9.347

Резерв

9.348

Энтальпия сетевой воды на выходе из бойлерной установки (после байпаса), кДж/кг

h2БУ

3.7

4.325; 5.32

+

9.349

Энтальпия конденсата греющего пара основного бойлера, кДж/кг

hдр.ОБ

3.7

4.322; 9.42

+

9.350

Энтальпия конденсата греющего пара пикового бойлера, кДж/кг

hдр.ПБ

3.7

4.323; 9.43

+

9.351

Энтальпия прямой сетевой воды на с.н. энергоблока, кДж/кг

3.7

4.359; 5.32

+

9.352

Энтальпия обратной сетевой воды с.н. энергоблока, кДж/кг

3.7

4.360; 5.32

+

9.353

Резерв

9.354

Энтальпия конденсата калориферов, кДж/кг

hк КФ

3.7

4.30; 9.9

+

9.355

Энтальпия сетевой воды на входе в основной бойлер, кДж/кг

h1ОБ

3.7

4.317; 5.32

+

9.356 - 9.357

Резерв

9.358

Энтальпия конденсата конденсатора турбины, кДж/кг

hк

3.11

9.291

+

9.359

Энтальпия конденсата конденсатора каждой ТВД, кДж/кг

hкТВДj

3.11

9.284

+

9.360

Энтальпия конденсата конденсатора каждого ПТН, кДж/кг

hкПТНj

3.11

9.285

+

9.361

Энтальпия сетевой воды, поступающей на с.н. электростанции, кДж/кг

3.7

4.363; 5.32

+

9.362

Энтальпия обратной сетевой воды, поступающей от с.н. электростанции, кДж/кг

3.7

4.364; 5.32

+

9.363

Энтальпия конденсата греющего пара ПВДj, кДж/кг

3.7

4.266; 9.35 (9.36)

+

9.364 - 9.365

Резерв

9.366

Резерв

9.367

Расход газа на котел, кг/с

Gг

3.19

9.205; 9.240

9.368

Расход газа на котел, т/ч

Gг

3.12

5.99; 9.367

9.369

Мощность турбины, кВт

Nт

3.33

4.399; 4.401; 4.404

+

9.370

Расход газа, т/ч

Gг

3.34

9.205; 9.240

+

9.371

Расход мазута, т/ч

Gм

3.34

9.202; 9.239

+

9.372

Энтальпия пара на обдувку поверхностей нагрева, кДж/кг

hобд

3.18

2.7; 9.332

+

9.373

Мощность трансформаторов ХВО, кВт

Nтр.ХВО

3.19

4.431

9.374

Мощность трансформаторов мазутного хозяйства, кВт

Nтр.мх

3.19

4.432

9.375

Мощность трансформаторов топливоподачи, кВт

Nтр.тп

3.19

4.433

Таблица 10

Массив исходной аналоговой и дискретной информации

Адрес величины

Наименование

Обозначение

Исходная информация

Использование информации в расчетных формулах табл. 11

Температура

10.1

Резерв

10.2

Температура воды за экономайзером, °С

t2эк

9.112

831

10.3

Температура среды перед I впрыском, °С

t1впрI

9.113

839

10.4

Температура среды за I впрыском, °С

t2впр.I

9.114

839

10.5

Температура среды перед II впрыском, °С

t1впр.II

9.115

839

10.6

Температура среды за II впрыском (перед выходной ступенью КПП), °С

t2впр.II (t1КПП)

9.116

839

10.7

Температура свежего пара, °С

tпе

9.117

839

10.8

Температура горячего пара промперегрева, °С

t2пп

9.118

839

10.9

Температура холодного пара промперегрева, °С

t1пп

9.119

839

10.10

Температура воды на входе в теплообменник с.н. (теплофикационный экономайзер и т.п.), °С

9.120

839

10.11

Температура воды на выходе из теплообменника с.н., °С

9.121

839

10.12

Резерв

10.13

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

tхв

9.125

39; 207; 422; 434; 637; 662; 664; 708; 736; 822; 826; 839; 876; 884; 886

10.14

Температура воздуха перед калориферами, °С

t1кф

9.126

704; 708; 741; 749; 750

10.15

Температура воздуха за калориферами, °С (перед воздухоподогревателями)

t1ВП (t2кф)

