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

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

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

Заместитель начальника А.П. Берсенев.

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

Таблица 11

Расчет фактических накапливаемых величин за оперативный интервал

Адрес величины	Наименование	Обозначение	Формула вычисления и исходная информация	Накопление	Примечание
11.1	Время работы программы, ч	t	10.222	+
11.2	Расчетная теплопроизводительность котла, ГДж		[10.128 × (10.145 - 10.192) + (10.127 - 10.95) ´ (10.147 - 10.146) + 10.134 × (10.147 - 10.192)] × 10.222 × 10^-3		При отпуске пара из промперегрева потребителям до расходомера считать
11.3	Расчетный расход тепла на турбину, ГДж		[10.128 × (10.156 - 10.191) + (10.127 - 10.95) × (10.158 - 10.192) + 10.134 × (10.158 - 10.192)] × 10.222 × 10^-3
11.4	Отпуск тепла котлом, ГДж		10.93 × (10.148 - 10.149) × 10.222 × 10^-3		То же
11.5	Теплопроизводительность котла брутто, ГДж			+
11.6	Теплоемкость мазута, кДж/(кг×°С)	С_тл	(0,415 + 0,006t_м) × 4.19 (0,415 + 0,006 × 10.17) × 4.19
11.7	Физическое тепло мазута, ГДж	Q_тл	G_м × C_тл × t_м × t₀ × 10^-3 10.103 × 11.6 × 10.17 × 10.222 × 10^-3
11.8	Тепло, сообщенное мазуту, ГДж		10.103 × (10.17 - 10.23) × 10.222 × 10^-3	+	, если мазут поступает по трубам - п. 10.58
11.9	Тепло, внесенное в топливо с паровым дутьем, ГДж	Q_ф	При измерении расхода пара на распыл мазута D_ф × (h_ф - 2512,0) × 10^-3 × t₀ 10.120 × (10.165 - 2512,0) × 10^-3 × 10.222 При отсутствии измерения расхода пара на распыл мазута: d_ф × (h - 2512,0) × G_м × 10^-3 × t₀ 5.2 × (10.165 - 2512,0) × 10.103 × 10^-3 × 10.222
11.10	Количество тепла, дополнительно вносимое в топку с топливом, ГДж		Q_тл + Q_ф 11.7 + 11.9
11.11	Тепло, сообщенное воздуху в калориферах, ГДж	Q_КФ	При наличии измерения расхода пара на калориферы: D_КФ × (h_КФ - h_к.КФ) × 10^-5 × h_КФ × t₀ 10.94 × (10.151 - 10.188) × 10^-5 × 5.3 × 10.222 При наличии измерения расхода конденсата калориферов: G_к.КФ × (h_КФ - h_к.КФ) × 10^-5 × h_КФ × t₀ 10.94 × (10.151 - 10.188) × 10^-5 × 5.3 × 10.222	+
11.12	Расход мазута на котел в условном топливе, т	В_м		+
11.13	Расход газа на котел в условном топливе, т	В_г		+
11.14	Суммарный расход условного топлива на котел, т	В¢_см			- КПД котла брутто из предыдущего оперативного интервала, %. При включении программы принять расчетное значение при N^ном (5.283)
11.15	Доля твердого топлива	l_т
11.16	Доля мазута	l_м
11.17	Доля газа	l_г	1 - l_т - l_м 1 - 11.15 - 11.16
	Коэффициенты для определения потери тепла с уходящими газами при сжигании твердого топлива:
11.18		K_т
11.19		C_т
11.20		b_т
	Коэффициенты для определения потери тепла с уходящими газами при сжигании мазута:
11.21		K_м
	Коэффициенты для определения потери тепла с уходящими газами при сжигании смеси топлив:
11.22		C_м
11.23		K	K_тl_т + 3,52 × l_г + K_мl_м 11.18 × 11.5 + 3,52 × 11.17 + 11.21 × 11.16
11.24		C	C_тl_т + 0,63 × l_г + C_мl_м 11.19 × 11.5 + 0,63 × 11.17 + 11.22 × 11.16
11.25		b	b_тl_т + 0,18 × l_г + 0,13 × l_м 11.20 × 11.5 + 0,18 × 11.17 + 0,13 × 11.16
11.26	Поправочный коэффициент	r	0,02 × l_т + 0,1 × l_г + 0,05 × l_м 0,02 × 11.5 + 0,1 × 11.17 + 0,05 × 11.16
11.27	Коэффициент избытка воздуха в режимном сечении	a_р
11.28	Коэффициент избытка воздуха за последней поверхностью нагрева	a_ух
11.29	Присосы воздуха на тракте режимное сечение - последняя поверхность нагрева	Da_рух	a_ух - a_р 11.28 - 11.27
11.30	Резерв
11.31	Коэффициент избытка воздуха за дымососом	a_д
11.32	Присосы воздуха на тракте последняя поверхность нагрева - дымосос	Da_ухд	a_д - a_ух 11.31 - 11.28
11.33	Коэффициент избытка воздуха на входе в воздухоподогреватель (РВП)	a_1РВП
11.34	Присосы воздуха в РВП	Da_РВП	a_1РВП - a_{ух(2РВП)} 11.33 - 11.28
11.35	Присосы воздуха на тракте режимное сечение - дымосос	Da_д	a_д - a_р 11.31 - 11.27
11.36	Коэффициент, учитывающий физическое тепло топлива и воздуха	K_а
11.37	Потеря тепла с механической неполнотой сгорания, %	q₄
11.38	Дополнительная потеря тепла с физическим теплом уноса, %	Dq₂_зл
11.39	Потеря тепла с уходящими газами, %	q₂
11.40	Суммарная теплота сгорания газообразных горючих компонентов, содержащихся в сухих продуктах сгорания, ккал/м³	Q_неп_._гор	30,2 × CO + 25,8 × H₂ + 85,5 × CH₄ 30,2 × 10.214 + 25,8 × 5.715 + 85,5 × 5.716		Считать, если нет п. 4.88
11.41	Коэффициент a для совместного сжигания двух видов топлива	a	l_мa_м + (1 - l_м - l_г)a_т + l_гa_г 11.16 × 5.5 + (1 - 11.16 - 11.17) × 5.6 + 11.17 × 5.7		Приложение 13, 14 [4] a_м = 1,1 a_г = 1,11 a_т = const a считать, если нет п. 4.88
11.42	Потери тепла с химической неполнотой сгорания топлива, %	q₃	Если есть прямое измерение: 10.215 × 11.36 Если нет прямого измерения		a определяется в сечении, где измеряется СО
11.43	Потери тепла с физическим теплом шлака, %	q_6шл
11.44	Потери тепла при охлаждении конструкций котла, %	q₆_охл
11.45	Потери тепла в окружающую среду, %	q₅
11.46	КПД брутто котла по обратному балансу, %		100 - q₂ - q₃ - q₄ - q₅ - q_6шл - q_6охл 100 - 11.39 - 11.42 - 11.37 - 11.45 - 11.43 - 11.44
11.47	Расход условного топлива на котел (по обратному балансу), т	B_к		+
11.48	Располагаемое тепло топлива, ГДж		11.47 × 4,19 × 7 + 11.11 + 11.10	+
11.49	Расход твердого топлива на котел в условном топливе, т	B_т	B_к - B_т - B_г 11.47 - 11.12 - 11.13	+
11.50	То же в натуральном топливе, т	B_тн		+
11.51	Доля общестанционных СН, связанных с мазутным хозяйством, относимая к данному энергоблоку	l_мх
11.52	Доля общестанционных СН, связанных со сжиганием твердого топлива, относимая к данному энергоблоку	l_тв
11.53	Доля общестанционных СН, связанных с водоподготовкой, относимая к данному энергоблоку	l_ХОВ
11.54	Доля отпуска тепла данным энергоблоком в общестанционном отпуске	l_отп
11.55	Расход конденсата, возвращаемого с мазутного хозяйства в схему электростанции, т/ч		10.139 + 10.309
11.56	Средняя энтальпия конденсата, возвращаемого с мазутного хозяйства в схему электростанции, кДж/кг				Sf - количество работающих линий
11.57	Средняя температура конденсата после расширителей (охладителей) конденсата СН, кДж/кг				Sf - количество работающих линий
11.58	Расход конденсата, возвращаемого с размораживающего устройства в схему электростанции, т/ч
11.59	Средняя энтальпия конденсата, возвращаемого с размораживающего устройства в схему электростанции, кДж/кг				Sf - количество работающих линий
11.60	Расход тепла на сероочистку блока, ГДж	Q_сер.оч	D_сер.оч × (h_сер.оч - h_2то) × t₀ × 10^-3 10.140 × (10.153 - 10.171) × 10.222 × 10^-3
11.61	Расход химически очищенной воды по электростанции, т/ч
11.62	Расход прямой сетевой воды на СН электростанции, т/ч
11.63	Расход подпиточной воды теплосети на электростанции, т/ч
11.64	Потеря тепла, связанная с подогревом воздуха в калориферах, ГДж				При охлаждении конденсата калориферов в расширителе h_{к расш} = t_{к расш} h_к = t_к
					При охлаждении конденсата калориферов основным конденсатом h_к = t_к
11.65	Потери тепла, связанные с подготовкой мазута на электростанции, ГДж				h_исх = h_1в, при отсутствии измерения принять = 0
11.66	То же для энергоблока, ГДж		11.65 × 11.51 - 11.7	+	При наличии измерения
			5.13 × 10.103 × 10.222 - 11.7		При отсутствии измерения
11.67 11.68 11.69	Резерв Резерв То же
11.70	Потери тепла, связанные с размораживанием твердого топлива для блока, ГДж			+	При наличии измерения
			5.15 × 11.50		При отсутствии измерения
11.71	Расход тепла на, обдувку котла, ГДж	Q_обд	D_обд × (h_обд - h_исх) × t₀ × 10^-3 10.135 × (10.166 - 10.33 × 5.99) × 10.222 × 10^-3	+
11.72	Тепло, поступающее на блок с добавком химически обессоленной воды, ГДж	Q_ХОВ	G_ХОВ × (h_ХОВ - h_исх) × t₀ × 10^-3 10.114 × (10.63 - 10.33) × 10.222 × 10^-3 × 5.99	+
11.73	Затраты тепла на приготовление химически обессоленной воды, относимые к блоку, ГДж			+	При наличии измерения
					При отсутствии измерения
11.74	Потери тепла при подготовке добавка химически обессоленной воды, относимые к блоку, ГДж		11.73 - 11.72	+
11.75	Расход тепла на отопление блока, ГДж		Если есть измерение G_св на СН энергоблока: Если есть общестанционные измерения G_св на СН:	+
11.76	То же на отопление котельной установки, ГДж		11.75 × 5.18	+
11.77	Переток пара по коллектору 1,3 МПа, т/ч		10.121 – 10.122
11.78	То же по коллектору 0,6 МПа, т/ч		10.123
11.79	Резерв
11.80	Расход тепла на собственные нужды котла, исключая расход на ПТН и ТВД, ГДж		11.66 + 11.70 + 11.9 + 11.71 + 11.74 + 11.76 + 5.19 × 10.222 + 11.60	+
11.81	Расход тепла на отопление турбинной установки, ГДж		11.75 - 11.76
11.82	Расход тепла на собственные нужды турбинной установки, ГДж		11.81 + 5.20 × 10.222	+
11.83	Отпуск тепла котлом, ГДж		10.93 × (10.149 - 10.148) × 10^-3 × 10.222
11.84 11.85 11.86	Резерв Резерв Резерв
11.87	Тепловая нагрузка бойлерной установки, ГДж	Q_БУ		+
11.88	Тепловая нагрузка пикового бойлера, ГДж	Q_ПБ		+	Для схемы бойлерной установки рис. 3, a
				+	То же рис. 3, б
					То же рис. 3, в
11.89	Расход пара на пиковый бойлер, т	D_ПБ
11.90	Тепло конденсата пикового бойлера, переданное сетевой воде в основном бойлере, ГДж
11.91	Тепло, сообщенное сетевой воде в охладителе конденсата бойлеров, ГДж	Q_ОКБ
11.92	Расход пара на основной бойлер, т	D_ОБ
11.93	Расход тепла, пошедший на подготовку умягченной воды в деаэраторе подпитки тепловой сети, ГДж				При наличии измерения ; h_ХУВ = t_ХУВ
					При отсутствии измерения
11.94	Потеря тепла, связанная с подготовкой умягченной воды для блока, ГДж
11.95	Отпуск тепла энергоблоком с подпиточной водой, ГДж	Q_подп
11.96	Полезный отпуск тепла энергоблоком, ГДж	Q_от		+
11.97	Потеря с отпуском тепла бойлерной установки, ГДж				При охлаждении конденсата бойлеров в расширительном баке
					При охлаждении конденсата бойлеров основным конденсатом h_кб = t_кб
11.98	Потеря тепла с отпуском внешним потребителям, ГДж		11.97 + 11.94
11.99	Переток тепла по коллектору 1,3 МПа				Если , то . Если , то
11.100	То же 0,6 МПа, т/ч
11.101	Перетек тепла с сетевой водой СН, ГДж
11.102	Переток тепла с химически умягченной водой, ГДж
11.103	Переток тепла с химически очищенной водой, ГДж				h_ХОВ = t_ХОВ
11.104	Тепловая нагрузка основного бойлера, ГДж	Q_ОБ	11.87 - 11.88 - 11.90 - 11.91	+
11.105 11.106	Резерв Резерв
11.107	Переток тепла по энергоблоку, ГДж	Q_перет	11.60 + 11.70 + 11.66 + 11.71 + 11.99 + 11.100 + 11.101 + 11.102 + 11.103	+	Если Q_перет ³ 0, то Если Q_перет < 0, то
11.108 11.109	Резерв Резерв
11.110	Расход тепла на производство электроэнергии, включая расход на ПТН и ТВД, ГДж		11.5 + 11.107 - 11.80 - 11.11 - 11.8 - 11.82 - 11.96 - 11.98 - 5.1 × 10.222
11.111 ¸ 11.113	Внутренняя мощность каждого ПТН, кВт	N_ПТН_j			Для ПТН с противодавлением
					Для ПТН с конденсатором
11.114 ¸ 11.116	Внутренняя мощность каждой ТВД, кВт	N_ТВД_j		+	Для ТВД с противодавлением
					Для ТВД с конденсатором
11.117	Тепло, полученное сетевой водой за счет нагрева ее в сетевых и перекачивающих насосах, ГДж		q_экв × N_сет × t₀ × h_{эм н} × 10^-2 0,0036 × 10.234 × 10.222 × 5.28 × 10^-2
11.118	Суммарная внутренняя мощность всех ПТН, кВт	N_ПТН	11.111 + 11.112 + 11.113
11.119	То же ТВД, кВт	N_ТВД	11.114 + 11.115 + 11.116
11.120	Расчетный комплекс, кВт×ч	Э¢	(N_т + N_ПТН + N_ТВД) × t₀ (10.225 + 11.118 + 11.119) × 10.222	+
11.121	Удельный расход тепла брутто на турбину, кДж/(кВт×ч)	q
11.122	Расход тепла на ПТН, ГДж	Q_ПТН	q_т × N_ПТН × t₀ × 10^-6 11.121 × 11.118 × 10.222 × 10^-6	+
11.123	Расход тепла на ТВД, ГДж	Q_ТВД	q_т × N_ТВД × t₀ × 10^-6 11.121 × 11.119 × 10.222 × 10^-6	+
11.124	Расход тепла на производство электроэнергии, ГДж	Q_э	11.110 - 11.122 - 11.123 - 11.60	+
11.125	Расход тепла на собственные нужды котла, ГДж		11.80 + 11.122 + 11.123	+
11.126	Доля электрических с.н. котла, отнесенная на производство электроэнергии	K_э
11.127 11.128 11.129	Резерв Резерв Резерв
11.130	Расход электроэнергии на прочие механизмы теплофикационной установки, тыс. кВт×ч	Э_{тепл.пр}	При наличии измерения мощностей N_ПТС и N_{тепл.пр} (N_ПТС + N_{тепл.пр}) × l_отп × t₀ × 10^-3 (10.251 + 10.252) × 11.54 × 10.222 × 10^-3 При отсутствии измерений N_ПТС и N_{тепл.пр} Э_{тепл.пр} × Q_БУ × 10^-3 5.29 × 11.87 × 10^-3
11.131	Расход электроэнергии на теплофикационную установку, относимую к блоку, тыс. кВт×ч	Э_тепл	При наличии измерений мощностей 10^-3 × t₀ × (N_сет + N_{кн БУ}) + Э_{тепл.пр} 10^-3 × 10.222 × (10.234 + 10.250) + 11.130	+
11.132	Расход электроэнергии общестанционных с.н., относимый к блоку, тыс. кВт×ч		[11.53 × 10.253 + 11.51 × 10.254 + 11.52 × (10.255 + 10.244)] × 10.222 × 10^-3 + 11.130
11.133	Расход электроэнергии на тягу и литье, тыс. кВт×ч	Э_тд	(10.238 + 10.239 + 10.240 + 10.241) × 10.222 × 10^-3	+
11.134	Расход электроэнергии на тягу и дутье, тыс. кВт×ч		Э_тд + N_ТВД × t₀ × 10^-3 11.133 + 11.119 × 10.222 × 10^-3	+
11.135	Расход электроэнергии на пылеприготовление, тыс. кВт×ч	Э_пп	(10.242 + 10.243) × 10.222 × 10^-3	+
11.136	Расход электроэнергии на с.н. блока, тыс. кВт×ч	Э^сн	11.132 + (10.227 + 10.228 + 10.247 - 10.229 - 10.249 - 10.248) × 10.222 × 10^-3	+
11.137	Расход электроэнергии на механизмы с.н. блока, не имеющие индивидуальных датчиков, тыс. кВт×ч		11.136 - 11.132 - (11.133 + 11.135) - (10.235 + 10.230 + 10.249 + 10.248 + 10.256 + 10.246) × 10.222 × 10^-3
11.138	Расход электроэнергии на питание котла водой, тыс. кВт×ч		(10.118 + 10.230 + 10.235) × 10.222 × 10^-3	+
11.139	Расход электроэнергии на циркуляционные насосы, тыс. кВт×ч	Э_цн	(10.232 + 10.233) × 10.222 × 10^-3	+
11.140	Резерв
11.141	Расход электроэнергии на с.н. котла, тыс. кВт×ч		11.132 - 11.131 + 11.133 + 11.135 + (10.235 + 10.230 + 10.249 + 10.248 + 10.256 + 10.246) × 10.222 × 10^-3	+
11.142	Расход электроэнергии на с.н. турбоагрегата, тыс. кВт×ч		11.136 - 11.141 - 11.131 + (1 - 5.36) × 11.137	+
11.143	Расход электроэнергии на с.н. блока при приеме перетока тепла, отнесенный на производство электроэнергии, тыс. кВт×ч		5.37 × 11.107 × 10^-3
11.144	Расход электроэнергии на с.н., относимый на производство электроэнергии, тыс. кВт×ч		(11.141 + 11.143) × 11.126 + 11.142	+
11.145	Расход электроэнергии на с.н., связанный с отпуском тепловой энергии, тыс. кВт×ч		11.136 - 11.144	+
11.146	Выработка электроэнергии блоком, тыс. кВт×ч	Э	N_т × t₀ × 10^-3 10.225 × 10.222 × 10^-3	+
11.147	КПД нетто котла, %
11.148	Расход электроэнергии на с.н. котла на производство электроэнергии, тыс. кВт×ч		11.141 × 11.126	+
11.149	Резерв
11.150	Расход топлива в условном исчислении, эквивалентный расходу тепла перетока, т	B_перет		+	Если Q_перет < 0, принять: = 0. Если Q_перет > 0, принять:
11.151	Резерв
11.152	Расход условного топлива на отпуск электроэнергии, т	B_э		+
11.153	Расход условного топлива на отпуск тепловой энергии, т	B_тэ	B_к + B_перет - B_э 11.47 + 11.150 - 11.152	+
11.154	Расход пара в конденсатор и ПНД I, т/ч	D¢_ЦНД	a₆₅₃ × p₂_ЦСД 5.653 × 10.88
11.155	Расход пара в конденсатор, т/ч	D₂	a₅₉₅ × p₂_ЦСД 5.595 × 10.88
11.156	Расход электроэнергии на ПЭН, тыс. кВт×ч	Э_ПЭН	N_ПЭН × 10^-3 × t₀ 10.235 × 10^-3 × 10.222	+
11.157	Выработка электроэнергии по теплофикационному циклу, тыс. кВт×ч	Э_тф		+
11.158	Часовая теплопроизводительность котла брутто, ГДж/ч
11.159	Расход циркуляционной воды в конденсатор, тыс. м³/ч	W
11.160	Отпуск электроэнергии блоком, тыс. кВт×ч	Э_от	11.146 - 11.136	+
11.161	Конденсационная выработка блоком, тыс. кВт×ч	Э_кн	Э - Э_тф 11.146 - 11.157	+
11.162	Расход пара на промперегрев за оперативный интервал, т	D_пп	D_ХПП × t₀ 10.127 × 10.222	+