9.127

208; 414; 415; 634; 635; 710; 711; 714; 741; 874

10.16

Температура воздуха за воздухоподогревателем, °С

t2ВП

9.128

414; 663; 670; 708; 710; 711; 714

10.17

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

tм

4.46

6; 7; 8

10.18 - 10.19

Резерв

10.20

Температура газов перед воздухоподогревателем, °С

v1ВП

9.132

635; 710; 711; 715; 734; 776; 777; 787; 796; 823; 825; 830; 831; 843; 874

10.21

Температура газов за воздухоподогревателем (уходящие газы), °С

vух

9.133

38; 39; 209; 414; 508; 635; 637; 710; 711; 715; 735; 736; 800; 803; 839; 875; 876; 884

10.22

Резерв

10.23

Температура мазута исходная, °С

4.47

8

10.24 - 10.30

Резерв

10.31

Температура свежего пара перед стопорными клапанами ЦВД, °С

t1

9.144

201; 500; 549; 952

10.32

Температура пара перед отсечными клапанами ЦСД, °С

t1ЦСД

9.145

215; 501; 954

10.33

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

t

9.149

60; 65; 70; 71; 72; 73; 103; 159; 204; 356; 365; 372; 373; 375; 551; 585; 593; 595

10.34

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

t

9.150

159; 164; 205

10.35

Температура питательной воды после деаэраторов, °С

tд

9.151

241; 588; 976; 991; 992

10.36

Температура основного конденсата перед конденсатными насосами I ступени, °С

tк

4.258

64; 235; 567; 574; 587; 972; 991; 992

10.37

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

tj

4.259

240; 576; 974; 975

10.38

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

4.260

242; 977

10.39

Температура основного конденсата аварийного слива из СПНД, °С

tав.сл

4.261

239

10.40

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

t1пвj

4.263

173

10.41

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

t2пвj

4.264

243; 582; 980

10.42

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

4.265

173; 244; 981

10.43

Температура питательной воды за ПВД после байпаса, °С

tпв

9.153

173; 202; 502; 831

10.44

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

4.266

182; 245; 983

10.45

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

4.277

247; 991

10.46

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

4.279

248; 992

10.47

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

4.274

251

10.48 - 10.51

Резерв

10.52

Температура сетевой воды на выходе из основного бойлера, °С

t2ОБ

4.319

256

10.53

Температура сетевой воды на выходе из пикового бойлера, °С

t2ПБ

4.320

255

10.54 - 10.57

Резерв

10.58

Температура наружного воздуха, °С

tнв

4.327

404; 411

10.59 - 10.60

Резерв

10.61

Температура конденсата бойлеров после охладителя конденсата сетевой водой или основным конденсатом, °С

tкб

4.361

97

10.62

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

4.252

237

10.63

Температура химически обессоленной воды, °С

tХОВ

4.257

73; 103

10.64

Резерв

10.65

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

tк расш(охл)

4.370

57; 64; 97

Давление

10.66

Напор воздуха перед вентиляторами, кПа

Н

9.83

752

10.67

Напор воздуха за вентиляторами, кПа

Н

9.84

754

10.68

Напор воздуха перед воздухоподогревателями, кПа

Н1ВП

9.85

849

10.69

Напор воздуха за воздухоподогревателями, кПа

Н2ВП

9.86

849

10.70

Разрежение газов перед воздухоподогревателями, кПа

S1ВП

9.87

725; 856

10.71

Разрежение газов за воздухоподогревателями, кПа

S2ВП

9.88

856

10.72

Разрежение газов перед дымососами, кПа

S1дс

9.89

805

10.73

Разрежение газов за дымососами, кПа

S2дс

9.90

807

10.74 - 10.75

Резерв

10.76

Давление пара на входе в ЦСД, МПа

р1ЦСД

9.95

168; 216; 217

10.77

Давление пара на выходе из ЦВД, МПа

р2ЦВД

9.96

168; 216

10.78

Давление пара в регулирующей ступени турбины, МПа

рр.ст

9.27

234

10.79

Давление воды на нагнетании каждого питательного насоса, МПа

р2ПНj

9.40

249; 994

10.80

Давление свежего пара перед стопорными клапанами ЦВД, МПа

p1

9.94

200; 499; 953

10.81

Абсолютное давление отработавшего пара в горловине конденсатора основной турбины, кПа