11.163	Расход питательной воды за оперативный интервал, т	G_пв	G_пв × t₀ 10.128 × 10.222	+
11.164	Температурный напор в конденсаторе, °С	dt_к	h_к - t_2в 10.186 - 10.34
11.165	Располагаемое тепло топлива по прямому балансу, ГДж		(11.12 + 11.13) × 7 × 4.19 + 11.10	+
11.166	Сумма потерь тепла с химической и механической неполнотой сгорания, %	q₃ + q₄	q₃ + q₄ 11.42 + 11.37
11.167	Расчетный комплекс, тыс. кВт×ч	Э_э	11.146 - 11.144	+
11.168	Потеря давления в тракте промперегрева, %	Dp_пп
11.169	Коэффициент мощности	cosj
11.170 11.171	Резерв Резерв
11.172	Расход пара на входе в ЦНД, т/ч		a₆₀₀ × p_2ЦСД 5.600 × 10.88
11.173	Расход питательной воды по каждой байпасной линии ПВД, т/ч
11.174	То же за оперативный интервал, т		11.173 × 10.222
11.175	То же, относительная величина
11.176	Расход питательной воды через ПВД каждой линии, т/ч		10.115 - 11.173
11.177	Расход питательной воды через ПВД каждой линии, относительная величина
11.178	Расход пара первого отбора на ПВДj (на каждый корпус), т/ч
11.179	Расход пара второго отбора на ПВДj (на каждый корпус), т/ч
11.180	Энтальпия пара III отбора, кДж/кг	h₀₃
11.181	Давление пара III отбора на ПВД7 (6), МПа	p₀₃
11.182	Энтальпия конденсата греющего пара ПВД7 (6), кДж/кг	h_др7(6)_j	стандартная процедура 3.2 (10.44; 11.181)
11.183	Расход пара III отбора на ПВД7 (6) (на каждый корпус), т/ч
11.184	Расход циркуляционной воды за оперативный интервал, тыс. м³	W	W × t₀ 11.159 × 10.222	+
11.185	Расход химически очищенной воды за оперативный интервал, т	G_ХОВ	G_ХОВ × t₀ 11.114 × 10.222	+
11.186	Расход пара на мазутные форсунки за оперативный интервал, т	D_ф	D_ф × t₀ 11.120 × 10.222	+
11.187	Расход пара на обдувку поверхностей нагрева за оперативный интервал, т	D_обд	D_обд × t₀ 11.135 × 10.222	+
11.188	Переток пара по коллекторам с.н. 1,3 МПа и 0,6 МПа, т/ч	D_перет	11.77 + 11.78
11.189	То же, т	D_перет	D_перет × t₀ 11.188 × 10.222	+
11.190	Потери теплоносителя, т	G_пот.тн	(G_ХОВ + D_перет + G_{к рм} + G_{к мх} + G_{к ХВО} - - D_обд - D_ф - D_сер.оч) × t₀ (10.114 + 11.188 + 10.136 + 10.139 + 10.124 - 10.135 - 10.120 - 10.140) × 10.222	+
11.191 ¸ 11.195	Резерв
11.196	Расчетный комплекс, %, ГДж×тыс. кВт×ч		11.46 × (11.5 - 11.125 - 11.10) × (11.146 - 11.142 - 11.126 × 11.141)	+
11.197	То же, ГДж×тыс. кВт×ч		11.5 × (11.146 - 11.142) × 11.36	+
11.198	Расход электроэнергии на серо- и азотоочистку, тыс. кВт×ч	Э_САО	(N_сер.оч + N_аз.оч) × t₀ × 10^-3 (10.249 + 10.248) × 10.222 × 10^-3	+
11.199	Расчетный комплекс, %×ГДж		11.146 × 11.48	+
11.200	То же, МПа×т		p₁ × G_пв 10.80 × 11.163	+
11.201	Расчетный комплекс, °С×т		t₁ × G_пв 10.31 × 11.163	+
11.202	То же, °С×т		t_пв × G_пв 10.43 × 11.163	+
11.203	То же, кПа×тыс. кВт×ч		p₂ × Э_кн 10.81 × 11.161	+
11.204	То же, °С×тыс. кВт×ч		t_1в × Э_кн 10.33 × 11.161	+
11.205	То же, °С×тыс. кВт×ч		t_2в × Э_кн 10.34 × 11.161	+
11.206	То же, °С×тыс. кВт×ч		dt_к × Э_кн 11.164 × 11.161	+
11.207	То же, °С×т		t_хв × B_к 10.13 × 11.47	+
11.208	То же, °С×т		t_1ВП × B_к 10.15 × 11.47
11.209	Расчетный комплекс, °С×т		v_ух × B_к 10.21 × 11.47	+
11.210	То же, т		a_р × B_к 11.27 × 11.47	+
11.211	То же, т		Da_рух × B_к 11.29 × 11.47	+
11.212	То же, т		Da_ухд × B_к 11.32 × 11.47	+
11.213	То же, %×ГДж		11.39 × 11.48	+
11.214	То же, %×ГДж		11.166 × 11.48	+
11.215	То же, °С×т		t_1ЦСД × D_пп 10.32 × 11.162	+
11.216	Расчетный комплекс, МПа×ч		(p_2ЦВД - p_1ЦСД) × t₀ (10.77 - 10.76) × 10.222	+
11.217	То же, МПа×ч		p_1ЦСД × t₀ 10.76 × 10.222	+
11.218	Расчетный комплекс, т		10.134 × 10.222	+
11.219	То же, т	D₀	D₀ × t₀ 10.126 × 10.222	+
11.220	То же, т	D_{РОУ 4/1,3}	D_{РОУ 4/1.3} × t₀ 10.96 × 10.222	+
11.221	Расход свежего пара по измеренным потокам, т/ч		10.127 + 10.130 + 10.131 + 10.106 + 10.107 + 10.108 + 5.669 + 10.95
11.222	Расход пара по измеренным потокам, т		11.221 × 10.222	+
11.223	Расчетный комплекс, т	D₀₁	D₀₁ × t₀ 10.130 × 10.222	+
11.224	То же, т	D₀₂	D₀₂ × t₀ 10.131 × 10.222	+
11.225	То же, т		11.178 × 10.222	+
11.226	То же, т		11.179 × 10.222	+
11.227	То же, кДж		(h₁ - h_2ЦВД) × G_пв (10.156 - 10.157) × 11.163	+
11.228	То же, кДж		(h₁ - h_2ЦВДад) × G_пв (10.156 - 10.173) × 11.163	+
11.229	То же, кДж		(h_1ЦСД - h_2ЦСД_j) × D_пп (10.158 – 10.159) × 11.162	+
11.230	То же, кДж		(10.158 – 10.174) × 11.162	+
11.231	То же, т		10.106 × 10.222	+
11.232	То же, т		10.107 × 10.222	+
11.233	То же, т		10.108 × 10.222	+
11.234	Расчетный комплекс, МПа×т		p_рт.ст × G_пв 10.78 × 11.163	+
11.235	То же, °С×кВт×ч		t_к × Э_кн 10.36 × 11.161	+
11.236	То же, кПа×тыс. кВт×ч		p₂_j × Э_кн 10.82 × 11.161	+
11.237	То же, °С×т		10.62 × 11.163	+
11.238	Присосы воздуха в конденсатор, кг	G_возд	G_возд × t₀ G_возд × 10.222	+	Присосы воздуха в конденсатор определяются по методике ЦКТИ
11.239	Расчетный комплекс, °С×кВт×ч		t_ав.сл × Э_кн 10.39 × 11.161	+
11.240	То же, °С×т		t_2к_j × D_пп 10.37 × 11.162	+
11.241	То же, °С×т		t_д × G_пв 10.35 × 11.163	+
11.242	То же, °С×т		10.38 × 11.162	+
11.243	То же, °С×т		t_2пв_j × G_пв 10.41 × 11.163	+
11.244	То же, °С×т		10.42 × 11.163	+
11.245	То же, °С×т		10.44 × 11.163	+
11.246	То же, т	D_ПТН_j	D_ПТН_j × t₀ 10.112 × 10.222	+
11.247	То же, °С		10.45 × 11.163	+
11.248	То же, °С×т		10.46 × 11.163	+
11.249	Расчетный комплекс, МПа×т		p_2ПН × G_пв 10.79 × 11.163	+
11.250	То же, кПа×т		p_2ПТН_j × D_ПТН_j 10.84 × 11.246	+
11.251	То же, °С×т		(10.185 - 10.47) × 11.246	+
11.252	То же, т	D_ТВД_j	D_ТВД_j × t₀ 10.113 × 10.222	+
11.253	То же, кПа×т		p_2ТВД_j × D_ТВД_j 10.85 × 11.252	+
11.254	То же, т	G_св	G_св × t₀ 10.119 × 10.222	+
11.255	То же, °С×т		(t_s_ПБ - t_2ПБ) × G_св (10.184 - 10.53) × 11.254	+
11.256	То же, °С×т		(t_s_ОБ - t_2ОБ) × G_св (10.183 - 10.52) × 11.254	+
11.257	То же, т	D_{ПУ ЦСД}	D_{ПУ ЦСД} × t₀ 10.109 × 10.222	+
11.258 ¸ 11.350	Резерв
	Номинальные показатели
11.351	Исходно-номинальное значение расхода тепла на турбину, ГДж/ч		a₃₅₁ + a₃₅₂N_т при 5.351 + 5.352 × 10.225; 10.225 < 5.543 a₃₅₃ + a₃₅₄N_т при 5.353 + 5.354 × 10.225; 10.225 ³ 5.543	-
11.352	Отпуск тепла из отбора турбины на калориферы, ГДж/ч		[5.355 + 5.356 × 11.158 + 5.357 × (11.158)²] × 10.268	-
11.353	То же за первичный интервал обработки, ГДж		11.352 × 10.222	+
11.354	Расход пара в конденсатор (без поправок на внешние условия), т/ч		a₃₅₈ + a₃₅₉D₀ 5.358 + 5.359 × 10.126	-
11.355	Расход питательной воды на впрыск в промежуточный пароперегреватель, т/ч Удельные поправки к исходно-номинальному расходу тепла на:		5.360 + 5.361 × 10.126 + 5.362 × (10.126)²	-
11.356	температуру охлаждающей воды на входе в конденсатор, ГДж/(ч×°С)		5.363 + 5.364 × 10.225 + 5.365 × (10.225)² + [5.366 + 5.367 × 10.225 + 5.368 × (10.225)²] ´ 10.33 + [5.369 + 5.370 × 10.225 + 5.371 × (10.225)²] × (10.33)²	-
11.357	отпуск тепла из тракта промперегрева, ГДж×ч/(ч×т)		5.372 + 5.373 × 10.225 + 5.374 × (10.225)²	-
11.358	отпуск тепла из отбора на основной бойлер, ГДж×ч/(ч×ГДж)		5.375 + 5.376 × 10.225 + 5.377 × (10.225)²
11.359	отпуск тепла из отбора на пиковый бойлер, ГДж×ч/(ч×ГДж)		5.378 + 5.379 × 10.225 + 5.380 × (10.225)²	-
11.360	отклонение потери давления в тракте промперегрева, ГДж/(ч×%)		[5.381 + 5.382 × 10.225 + 5.383 × (10.225)²] + [5.384 + 5.385 × 10.225 + 5.386 × (10.225)²] ´ (5.546 - 5.533) + [5.387 + 5.388 × 10.225 + 5.389 × (10.225)²] × (5.546 - 5.533)²	-
11.361	отпуск тепла на калориферы, ГДж×ч/(ч×ГДж)		5.390 + 5.391 × 10.225 + 5.392 × (10.225)²	-
11.362	работу на скользящем давлении, %		5.393 + 5.394 × 10.225 + 5.395 × (10.225)²	-
11.363	впрыск питательной воды в промежуточный пароперегреватель, ГДж×ч/(ч×т)		5.396 + 5.397 × 10.225 + 5.398 × (10.225)²	-
11.364	коэффициент мощности, %	a_cos_j	5.399 + 5.400 × 10.225 + 5.401 × (10.225)²	-
11.365	Номинальный расход тепла на турбину, ГДж/ч			-