p2

9.98

203; 498; 503; 569; 971

10.82

Секция j, кПа

p2j

9.71

236

10.83

Резерв

10.84

Абсолютное давление отработавшего пара в конденсаторе каждого ПТН, кПа

р2ПТНj

9.99

250; 995

10.85

Абсолютное давление отработавшего пара в конденсаторе каждой ТВД, кПа

р2ТВДj

9.100

253; 999

10.86

Резерв

10.87

Давление питательной воды за ПВД после байпаса, МПа

рпв

9.108

385

10.88

Давление пара за ЦСД, МПа

р2ЦСД

9.97

154; 155; 172

10.89

Давление пара на каждый ПТН, МПа

рПТНj

9.37

181

10.90 - 10.92

Резерв

Расход

10.93

Расход воды, подогреваемой в котле на с.н. (теплофикационном экономайзере и т.п.), °С

9.247

4; 83

10.94

Расход пара на калориферы, т/ч

DКФ

9.197

11; 64; 157

10.95

Расход пара из тракта промперегрева на с.н., т/ч

9.248

2; 3; 221; 770

10.96

Расход пара из тракта промперегрева на РОУ 4/1,3, т/ч

DРОУ4/1,3

9.198

220; 365; 371; 386; 388

10.97

Резерв

10.98

Расход сетевой воды от энергоблока в станционный коллектор сетевой воды с.н., т/ч

9.238

62; 101

10.99

Расход природного газа на котел, т/ч

Gг

9.368

13

10.100

Резерв

10.101

Расход рециркулирующих газов в котле, т/ч

Gг рец

9.206

725

10.102

Резерв

10.103

Расход мазута на котел, т/ч

Gм

9.371

7; 8; 9; 12; 51; 66

10.104 - 10.105

Резерв

10.106

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

9.212

221; 231; 964

10.107

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

9.213

221; 232; 965

10.108

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

9.214

221; 233; 966; 967

10.109

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

DПУ ЦСД

9.215

257; 969а

10.110

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

D01j

9.216

985; 986; 987; 988

10.111

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

D02j

9.217

987; 988

10.112

Расход пара на каждый ПТН, т/ч

DПТНj

9.218

111; 112; 113; 246; 585; 595; 990; 995

10.113

Расход пара на каждый ТВД, т/ч

DТВДj

9.219

114; 115; 116; 252; 591; 593; 997; 999

10.114

Расход химически обессоленной воды на блок, т/ч

GХОВ

9.244

53; 61; 72; 73; 185; 190

10.115

Расход питательной воды за ПВД после байпаса по каждой линии, т/ч

Gпвj

9.242

173; 175; 176; 177

10.116

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

G2ПНj

9.226

583

10.117

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

9.227

991

10.118

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

9.228

992

10.119

Расход сетевой воды, подаваемой на бойлерную установку, т/ч

Gсв

9.230

54; 87; 91; 254; 443; 444

10.120

Расход пара, подаваемого на мазутные форсунки, т/ч

Dф

9.231

9; 186; 190; 221

10.121

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

9.233

77

10.122

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

9.234

77

10.123

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

9.235

78

10.124

Расход конденсата, возвращаемого из ХВО в схему энергоблока, т/ч

GкХВО

4.371

190

10.125

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

9.237

75

10.126

Расход свежего пара на турбину, т/ч

D0

9.249

219; 354; 355; 376; 377; 379; 440; 549; 553; 555; 557; 559; 561; 563; 578; 600

10.127

Расход пара холодного промперегрева, т/ч

DХПП

9.250

2; 162; 565; 572; 573; 770

10.128

Расход питательной воды за ПВД после байпаса, т/ч

Gпв

9.251

2; 163; 366; 367; 578; 589; 591; 766; 767; 768; 771; 781; 821; 956

10.129

Резерв

10.130

Расход пара I отбора на ПВД9, т/ч

D01

9.253

221; 223

10.131

Расход пара II отбора на ПВД8, т/ч

D02

9.254

221; 224

10.132

Резерв

10.133

Расход пара на ТВД, т/ч

DТВД

9.256

591

10.134

Расход питательной воды из промежуточных ступеней ПЭН на аварийный впрыск, т/ч

9.257

3; 218; 770; 956

10.135

Расход пара на обдувку поверхностей нагрева, т/ч

Dобд

9.258

71; 157; 187; 190

10.136

Расход конденсата, возвращаемого от размораживающего устройства в схему энергоблока, т/ч

Gкрм

9.246

58; 190

10.137

Расход пара на размораживающее устройство электростанции, т/ч

9.260

70

10.138

Расход пара на мазутохозяйство электростанции, т/ч

9.259

65

10.139

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

Gк мх

9.245

55; 190

10.140

Расход пара на сероочистку блока, т/ч

Dсер.оч

9.236

60; 153; 190

Энтальпия

10.141

Энтальпия среды перед I впрыском, кДж/кг

h1впр.I

9.305

766

10.142

Энтальпия среды за I впрыском, кДж/кг

h2впр.I

9.306

766; 781

10.143

Энтальпия среды перед II впрыском, кДж/кг

h1впр.II

9.307

767; 781

10.144

Энтальпия пара перед выходной (конвективной) ступенью пароперегревателя, кДж/кг

h1КПП

9.308

767; 771

10.145

Энтальпия свежего пара за котлом, кДж/кг

hпе

9.312

2; 771

10.146

Энтальпия холодного пара промперегрева, кДж/кг

h1пп

9.313

2; 388; 770

10.147

Энтальпия горячего пара промперегрева, кДж/кг

h2пп

9.314

2; 770

10.148

Энтальпия воды на входе в теплообменник на с.н. (теплофикационный экономайзер и т.п.), кДж/кг

9.135

4; 83

10.149

То же на выходе, кДж/кг

9.316

4; 83

10.150

Энтальпия пара, отбираемого из тракта промперегрева на с.н., кДж/кг

9.317

388

10.151

Энтальпия пара на калориферы, кДж/кг

hКФ

9.336

11; 64; 157

10.152

Энтальпия конденсата калориферов, кДж/кг

hк КФ

9.354

64

10.153

Энтальпия пара на сероочистку, кДж/кг

hсер.оч

9.337

60

10.154

Энтальпия пара I отбора, кДж/кг

h01j

9.310

178

10.155

Энтальпия пара II отбора, кДж/кг

h02j

9.311

179

10.156

Энтальпия свежего пара перед стопорными клапанами ЦВД, кДж/кг

h1

9.322

3; 157; 227; 228; 958

10.157

Энтальпия пара на выходе из ЦВД, кДж/кг

h2ЦВД

9.323

3; 157; 227; 958

10.158

Энтальпия пара перед отсечными клапанами ЦСД, кДж/кг

h1ЦСД

9.324

3; 11; 157; 229; 230; 961

10.159

Энтальпия пара на выходе из ЦСД (каждого потока), кДж/кг

h2ЦСДj

9.325

229; 961

10.160

Энтальпия пара на входе в ПТН (каждый), кДж/кг

h1ПТНj

9.326

111; 112; 113; 180

10.161

Энтальпия пара на выхлопе каждого ПТН противодавлением, кДж/кг

h2ПТНj

9.327

111; 112; 113

10.162

Энтальпия пара, подаваемого на каждую ТВД, кДж/кг

h1ТВДj

9.328

114; 115; 116

10.163

Энтальпия пара, подаваемого на основной бойлер, кДж/кг

hОБ

9.329

92; 157

10.164

Энтальпия пара, подаваемого на пиковый бойлер, кДж/кг

hПБ

9.330

89

10.165

Энтальпия пара, подаваемого на мазутные форсунки, кДж/кг

hф

9.331

9; 157

10.166

Энтальпия пара, подаваемого на обдувку поверхностей нагрева, кДж/кг

hобд

9.332

71

10.167

Энтальпия пара, подаваемого из общестанционного КСН 1,3 МПа к блочному КСН, кДж/кг