11.366	Мощность ПТН, кВт		[5.402 + 5.403 × 10.128 + 5.404 × (10.128)² + 5.405 × (10.128)³] × 10.270	-	В работе 1 ПTН
			[5.406 + 5.407 × 10.128 + 5.408 × (10.128)² + 5.409 × (10.128)³] × 10.270	-	В работе 2 ПTН
			[5.410 + 5.411 × 10.128 + 5.412 × (10.128)² + 5.413 × (10.128)³] × 10.270	-	В работе 3 ПTН
11.367	Мощность ТВД, кВт		[5.414 + 5.415 × 10.128 + 5.416 × (10.128)² + 5.417 × (10.128)³] × 10.270	-	В работе 1 ТВД
			[5.418 + 5.419 × 10.128 + 5.420 × (10.128)² + 5.421 × (10.128)³] × 10.272	-	В работе 2 ТВД
			[5.422 + 5.423 × 10.128 + 5.424 × (10.128)² + 5.425 × (10.128)³] × 10.272	-	В работе 3 ТВД
11.368	Энергия ПТН за первичный интервал обработки, кВт×ч		11.366 × 10.222	+
11.369	Энергия ТВД за первичный интервал обработки, кВт×ч		11.367 × 10.222	+
11.370	Расход пара на калориферы, т/ч
11.371	Расход пара в конденсатор, т/ч		11.354 - 11.370 - 10.96 - 11.92 - 11.89	-
11.372	Изменение давления в конденсаторе от изменения расхода охлаждающей воды, МПа		где ;	-
11.373	Давление пара в конденсаторе, МПа		5.428 + 5.429 × 11.371 + 5.430 × (11.371)² + [5.431 + 5.432 × 11.371 + 5.433 × (11.371)²] × 10.33 + [5.434 + 5.435 × 11.371 + 5.436 × (11.371)²] ´ (10.33)² + 11.372	-
11.374	Вакуум в конденсаторе, %	V⁽^н)	(1 - 11.373) × 10²	-
11.375	Температурный напор в конденсаторе, °С		5.437 + 5.438 × 11.371 + 5.439 × (11.371)² + [5.440 + 5.441 × 11.371 + 5.442 × (11.371)²] × 10.33 + [5.443 + 5.444 × 11.371 + 5.445 × (11.371)²] × (10.33)²	-
11.376	Температура питательной воды, °С		5.446 + 5.448 × 10.126 + 5.448 × (10.126)²	-
11.377	Давление пара перед отсечными клапанами ЦСД, МПа		5.449 + 5.450 × 10.126 + 5.451 × (10.126)²
11.378	Давление пара за ЦВД, МПа			-
11.379	Внутренний относительный КПД ЦВД, %		5.452 + 5.453 × 10.126 + 5.454 × (10.126)²	-
11.380	Энтропия свежего пара, кДж/(кг×К)		3.3(5.540, 5.541)	-
11.381	Энтальпия свежего пара, кДж/кг		3.2(5.540, 5.541)	-
11.382	Энтальпия пара за ЦВД по адиабате, кДж/кг		3.5(11.380, 11.378)	-
11.383	Энтальпия пара за ЦВД, кДж/кг		11.381 - (11.381 - 11.382) × 11.379 × 10^-2	-
11.384	Энтальпия пара перед отсечными клапанами ЦСД, кДж/кг		3.2(11.377, 5.542)	-
11.385	Энтальпия питательной воды, кДж/кг		3.7(10.87, 11.376)	-
11.386	Расход свежего пара на турбину, т/ч			-
11.387	Потери, связанные с отпуском тепла внешним потребителям, ГДж/ч			-
11.388	Расход тепла на выработку электроэнергии, включая ПТН и ТВД, ГДж/ч			-
11.389	То же за первичный интервал обработки, ГДж		11.388 × 10.222	+
11.390	Суммарная мощность турбины, ПТН и ТВД, кВт		10.225 + 11.366 + 11.367	-
11.391	Суммарная выработка электроэнергии турбиной, ПТН и ТВД за первичный интервал, кВт×ч		11.390 × 10.222	+
11.392	Удельный расход тепла брутто на турбину, кДж/(кВт×ч)			-
11.393	Мощность механизмов собственных нужд турбины, кВт		5.460 + 5.461 × 10.225 + 5.462 × (10.225)²	-
11.394	Мощность циркуляционных насосов, кВт		5.463 + 5.464 × 10.225 + 5.465 × (10.225)²	-
11.395	Расход электроэнергии на собственные нужды турбины за первичный интервал обработки, кВт×ч		11.393 × 10.222	+
11.396	Расход электроэнергии на собственные нужды турбины за первичный интервал обработки, % выработки электроэнергии			-
11.397	Расход электроэнергии на циркуляционные насосы, кВт×ч		11.394 × 10.222	+
11.398	Условный расход тепла на ПТН, ГДж/ч		11.392 × 11.366	-
11.399	То же за первичный интервал обработки, ГДж		11.398 × 10.222	+
11.400	Условный расход тепла на ТВД, ГДж/ч		11.392 × 11.367	-
11.401	То же за первичный интервал обработки, ГДж		11.400 × 10.222	+
11.402	Расход тепла на выработку электроэнергии турбиной, ГДж/ч		11.398 - 11.398 - 11.400	-
11.403	То же за первичный интервал обработки, ГДж		11.402 × 10.222	+
11.404	Расход тепла на собственные нужды турбины, ГДж/ч		5.466 + 5.467 × 11.402 + 5.468 × (11.402)² + [5.469 + 5.470 × 11.402 + 5.468 × (11.402)²] × 10.58	-
11.405	То же за первичный интервал обработки, ГДж		11.404 × 10.222	+
11.406	Расход тепла нетто на электроэнергию, ГДж/ч		11.388 + 11.404	-
11.407	То же за первичный интервал обработки, ГДж		11.406 × 10.222	+
11.408	Расчетный показатель, кВт	N^н(н)	11.390 - 11.393	-
11.409	Расчетный показатель, кВт×ч		11.408 × 10.222	+
11.410	Удельный расход тепла нетто на турбину, кДж/(кВт×ч)			-
11.411	Расход тепла на собственные нужды котла, ГДж/ч		5.472 + 5.473 × 11.158 + 5.474 × (11.158)² + [5.475 + 5.476 × 11.158 + 5.477 × (11.158)²] × 10.58 + 11.398 + 11.400	-
11.412	То же за первичный интервал обработки, ГДж		11.411 × 10.222	+
11.413	Потери теплового потока, ГДж/ч		0,01 × 5.10	-
11.414	Исходно-номинальная температура уходящих газов, °С		При работе котла на i-м виде топлива 5.478 + 5.479 × 11.158 + 5.480 × (11.158)²; при работе котла на смеси топлив 10.21, 10.15, 10.16, 10.17	-
11.415	Номинальная температура уходящих газов, °С		11.414 + (5.544 - 10.15) ´ [10.271 × 0,5 + (1 - 10.271) × 5.727 × 0.15]	-
11.416	Коэффициент избытка воздуха за котлом в режимном сечении		5.481 + 5.482 × 11.158 + 5.483 × (11.158)²	-
11.417	Коэффициент избытка воздуха за последней поверхностью нагрева		5.484 + 5.485 × 11.158 + 5.486 × (11.158)²	-
11.418	Присосы воздуха на тракте режимное сечение - последняя поверхность нагрева		11.417 - 11.416	-
11.419	Коэффициент учета тепла, внесенного подогретым топливом и воздухом			-
11.420	Содержание горючих в уносе		5.487 + 5.488 × 11.158	-
11.421	Потери тепла с механической неполнотой сгорания, %			-
11.422	Потери тепла с уходящими газами, %			-
11.423	Потери тепла с химической неполнотой сгорания, %		11.42 × 11.419	-
11.424	Потери тепла в окружающую среду, %			-
11.425	Потери тепла с физическим теплом шлака, %			-
11.426	КПД брутто котла, %		100 - 11.422 - 11.423 - 11.421 - 11.424 - 11.425	-
11.427	Резерв
11.428	Исходно-номинальный расход электроэнергии на пылеприготовление, кВт×ч/т топлива Поправки к исходно-номинальному расходу электроэнергии на пылеприготовление, кВт×ч/т топлива:		5.489 + 5.490 × 11.158 + 5.491 × (11.158)²	-
11.429	на зольность топлива		5.549(5.714 - 5.553)	-
11.430	на влажность топлива		5.550(5.710 - 5.554)	-
11.431	Номинальный расход электроэнергии на пылеприготовление, кВт×ч		11.428 + 11.429 + 11.430	-
11.432	Исходно-номинальный расход электроэнергии на тягу и дутье, кВт×ч/ГДж Поправки к исходно-номинальному расходу электроэнергии на тягу и дутье, кВт×ч/Гдж:		5.492 + 5.493 × 11.158 + 5.494 × (11.158)²	-
11.433	на температуру уходящих газов		5.551(11.415 - 11.414)	-
11.434	на температуру холодного воздуха		5.552(10.13 - 5.555)	-
11.435	Номинальный расход электроэнергии на тягу и дутье, кВт×ч/ГДж		11.432 + 11.433 + 11.434	-
11.436	Расход электроэнергии на питательные насосы, кВт×ч/т воды		5.495 + 5.496 × 11.158 + 5.497 × (11.158)²	-
11.437	Расход электроэнергии на прочие собственные нужды котла, кВт×ч/ГДж Расход электроэнергии за первичный интервал обработки, кВт×ч:		5.498 + 5.499 × 11.158 + 5.500 × (11.158)²	-
11.438	на пылеприготовление		11.431 × 11.49	+
11.439	на тягу и дутье		11.435 × 11.5	+
11.440	на питательные электронасосы		11.436 × 10.126 × 10.222	+
11.441	на прочие нужды		11.437 × 11.5	+
11.442	Расход электроэнергии на собственные нужды котла за первичный интервал обработки, кВт×ч		11.438 + 11.439 + 11.440 + 11.441	+
11.443	Расход электроэнергии на сетевые насосы за первичный интервал обработки, кВт×ч		[5.501 + 5.502 × 11.119 + 5.503 × (11.119)²] × 10.222	-
11.444	Расход электроэнергии на конденсатные насосы подогревателей сетевой воды, подпиточные насосы, насосы, используемые для подготовки химически умягченной воды для подпитки теплосети, кВт×ч		[5.504 + 5.505 × 11.119 + 5.506 × (11.119)²] × 10.222	-
11.445	Суммарные затраты электроэнергии, относимые к теплофикационной установке, кВт×ч		11.443 + 11.444	+
11.446	Доля электрических собственных нужд котла, отнесенная на производство электроэнергии			-
11.447	Расход электроэнергии на собственные нужды котла, относимый на электроэнергию, кВт×ч		11.446 × 11.442	-
11.448	Расход электроэнергии на собственные нужды блока, относимый на электроэнергию, кВт×ч		11.395 + 11.447	+
11.449	Расход тепла на собственные нужды котла, % выработки тепла котлом			-
11.450	Расход тепла на ПТН, % выработки тепла котлом			-
11.451	Расход тепла на калориферы, % выработки тепла котлом			-
11.452	КПД нетто котла, %			-
11.453	Отпуск электроэнергии блоком за первичный интервал обработки, кВт×ч	Э^от(н)	11.146 × 10³ -11.395 - 11.442 - 11.445	+
11.454	Коэффициент теплового потока, %			-
11.455	Расчетный комплекс, ГДж		11.5 - 11.413 × 10.222	+
11.456	Доля отпуска тепла за счет нагрева сетевой воды в сетевых насосах, %			-
11.457	Доля потерь с отпуском тепла внешним потребителям, %			-
11.458	Номинальный удельный расход топлива на отпущенную электроэнергию (без учета стабилизации режимов), г/(кВт×ч)			-
11.459	Номинальное значение удельного расхода топлива на отпуск тепла с паром, кг/ГДж			-
11.460	Номинальное значение удельного рас хода топлива на общий отпуск тепла (без учета стабилизации), кг/ГДж			-
11.461	Номинальный расход условного топлива на электроэнергию за первичный интервал обработки, т		11.458 × 11.453 × 10^-6	+
11.462	Номинальный расход условного топлива на тепло за первичный интервал обработки, т		11.460 × 11.96 × 10^-3	+
11.463	Суммарный расход условного топлива котлом за первичный интервал обработки, т		11.461 + 11.462	+
11.464	Располагаемое тепло топлива за первичный интервал обработки, ГДж			+
11.465	Расход энергии на питание котла водой, кВт×ч		11.440 + 11.368	+
11.466	Расчетный комплекс, %×ГДж		11.422 × 11.464	+
11.467	Расчетный комплекс, %×ГДж		(11.423+11.421) × 11.464	+
11.468	Расход электроэнергии на собственные нужды энергоблока, кВт×ч	Э^сн(н)	11.395 + 11.442	+
11.469	Расчетный комплекс, %×ГДж		11.424 × 11.464	+
11.470	То же, %×ГДж		11.425 × 11.464	+
11.471	Расчетный комплекс, °С×т		11.376 × 11.386 × 10.222	+
11.472	Расчетный комплекс, %×т		11.374 × 11.371 × 10.222	+
11.473	Расчетный комплекс, МПа×т		11.373 × 11.371 × 10.222	+
11.474	Расчетный комплекс, °С×т		5.544 × 11.463	+
11.475	То же, °С×т		11.415 × 11.463	+
11.476	Расчетный комплекс, т		11.416 × 11.463	+
11.477	То же, т		11.417 × 11.463	+
11.478	То же, т		11.418 × 11.464	+
11.479	Расчетный комплекс, ГДж		11.464 - (11.466 + 11.467 + 11.469 + 11.470) × 10^-2	+
11.480	Расчетный комплекс, %×ГДж		11.426 × (11.5 - 11.412 - 11.353 - 11.8)	+
11.481	Расчетный комплекс, ГДж		11.419 × 11.5	+
11.482	Расчетный комплекс, кВт×ч		11.146 × 10³ - 11.395	+
11.483	Расчетный комплекс, °С×т		11.375 × 11.371 × 10.222	+
11.484	Расход свежего пара на турбину за первичный интервал обработки, т		11.386 × 10.222	+
11.485	Расход пара в конденсатор за первичный интервал обработки, т		11.371 × 10.222	+
11.486	Расчетный комплекс, кВт×ч		11.146 × 10³ - 11.395 - 11.447	+
11.487	Расчетный комплекс, %×ГДж × кВт×ч			+
11.488	Расчетный комплекс, ГДж × кВт×ч		11.481 × 11.482	+
11.489 11.490	Резерв Резерв
	Расчет показателей резервов тепловой экономичности
	Общий резерв условного топлива, т:
11.491	на электроэнергию		11.452 - 11.461	+
11.492	на тепло		11.153 - 11.462	+
11.493	Резерв условного топлива по расходу тепла брутто на выработку электроэнергии турбиной, т			+
	Поправки к расходу тепла на выработку электроэнергии турбинной установкой на единичное отклонение фактических показателей от номинальных:
11.494	давления свежего пара перед стопорными клапанами ЦВД, %/МПа		a₅₀₇ + a₅₀₈N_т 5.507 + 5.508 × 10.225	-
11.495	температуры свежего пара перед стопорными клапанами ЦВД, %/°С		a₅₀₉ + a₅₁₀N_т 5.509 + 5.510 × 10.225	-
11.496	температуры пара после промперегрева, %/°С			-
11.497	температуры питательной воды, %/°С			-
11.498	давления пара в конденсаторе, %/МПа			-
	Составляющие резерва условного топлива по турбинной установке из-за отклонения фактических показателей от номинальных, т:
11.499	давление свежего пара перед стопорными клапанами ЦВД		11.494 × (5.540 - 10.80) × 11.461 × 10.260 × 10^-2	+
11.500	температура свежего пара перед стопорными клапанами ЦВД		11.495 × (5.541 - 10.31) × 11.461 × 10^-2	+
11.501	температура пара после промперегрева		11.496 × (5.542 - 10.32) × 11.461 × 10^-2	+
11.502	температура питательной воды		11.497 × (11.376 - 10.43) × 11.461 × 10^-2	+
11.503	давление пара в конденсаторе		11.498 × (10.81 - 11.373) × 11.461 × 10^-2	+
11.504	Резерв условного топлива по собственным нуждам турбинной установки, т			+
11.505	Резерв условного топлива по циркуляционным насосам, т			+
11.506	Резерв условного топлива по расходу тепла на собственные нужды турбинной установки, т			+
11.507	Резерв условного топлива по КПД брутто котельной установки, т			+
	Составляющие резерва условного топлива по КПД брутто котельной установки, т:
11.508	температура уходящих газов			+
11.509	избыток воздуха за котлом в режимном сечении			+
11.510	присосы воздуха на тракте «режимное сечение - последняя поверхность нагрева»			+
11.511	потери тепла с химической и механической неполнотой сгорания			+
11.512	Резерв условного топлива по расходу электроэнергии на собственные нужды котельной установки, т:			+
	Составляющие резерва условного топлива по расходу электроэнергии на собственные нужды котельной установки, т:
11.513	питательные электронасосы			+
11.514	тяга и дутье			+
11.515	пылеприготовление			+
11.516	Резерв условного топлива по расходу тепла на собственные нужды котельной установки, т			+
	Резервы условного топлива из-за внеплановых пусков энергоблока (в месячном интервале), т:				Показатели , , h_тп вводятся по каналам межмашинного обмена от соседних энергоблоков, обеспечивающих данный энергоблок электроэнергией и теплом во время пусков. При отсутствии межмашинного обмена эти показатели вводятся вручную
11.517	относимые на турбинную установку			+
11.518	относимые на котельную установку			+
11.519	Резерв условного топлива по турбине из-за работы с одним корпусом котла, т	DB₁_корп	5.559 × 5.726/5.725 × 11.461	+
11.520	Резерв условного топлива по ПТН, т	DB_ПТН		+
11.521	Резерв условного топлива по ТВД, т	DB_ТВД		+
	Общий резерв условного топлива:
11.522	по турбинной установке	DB_ту	11.493 + 11.506 + 11.504 + 11.517 + 11.519	+
11.523	по котельной установке	DB_ку	11.507 + 11.516 + 11.512 + 11.518	+
11.524	Резерв условного топлива по тепловой экономичности котельной установки, относимый на электроэнергию, т			-
11.525	То же на тепло, т		11.523 - 11.524	-
11.526	Суммарный резерв условного топлива по блоку, относимый на электроэнергию, т	DB_э	11.522 + 11.524	+
11.527	Резерв условного топлива по блоку в целом, т	DB	11.522 + 11.523	+
11.528	Резерв условного топлива по расходу тепла на с.н. по блоку в целом, т		11.506 + 11.516	+
11.529	Резерв условного топлива по расходу электроэнергии на с.н. котла на производство электроэнергии, т			+
11.530	Резерв условного топлива по расходу электроэнергии на с.н. энергоблока, т			+
	Расчет накапливаемых нормативных ТЭП в месячном интервале
11.531	Расход тепла на выработку электроэнергии турбиной, ГДж			+
11.532	Расход электроэнергии на собственные нужды турбины, кВт×ч			+
11.533	Расход тепла на собственные нужды турбины, ГДж			+
11.534	КПД брутто котла, ГДж		11.479 - S5.296 × 5.719 × 7 × 4,19 - 5.286 × (5.720 - 35000) × 11.464 × 10^-2	+
11.535	Расход электроэнергии на собственные нужды котла, кВт×ч			+
11.536	Расход тепла на собственные нужды котла, ГДж			+
11.537	Отпуск электроэнергии энергоблоком, кВт×ч		10³ × 17.4 - 11.542 - 11.545 - 11.445	+
11.538	Коэффициент заполнения графика нагрузки	K_з		-
11.539	Коэффициент, учитывающий влияние на удельные расходы топлива стабилизации тепловых процессов	K_ст	5.597 + 5.598 × 11.538 + 5.599 × (11.538)²	-