9.333

65; 70; 99

10.168

Энтальпия пара, подаваемого из блочного КСН 1,3 МПа к общестанционному КСН, кДж/кг

9.334

99; 157

10.169

Энтальпия пара, подаваемого из общестанционного КСН 0,6 МПа к блочному КСН, кДж/кг

9.335

100

10.170

Энтальпия пара на выхлопе каждой ТВД с противодавлением, кДж/кг

h2ТВДj

9.339

114; 115; 116

10.171

Энтальпия пара на выходе из теплообменников азотоочистки, кДж/кг

h2то

9.319

60

10.172

Резерв

10.173

Энтальпия пара на выходе из ЦВД, кДж/кг

h2ЦВД ад

9.288

228; 958

10.174

Энтальпия пара на выходе из ЦСД (каждого потока), кДж/кг

h2ЦСД адj

9.289

230; 961

10.175

Энтальпия конденсата пикового бойлера, кДж/кг

hк ПБ

9.350

89

10.176

Энтальпия конденсата основного бойлера, кДж/кг

hк ОБ

9.349

90; 92

10.177

Резерв

10.178

Энтальпия конденсата после конденсатора каждого ПТН, кДж/кг

hкПТНj

9.360

111; 112; 113

10.179

Энтальпия конденсата в конденсаторе каждой ТВД, кДж/кг

hк ТВДj

9.359

114; 115; 116

10.180

Энтальпия конденсата от мазутного хозяйства в схему энергоблока, кДж/кг

hк мх

9.318

56

Температура насыщенного пара

10.181

Температура насыщенного пара в конденсаторе турбины, °С

tS к

9.298

972

10.182

Температура насыщенного пара в СПНД, °С

tS СПНД

9.299

974

10.183

Температура насыщенного пара в основном бойлере, °С

tS ОБ

9.300

256

10.184

Температура насыщенного пара в пиковом бойлере, °С

tS ПБ

9.301

255

10.185

Температура насыщенного пара в конденсаторе ПТН j, °С

9.304

251

10.186

Энтальпия конденсата турбины, кДж/кг

hк

9.358

65; 70; 97; 164

10.187

Энтальпия конденсата от размораживающего устройства в схему энергоблока, кДж/кг

hк рм

9.338

59

10.188

Резерв

10.189

Энтальпия питательной воды за ПВД j, кДж/кг

h2пвj

9.340

178; 179; 183

10.190

Энтальпия конденсата греющего пара ПВД j, кДж/кг

9.363

178; 179

10.191

Энтальпия питательной воды за ПВД после байпаса, кДж/кг

hпв

9.341

2; 766; 767; 769; 821

10.192

Энтальпия питательной воды из промежуточной ступени ПЭН на аварийный впрыск, кДж/кг

hав.впр

9.342

2; 770

10.193

Энтальпия сетевой воды на входе в бойлерную установку, кДж/кг

h1БУ

9.343

87; 88; 91

10.194

Резерв

10.195

Энтальпия сетевой воды на входе в пиковый бойлер, кДж/кг

h1ПБ

9.345

88

10.196

Энтальпия сетевой воды на выходе из пикового бойлера, кДж/кг

h2ПБ

9.346

88

10.197

Резерв

10.198

Энтальпия сетевой воды на выходе из бойлерной установки (после байпаса), кДж/кг

h2БУ

9.348

87; 88

10.199 - 10.200

Резерв

10.201

Энтальпия прямой сетевой воды, поступающей на с.н. энергоблока, кДж/кг

9.351

75; 101

10.202

Энтальпия сетевой воды обратная (возврат с.н.), кДж/кг

9.352

75; 101

10.203

Резерв

10.204

Энтальпия сетевой воды на входе в основной бойлер, кДж/кг

h1ОБ

9.355

88; 91

10.205 - 10.209

Резерв

10.210

Содержание кислорода за котлом (в точке с v £ 600 °C), %

О2

9.134

27

10.211

То же перед РВП, %

О21РВП

9.135

33

10.212

То же в уходящих газах, %

О2ух

9.136

28

10.213

То же за дымососами (за электрофильтрами), %

О2дс

9.137

31

10.214

Содержание СО в дымовых газах, %

СО

9.138

40

или

10.215

Потери тепла от химической неполноты сгорания, %

q¢3

9.139

42

10.216

Энтальпия воды за экономайзером, кДж/кг

h2эк

9.309

769; 821

10.217 - 10.219

Резерв

Расход электроэнергии и мощность

10.220

Резерв

10.221

Количество электроэнергии, выработанной генератором, реактивной, квар×ч

ЭR

4.400

169

10.222

Продолжительность оперативного интервала, ч

t0

4.401

2; 3; 4

10.223 - 10.224

Резерв

10.225

Мощность турбины, кВт

Nт

9.369

120; 146; 169; 351; 356 - 364; 390; 393; 394; 494 - 498; 971; 982; 991; 992; 996; 1000

10.226

Резерв

10.227

Мощность рабочего трансформатора с.н. энергоблока, кВт

Nтр.раб

4.420

136

10.228

Мощность резервного трансформатора с.н. энергоблока, кВт

Nтр.рез

4.421

136

10.229

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

9.278

136

10.230

Мощность двигателей ПЭН, кВт

NПЭН

9.263

137; 138; 141; 513

10.231

Мощность двигателей КЭН, кВт

Nкн

9.264

10.232

Мощность двигателей циркуляционных насосов на 1-й скорости, кВт

9.265

139; 496

10.233

Мощность двигателей циркуляционных насосов на 2-й скорости, кВт

9.266

139

10.234

Мощность двигателей сетевых насосов, кВт

Nсет

9.267

96; 117; 131

10.235

Мощность двигателей бустерных насосов, кВт

NБН

9.268

137; 138; 141; 156

10.236

Мощность дутьевых вентиляторов на 1-й скорости, кВт

9.269

757

10.237

Мощность дутьевых вентиляторов на 2-й скорости, кВт

9.270

757

10.238

Мощность дымососов на 1-й скорости, кВт

9.271

133; 810

10.239

Мощность дымососов на 2-й скорости, кВт

9.272

133; 810

10.240

Мощность дымососов рециркуляции, кВт

Nд.рец

9.273

133; 725; 813

10.241

Мощность вентиляторов горячего дутья, кВт

Nв.г.д

9.274

133

10.242

Мощность двигателей мельниц, кВт

Nм

9.275

135

10.243

Мощность двигателей вентиляторов пылеприготовительной установки (мельничных вентиляторов), кВт

Nмв

9.276

135

10.244

Мощность багерных насосов, кВт

NБГН

9.277

132

10.245

Резерв

10.246

Мощность трансформаторов РУ электрофильтров, кВт

Nэф

9.279

137; 141

10.247

Мощность резервных вводов питания на секции 6 кВ с.н. энергоблока, кВт

9.280

136

10.248

Мощность электродвигателя дымососа азотоочистки дымовых газов, кВт

Nаз.оч

4.425

136; 137; 141; 198

10.249

Мощность механизмов сероочистки дымовых газов, кВт

Nсер.оч

9.281

136; 137; 141; 198

10.250

Мощность конденсатного насоса бойлерной установки, кВт

Nкн БУ

4.428

131

10.251

Мощность насоса подпитки теплосети, кВт

NПТС

4.429

130

10.252

Мощность электромеханизмов теплосети прочие, кВт

Nтепл.пр

4.430

130

10.253

Мощность трансформаторов химводоочистки, кВт

Nтр.ХВО

9.373

132

10.254

Мощность трансформаторов мазутного хозяйства, кВт

Nтр.мх

9.374

132

10.255

Мощность трансформаторов топливоподачи, кВт

Nтр.тп

9.375

132

10.256

Мощность трансформатора шлакозолоудаления, кВт

Nшзу

4.427

137; 141

10.257 - 10.259

Резерв

Признаки

10.260

Работа паровой турбины с номинальными параметрами свежего пара

m88

2.88

365; 499; 550; 553; 583; 589; 591; 953

10.261

Включены сливные насосы (ПНД2 и ПНД5)