11.540	Нормативный расход условного топлива на электроэнергию (с учетом стабилизации режимов), т			+
11.541	Нормативный расход условного топлива на тепло (с учетом стабилизации режимов), т			+
11.542	Экономия (перерасход) условного топлива, т	DB_мес	17.1 + 11.153 - 11.560 - 11.551	+
11.543 ¸ 11.548	Резерв
11.549	Давление свежего пара скользящее, МПа
11.550	Расчетный комплекс, МПа×т		[5.540 × 10.260 + 11.549 × (1 - 10.260)] × 11.163	+
11.551	Давление пара в конденсаторе, кПа		5.428 + 5.429 × 11.155 + 5.430 × 10.33 + 5.431 × (11.155)² + 5.432 × 11.155 × 10.33 + 5.433 × (10.33)² + 5.434 × (11.155)³ + 5.435 × (11.155)² × 10.33 + 5.436 × 11.155 × (10.33)²	+
11.552	Расчетный комплекс, кПа×т		11.551 × 11.155 × 10.222	+
11.553	Внутренний относительный КПД ЦВД номинальный, %		Если m₈₈ = 1, то 10.260 при
			при
			5.629 +5.630 × 10.126 + 5.631 × (10.126)² при
			5.632 +5.633 × 10.126 + 5.634 × (10.126)² при 10.126 > 5.625 5.635 +5.636 × 10.126 + 5.637 × (10.126)² Если (1 - m₈₈) = 1, то 10.260
			5.229
11.554	Расчетный комплекс, %×т		11.553 × 11.163	+
11.555	Давление пара в камере регулирующей ступени, МПа		a₆₂₂ × D₀ 5.622 × 10.126	+
11.556	То же, МПа×т		11.555 × 11.163	+
11.557	Расход пара из переднего уплотнения ЦВД в линию ХПП номинальный, т/ч		a₅₇₆ × D₀ 5.576 × 10.126	+
11.558	Расчетный комплекс, т		11.557 × 10.222	+
11.559	Расход пара из переднего уплотнения ЦВД в деаэратор номинальный, т/ч		a₅₅₇ × D₀ 5.577 × 10.126	+
11.560	Расчетный комплекс, т		11.559 × 10.222	+
11.561	Расход пара из заднего уплотнения ЦВД в деаэратор, т/ч		a₅₇₈ × D₀ 5.578 × 10.126
11.562	Расчетный комплекс, т		11.561 × 10.222	+
11.563	Расход пара из вторых отсеков концевых уплотнений ЦВД в ПНДj, т/ч		a₅₉₆ × D₀ 5.596 × 10.126
11.564	Расчетный комплекс, т		11.563 × 10.222	+
11.565	Температура основного конденсата на выходе из ПНДj, °С		a₅₇₉ + a₅₈₀ × D_ХПП 5.579 + 5.589 × 10.127
11.566	Расчетный комплекс, °С		11.565 × 11.162	+
11.567	Температура основного конденсата за конденсатором турбины, °С		t_к × D_пп 10.36 × 11.162	+
11.568	Давление отработавшего пара в конденсаторе, кПа		5.654 + 5.655 × 11.172 + 5.656 × (11.172)²
11.569	Расчетная величина, кПа	Dp₂	10.81 - 11.568
11.570	Расчетная величина, кПа×ч/т
11.571	То же, °С	Dt₂_кп1	5.657 + 5.658 × 11.570 + 5.659 × (11.570)²
11.572	Температура питательной воды после деаэраторов номинальная, °С		Если D_ХПП £ A 10.127 £ 5.575 a₅₈₁ × D_ХПП 5.581 × 10.127 Если D_ХПП > A 10.127 > 5.575 a₅₈₂ × D_ХПП 5.582 × 10.127
11.573	Расчетный комплекс, °С×т		11.572 × 11.162	+
11.574	Температура в трубопроводе аварийного слива из СПНД в конденсатор номинальная, °С		10.36 + 5.242
11.575	Расчетный комплекс, °С		11.574 × 11.162	+
11.576	Температура конденсата греющего пара ПНД номинальная, °С		t_2к(_j_-1) + 10 10.37	+
11.577	Расчетный комплекс, °С		11.576 × 11.162	+
11.578	Температура питательной воды за ПВДj номинальная, °С		5.583 + 5.584 × 10.128 + 5.585 × (10.128)²
11.579	Расчетный комплекс, °С		11.578 × 11.163	+
11.580	Температура питательной воды за ПВД перед байпасом по каждой линии, °С		11.578 + 5.240
11.581	То же за первичный интервал, °С		11.580 × 11.163	+
11.582	Температура конденсата греющего пара ПВД, °С		10.41 + 5.241	+
11.583	Расход пара на ПТН номинальный, т/ч		Если m₈₈ = 1 10.260 5.586 + 5.587 × 10.116 + 5.588 × (10.116)² Если 1 - m₈₈ = 1 10.260	+
			5.589 + 5.590 × 10.116 + 5.591 × (10.116)²	+
11.584	Расчетный комплекс, т		11.583 × 10.222	+
11.585	Давление пара в конденсаторе ПТН номинальное, кПа		5.638 + 5.639 × 10.112 + 5.640 × 10.33 + 5.641 × (10.112)² + 5.642 × 10.112 × 10.33 + 5.643 × (10.33)² + 5.644 × (10.112)³ + 5.645 × (10.112)² × 10.33 + 5.646 × 10.112 × (10.33)²
11.586	Расчетный комплекс, кПа×т		11.585 × 11.584	+
11.587	Расчетный комплекс, °С×т		(t_к + 3) × G_пв (10.36 + 3) × 11.163	+
11.588	Расчетный комплекс, °С×т		(t_д + 3) × G_пв (10.35 + 3) × 11.163	+
11.589	Давление питательной воды на нагнетании питательных насосов номинальное, МПа		[5.603 + 5.604 × 10.128 + 5.605 × (10.128)²] × 10.260 + [5.606 + 5.607 × 10.128 + 5.608 × (10.128)²] ´ (1 - 10.260)
11.590	То же, МПа×т		11.589 × 11.163	+
11.591	Расход пара на ТВДj номинальный, т/ч
11.592	То же, т		11.591 × 10.222	+
11.593	Давление отработавшего пара в конденсаторе ТВДj номинальное, кПа		5.660 + 5.661 × 10.113 + 5.662 × 10.33 + 5.663 × (10.113)² + 5.664 × 10.113 × 10.33 + 5.665 × (10.33)² + 5.666 × (10.113)³ + 5.667 × (10.113)² × 10.33 + 5.668 × 10.113 × (10.33)²
11.594	Расчетный комплекс, кПа×т		11.593 × 11.592	+
11.595	Температурный напор в конденсаторе ПТНj, °С		5.647 + 5.648 × 10.112 + 5.649 × 10.33 + 5.650 × (10.112)² + 5.651 × 10.112 × 10.33 + 5.652 × (10.33)²
11.596	Расчетный комплекс, °С		11.595 × 11.584	+
11.597	Тепловая нагрузка основного бойлера, ГДж		11.358 × 11.104	+
11.598	Тепловая нагрузка пикового бойлера, ГДж		11.359 × 11.88	+
11.599	Расчетный комплекс, °С×т		11.582 × 11.163	+
11.600	Расчетный комплекс, т		a₆₀₁ × D₀ × t₀ 5.601 × 10.126 × 10.222	+
11.601 ¸ 11.609	Резерв
	Анализ условий эксплуатации котельной установки Отклонение коэффициента избытка воздуха в топке
11.610	Отклонение коэффициента избытка воздуха в топке от номинального значения	da_р	11.27 - 11.416
11.611	Коэффициент, учитывающий изменение механической неполноты сгорания при совместном сжигании твердого и жидкого (газообразного топлива)	a	f(l_т) f(11.15)
11.612	Потеря тепла с механической неполнотой сгорания при фактическом коэффициенте избытка воздуха в топке и тепловой доле твердого топлива, равной 1, %		f(11.5, 11.27)
11.613	То же номинальная, %		f(11.5, 11.416)
11.614	Изменение потерь тепла с механической неполнотой сгорания		(11.612 - 11.613) × 11.611 × 11.15
11.615	Потеря тепла с механической неполнотой сгорания при фактическом коэффициенте избытка воздуха в топке, %		f(11.5, 11.27)
11.616	То же номинальная, %		f(11.5, 11.416)
11.617	Изменение потерь тепла с механической неполнотой сгорания, %		(11.615 - 11.616) × 11.611 × 11.15
11.618	Потеря тепла с уходящими газами при фактическом коэффициенте избытка воздуха в топке, %		f(11.5, 11.27)
11.619	То же номинальная, %		f(11.5, 11.416)
11.620	Изменение потерь тепла с уходящими газами из-за отклонения коэффициента избытка воздуха в топке от номинального значения, %		11.618 - 11.619
11.621	Изменение расхода условного топлива из-за изменения потерь с уходящими газами, т
11.622	Изменение расхода условного топлива из-за изменения потерь тепла с химической неполнотой сгорания, т
11.623	То же с механической неполнотой сгорания, т
11.624	Удельная поправка к затратам энергии на тягу и дутье при изменении коэффициента избытка воздуха в топке, кВт		5.250 + 5.251 × 11.27 + 5.252 × 11.272
11.625	Изменение затрат энергии на тягу и дутье из-за отклонения коэффициента избытка воздуха в топке от номинального значения, кВт×ч		11.624 × 11.610 × 10.222
11.626	Изменение расхода условного топлива из-за изменения расхода энергии на тягу и дутье, т
11.627	Суммарное изменение расхода условного топлива из-за отклонения коэффициента избытка воздуха в топке от номинального значения, т		11.622 + 11.623 + 11.621 + 11.626	+
11.628	Расчетный комплекс, т		11.416 × 11.47	+
11.629 ¸ 11.633	Резерв
	Отклонение температуры воздуха перед воздухоподогревателем
11.634	Отклонение температуры воздуха перед воздухоподогревателями от номинального значения, °С	Dt₁_ВП	10.15 - 5.544
11.635	Удельная поправка к температуре газов за воздухоподогревателями на изменение температуры воздуха перед ними	f_ВП
11.636	Изменение температуры уходящих газов из-за отклонения температуры воздуха перед воздухоподогревателем от номинального значения, °С		f_ВП × Dt_1ВП 11.635 × 11.634
11.637	Изменение потерь тепла с уходящими газами из-за отклонения температуры воздуха перед воздухоподогревателем от номинального значения, %
11.638	Изменение расхода условного топлива из-за отклонения температуры воздуха перед воздухоподогревателем от номинального значения, т			+
11.639	Расчетный комплекс, °С×т		Dt_1ВП × B_к 11.634 × 11.47	+
11.640 ¸ 11.644	Резерв
	Отклонение тонины помола угля
11.645	Отклонение тонины помола от номинального значения, %	DR₉₀	5.732 - 5.671
11.646	Расчетный комплекс, %×т		DR₉₀ × B_т 11.645 × 11.49	+
11.647	Потеря тепла с механической неполнотой сгорания из-за отклонения тонины помола от номинального значения, %		(11.5, 5.732)
11.648	То же, номинальное значение, %		(11.5, 5.671)
11.649	Изменение потерь тепла с механической неполнотой сгорания из-за отклонения тонины помола от номинального значения, %		11.647 - 11.648
11.650	Изменение расхода условного топлива по той же причине, т
11.651	Средняя влажность топлива в ШБМ (расширенный анализ), %	W_ср		+
11.652	Коэффициент влияния влажности топлива на его размолоспособность (расширенный анализ)	n_вл.1
11.653	Коэффициент пересчета (расширенный анализ)	n_вл.2
11.654	Изменение потребляемой ШБМ мощности из-за отклонения тонины помола от номинального значения (расширенный анализ), кВт
11.655	То же (упрощенный анализ), кВт
11.656	Изменение потребляемой ШБМ электроэнергии из-за отклонения тонины помола от номинального значения, кВт×ч		11.654 × 10.222
11.657	Изменение расхода условного топлива по той же причине, т
11.658	Суммарное изменение расхода условного топлива, т	DB_R	11.657 + 11.650	+
11.659 ¸ 11.661	Резерв
	Отклонение температуры горячего воздуха
11.662	Номинальная температура горячего воздуха, °С		f(11.5, 10.13)
11.663	Отклонение температуры горячего воздуха от номинального значения, °С	Dt_2в	10.16 - 11.662
11.664	Потери тепла с механической неполнотой сгорания из-за отклонения температуры горячего воздуха от номинального значения, %		f(11.5, 10.13)
11.665	То же, номинальная, %		f(11.5, 11.662)
11.666	Изменение потери тепла с механической неполнотой сгорания из-за изменения температуры горячего воздуха, %		11.664 - 11.665
11.667	Изменение расхода условного топлива по той же причине, т			+
11.668	Расчетный комплекс, °С×т		11.663 × 11.47	+
11.669	То же, °С×т		11.662 × 11.47	+
11.670	Расчетный комплекс, °С×т		10.16 × 11.47	+
	Влияние совместного сжигания топлив
11.671	Номинальное значение потерь тепла с механической неполнотой сгорания угля твердого топлива, %		11.611 × 11.421 × 11.15
11.672	Изменение потерь тепла с механической неполнотой сгорания из-за совместного сжигания твердого и жидкого (газообразного) топлив, %		11.37 - 11.671
11.673	Изменение расхода условного топлива по той же причине, т			+
11.674	Расчетный комплекс, т		11.16 × 11.47
11.675	Расчетный комплекс, т		11.15 × 11.47	+
	Вспомогательные показатели
11.676	Массовая доля твердого топлива
11.677	То же мазута
11.678	То же природного газа		1 - 11.676 - 11.577
11.679	Средняя теплота сгорания 1 кг сжигаемой смеси топлив, кДж/кг
11.680	Коэффициент пересчета для твердого топлива
11.681	Коэффициент пересчета для жидкого топлива
11.682	Приведенная влажность жидкого топлива, кг×%×10³/кДж
11.683	То же твердого топлива, кг×%×10³/кДж
11.684	Резерв
11.685	Теоретический приведенный объем воздуха, необходимый для горения жидкого топлива, м³×10³/кДж		5.5 + 5.673 × 11.682
11.686	То же твердого топлива, м³×10³/кДж		5.6 + 5.674 × 11.683
11.687	То же смеси топлив, м³×10³/кДж		11.677 × 11.685 + 11.676 × 11.686 + 11.678 × 1,11
11.688	Теоретический приведенный объем продуктов сгорания жидкого топлива, м³×10³/кДж
11.689	То же твердого топлива, м³×10³/кДж
11.690	То же смеси топлив, м³×10³/кДж		11.677 × 11.688 + 11.676 × 11.689 + 11.678 × 1,2515
11.691	Теоретически необходимый объем воздуха для сжигания 1 кг смеси, топлив, м³/кг	V⁰
11.692	Теоретический объем продуктов сгорания 1 кг смеси топлив, м³/кг
11.693	Зольность смеси топлив, %		11.676 × 5.714 + 11.677 × 0,1
11.694	Плотность продуктов сгорания в нормальных условиях, кг/м³
11.695	Теоретический объем продуктов сгорания 1 кг твердого топлива, м³/кг
11.696	То же жидкого топлива, м³/кг
11.697	Тепло, выделившееся в топке при сгорании топлива, кДж (10³·с)	Q¢
11.698	Формирование массива МАСС 1 ¸ 30
	; ; ; ; ; ; ; ; ; ; ; ;		; ; ; ; ; ; ; ;
11.699 - 11.700	Резерв
	Подогрев воздуха в паровых калориферах
11.701	Расход воздуха на горение при нормальных условиях, м³/ч
11.702	Удельное количество тепла, подведенное для подогрева воздуха в калориферах в нормальных условиях, кДж/м³	q_КФ
11.703	Номинальная температура воздуха за паровыми калориферами, °С		f(l_м, l_т, l_г, вида угля) f(11.6, 11.15, 11.17)
11.704	Номинальное удельное количество тепла, необходимое для подогрева воздуха до номинальной температуры, кДж/м³		f(11.702, 11.703, 10.14)
11.705	Отклонение удельного количества тепла, подведенного для обогрева воздуха в калориферах, от номинального значения, кДж/м³	Dq_КФ	11.702 - 11.704
11.706	Отклонение количества тепла, подведенного для обогрева воздуха в калориферах, от номинального значения, ГДж	DQ₀_КФ	11.705 × 11.702 × 3600 × 10.222 × 10^-6
11.707	То же, т			+
	Доля рециркуляции воздуха, газов, присосы воздуха в топку
11.708	Доля рециркуляции горячего воздуха	y
11.709	Расчетный комплекс, т	R_y	y × B_к 11.708 × 11.47	+
11.710	Фактическое отношение водяных эквивалентов воздуха и продуктов сгорания в воздухоподогревателях	c
11.711	Фактическое число единиц переноса в воздухоподогревателях	A_ВП
11.712	Резерв
11.713	Присосы воздуха в воздухоподогреватели	Da_ВП	11.28 - 11.27 - 5.672
11.714	Средняя температура воздуха в воздухоподогревателе, °С		0,5 × (t_2ВП + t_1ВП) 0,5 × (10.16 + 10.15)
11.715	Средняя температура продуктов сгорания в воздухоподогревателе, °С		0,5 × (v_1ВП + v_ух) 0,5 × (10.20 + 10.21)
11.716	Расчетный комплекс, т		Da_ВП × B_к 11.713 × 11.47	+
11.717	Средний коэффициент избытка воздуха в воздухоподогревателях		11.28 - 0,5 × 11.713
11.718	Теплоемкость воздуха при , кДж/кг		PROCEDURE PSG (T, a, МАСС); (3.17) T: = [11.714] a: = [11.717] MACC: = [11.698] Определяется из PSG:
11.719	Теплоемкость воздуха при , кДж/кг		PROCEDURE PSG (T, a, МАСС); (3.17) T: = [11.715] a: = [11.717]
	и теплоемкость газов, кДж/кг		MACC: = [11.698] Определяется из PSG:
11.720	Теоретическое отношение водяных эквивалентов воздуха и газов в воздухоподогревателях	X₀
11.721	Присосы воздуха в топку	Da_т
11.722	Присосы воздуха в систему пылеприготовления	Da_пл
11.723	Приведенный объем продуктов сгорания в конвективной шахте, м³×10³/кДж		11.690 + 1,0161 × (11.27 - 1) × 11.687
11.724	Часовой объемный расход продуктов сгорания через конвективную шахту без учета рециркуляции часов в нормальных условиях, м³/ч		11.697 × 11.723 × 3600
11.725	Расход рециркулирующих газов в нормальных условиях, м³/ч	V_{г рец}	f(G_{г рец}) - по прямому измерению f(N_DP, S_1ВП) - при отсутствии прямого измерения f(10.240, 10.70)
11.726	Доля рециркуляции	r_рец
11.727	Резерв
11.728	Расчетный комплекс, т		r_рец × B_к 11.726 × 11.47	+
	Влияние рециркуляции горячего воздуха
11.729	Приведенный объем воздуха, проходящего через вентиляторы и калориферы (без учета рециркуляции), м³·10³/кДж		(11.27 - 11.722 - 11.721 + 11.713) × 11.687
11.730	Секундный объемный расход воздуха там же в нормальных условиях (без учета рециркуляции), м³/с		11.697 × 11.729
11.731	Возможное число единиц переноса в воздухоподогревателях в отсутствии рециркуляции воздуха	A_о.ВП	(1 + y) × A_ВП (1 + 11.708) × 11.711
11.732	Возможное отношение водяных эквивалентов в воздухоподогревателях в отсутствии воздуха
11.733	Возможная степень использования полного температурного перепада в воздухоподогревателях	f_о.ВП