m76

2.76

978

10.262

Нахождение в работе ПВД (каждой линии)

m30

2.30

980; 981

10.263

Наличие недоохлаждения конденсата греющего пара ПВД (каждого корпуса)

m38

2.38

983

10.264

Наличие байпасирования ПВД по питательной воде (каждой линии)

m44j

2.44

173

10.265

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

m18

2.18

103

10.266 - 10.267

Резерв

10.268

Наличие подачи пара на калориферы котла из отбора турбины

m5

2.5

352

10.269

Резерв

10.270

Наличие подачи пара на каждый ПТН

m57j

2.57

180; 181; 366

10.271

Наличие подачи пара на калориферы котла

m4

2.4

415; 499

10.272

Наличие подачи пара на каждую ТВД

m58j

2.58

367

10.273 - 10.299

Резерв

Информация, поступающая с других энергоблоков по межмашинному обмену

10.300

Расход мазута на каждый энергоблок, т/ч

Gмf

51

10.301

Расход условного твердого топлива на каждый энергоблок электростанции, т/ч

Bтf

52

10.302

Расход химически очищенной воды на каждый энергоблок электростанции, т/ч

GХОВf

53

10.303

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

62

10.304

Резерв

10.305

Энтальпия сетевой воды, поступающей от энергоблока на с.н. электростанции, кДж/кг

9.362

75

10.306

Энтальпия обратной сетевой воды, поступающей от с.н. электростанции, кДж/кг

9.362

75

10.307

Расход сетевой воды через бойлерную установку каждого энергоблока электростанции, т/ч

Gсвf

54

10.308

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

Gк рмf

58

10.309

Расход конденсата, возвращаемого с мазутохозяйства в схему каждого энергоблока электростанции, т/ч

Gк мхf

55

10.310

Энтальпия конденсата после расширителя (охладителя) конденсата с.н. каждого энергоблока электростанции, кДж/кг

hк расшf

57

10.311

Энтальпия конденсата после мазутохозяйства, поступающего в схему каждого энергоблока электростанции, кДж/кг

hк мхf

56

10.312

Энтальпия конденсата после размораживающего устройства, поступающего в схему каждого энергоблока электростанции, кДж/кг

hк рмf

59

10.313

Расход подпиточной воды теплосети по каждой линии, т/ч

63

10.314

Энтальпия подпиточной воды теплосети, кДж/кг

hподп

95

10.315

Расход химически умягченной воды на электростанции, т/ч

93

10.316

Температура химически умягченной воды, °С

tХУВ

93

СОДЕРЖАНИЕ

1. Введение. 1

2. Назначение и характеристика типового алгоритма расчета тэп.. 1

3. Описание тепловой схемы и системы измерений. 10

4. Используемая информация. 15

4.1. Общие положения. 15

4.2. Массивы входной информации. 17

4.3. Массивы информации, формируемые настоящим Типовым алгоритмом.. 20

5. Результаты решения. 25

6. Алгоритм решений. 27

6.1. Структурная схема Алгоритма. 27

6.2. Обработка входной информации. 28

6.3. Контроль достоверности входной информации. 32

6.4. Распознавание технологических ситуаций. 48

6.5. Расчет накапливаемых величин. 50

6.6. Расчет ТЭП на оперативном интервале. 92

6.7. Контроль достоверности расчетных величин. 92

6.8. Расчет ТЭП на различных интервалах. 93

6.9. Восполнение информации за период пропусков. 94

6.10. Расчет ТЭП в пусковых режимах. 98

7. Формы представления информации персоналу (выходные формы) 103

8. Требования к точности результатов расчета тэп и входной информации. 127

9. Рекомендации по использованию.. 137