11.734	Возможная температура уходящих газов, °С	v_{о ух}	10.20 - (10.20 - 5.544) × 11.733
11.735	Отклонение температуры уходящих газов от номинального значения, °С		v_ух - v_0ух 10.21 - 11.734
11.736	Изменение потерь тепла с уходящими газами из-за рециркуляции горячего воздуха, %
11.737	Изменение расхода условного топлива из-за рециркуляции горячего воздуха, т
11.738 - 11.740	Резерв
11.741	Средняя температура воздуха в калориферах, °С		0,5 × (t_1ВП + t_1КФ) 0,5 × (10.15 + 10.14)
11.742	Секундный объемный расход воздуха через калориферы без рециркуляции горячего воздуха, м³/с
11.743	То же с рециркуляцией горячего воздуха, м³/с		11.742 × (1 + 11.708)
11.744	Плотность воздуха в калориферах, кг/м³	r_в.КФ
11.745	Приведенный объем воздуха, проходящего через воздухоподогреватель, м³·10³/кДж
11.746	Секундный объемный расход воздуха через воздухоподогреватели без рециркуляции горячего воздуха, м³/с
11.747	То же с рециркуляцией горячего воздуха, м³/с		11.746 × (1 + 11.708)
11.748	Плотность воздуха в воздухоподогревателях, кг/м³	r_ВП
11.749	Секундный объемный расход воздуха за вентиляторами, м³/с
11.750	Плотность воздуха там же, кг/м³	r_в
11.751	Динамический напор потока на стороне всасывания вентиляторов, кПа	H₁_дв
11.752	Полный напор потока воздуха там же, кПа	H_1пв	H_1дв + H_1в 11.751 + 10.66
11.753	Динамический напор потока на стороне нагнетания вентиляторов, кПа	H₂_дв
11.754	Полный напор потока на стороне нагнетания вентиляторов, кПа	H_2пв	H_2дв + H_2в 11.753 + 10.67
11.755	Напор, развиваемый вентиляторами, кПа	H_в	H_2пв - H_1пв 11.754 - 11.752
11.756	Коэффициент сжимаемости воздуха	y_в
11.757	КПД вентиляторной установки	h_в
11.758	Изменение потребляемой мощности вентилятора из-за рециркуляции горячего воздуха, кВт
11.759	Изменение потребляемой электроэнергии по той же причине, кВт×ч		11.758 × 10.222
11.760	Изменение расхода условного топлива по той же причине из-за изменения расхода электроэнергии, т
11.761	Суммарное изменение расхода условного топлива из-за рециркуляции горячего воздуха, т	DB_рв	11.760 + 11.737	+
11.762 - 11.765	Резерв
	Расчет балансовой температуры газов перед конвективной шахтой и за топкой
11.766	Расход воды на I впрыск, т/ч	d_впр_I
11.767	Раскол воды на II впрыск, т/ч	d_впр_II
11.768	Расход воды через экономайзер, т/ч	G_эк	G_пв - d_впр_I - d_впр_II 10.128 - 11.766 - 11.767
11.769	Тепловосприятие экономайзера, кДж/ч	Q_эк	G_эк × (h_2эк - h_пв) × 10³ 11.768 × (10.216 - 10.191) × 10³
11.770	Тепловосприятие промежуточного пароперегревателя, кДж/ч	Q_пп	[(10.127 - 10.95) × (10.147 - 10.146) + 10.134 × (10.147 - 10.192)] × 10³
11.771	Тепловосприятие конвективной ступени пароперегревателя, кДж/ч	Q_КПП	G_пв × (h_пе - h_1КПП) 10.128 × (10.145 - 10.144)
11.772	Тепловосприятие дополнительных поверхностей нагрева в конвективной шахте, кДж/ч	Q_доп	f(11.5)
11.773	Суммарное тепловосприятие конвективных поверхностей нагрева, кДж/ч	Q_кш	Q_эк + Q_пп + Q_КПП + Q_доп 11.769 + 11.770 + 11.771 + 11.772
11.774	Полный объемный расход газов через конвективную шахту в нормальных условиях, м³/ч	V_г(кш)	11.724 × (1 + 11.726)
11.775	Резерв
11.776	Теплоемкость продуктов сгорания при v_1ВП, кДж/кг		PROCEDURE PSG (T, a, MACC); 3.17 T: = v₁_ВП 10.20 MACC: = 11.698 Определяется из PSG:
11.777	Количество тепла, содержащееся в продуктах сгорания за конвективной шахтой, кДж/ч	Q₂_кш	11.774 × 11.776 × 10.20
11.778	Количество тепла, содержащееся в продуктах сгорания на входе в конвективную шахту, кДж/ч	Q_1кш	Q_2кш + Q_кш 11.777 + 11.773
11.779	Теплоемкость газов при , КДж/(м³×°C)		PROCEDURE PSG (T, a, MACC); 3.17 - из расчета на предыдущем интервале: MACC: = 11.698
11.780	Средняя балансовая температура продуктов сгорания перед конвективными поверхностями нагрева, °С		Если , то , перейти к 11.776
11.781	Тепловосприятие ширмового перегревателя и дополнительных поверхностей нагрева между топкой и конвективной шахтой, кДж/ч	Q_шпп	G_пв × (1 - d_впр_II) × (h_1впр_II - h_2впр_I) + Q_доп Тепловосприятие дополнительных поверхностей Q_доп определяется для конкретной схемы 10.128 × (1 - 11.767) × (10.143 - 10.142) + 11.772
11.782	Количество тепла, содержащееся в продуктах сгорания за топкой, кДж/ч	Q_2т	Q_1кш + Q_шпп 11.778 + 11.781
11.783	Теплоемкость продуктов сгорания при предыдущего интервала, кДж/(м³×°С)	C_г₂_т	PROCEDURE PSG (T, a, MACC); 3.17 a: = 11.27 MACC: = 11.698 Определяется:
11.784	Температура газов за топкой, °С
11.785	Расчетный комплекс, °С×т		11.47 × 11.780	+
11.786	Расчетный комплекс, °С×т		11.47 × 11.784	+
11.787	Расчетный комплекс, °С×т		11.47 × 10.20	+
	Отклонение доли рециркуляции газов
11.788	Номинальная доля рециркуляции газов при		f(11.5)
11.789	Потеря тепла с уходящими газами при фактической доле рециркуляции газов, %		f(11.5)
11.790	То же, номинальная величина, %		5.10
11.791	Изменение потери тепла с уходящими газами из-за отклонения доли рециркуляции от номинального значения, %		11.789 - 11.790
11.792	Отклонение доли рециркуляции газов	Dr	11.726 - 11.788
11.793	Расчетный комплекс, т		11.788 × 11.47	+
11.794	Изменение расхода условного топлива с уходящими газами из-за отклонения доли рециркуляции от номинального значения, т			+
11.795	Резерв
11.796	Средняя температура газов в конвективной шахте, °С		0,5 × (11.780 + 10.20)
11.797	Резерв
11.798	Секундный объемный расход продуктов сгорания через конвективные поверхности нагрева без учета рециркуляции газов, м³/с
11.799	Приведенный объем продуктов сгорания за дымососами, тыс. м³/кДж		11.690 + 1,0161 × (11.31 - 1) × 11.687
11.800	Секундный объемный расход продуктов сгорания через дымососы, м³/с
11.801 ¸ 11.802	Резерв
11.803	Плотность продуктов сгорания, кг/м³	r_г
11.804	Динамический напор потока на стороне всасывания дымососов, кПа	H₁_дс
11.805	Полный напор потока на стороне всасывания дымососов, кПа	H₁_пдс	H₁_дс + S₁_дс 11.800 + 10.72
11.806	Динамический напор потока на стороне нагнетания дымососов, кПа	H_2дс
11.807	Полный напор потока на стороне нагнетания дымососов, кПа	H₂_пдс	H₂_дс + S₂_дс 11.806 + 10.73
11.808	Напор дымососной установки, кПа	H_дс	H_2пдс - H_1пдс 11.807 - 11.805
11.809	Коэффициент сжимаемости продуктов сгорания, кПа	y_дс
11.810	КПД дымососной установки	h_дс
11.811	Дополнительная мощность, необходимая для основных дымососов из-за отклонения доли рециркуляции газов, кВт
11.812	Номинальная мощность дымососов рециркуляции газов, кВт		(11.5)
11.813	Отклонение потребляемой дымососами рециркуляции мощности от номинального значения, кВт	DN_дс.рец	10.240 - 11.812
11.814	Изменение потребляемой электроэнергии из-за отклонения доли рециркуляции газов от номинального значения, тыс. кВт×ч	DЭ_дс.рец	(11.813 + 11.811) × 10.222 × 10^-3
11.815	Изменение расхода условного топлива из-за изменения потребляемой электроэнергии дымососами рециркуляции, т	DB_дс.рец
11.816	Суммарное изменение расхода условного топлива из-за отклонения доли рециркуляции газов от нормативного значения, т	DB_рг	11.794 +11.815	+
11.817	Резерв Суммарный эффект
11.818	Суммарное изменение расхода условного топлива из-за отклонений в качестве эксплуатации котла (топка и газовоздушный тракт), т	DB_реж	11.627 + 11.638 - 11.707 + 11.429 + 11.658 + 11.673 + 11.761 + 11.816
11.819 ¸ 11.820	Резерв
	Анализ состояния котельной установки
	Загрязнение экономайзера
11.821	Тепловосприятие экономайзера, кДж/ч	Q_эк	(G_пв - d_впр_I - d_впр_II)(h_2вэ - h_пв) (10.128 - 11.766 - 11.767) × (10.216 - 10.191)
11.822	Теплоемкость присосанного воздуха, кДж/(м³×°С)	C_прс	C₀ + a_t × t_прс 5.270 + 5.271 × 10.13		t_прс = t_х
11.823	Теплоемкость газов перед воздухоподогревателем при , кДж/(м³×°С)	C₂_г	PROCEDURE PSG (T, a, MACC); 3.17 T:= v_ВП [10.20], MACC:= 11.698 Определяется: V_2г(кш), С_2г
11.824	Секундный расход газов на входе в воздухоподогреватель, м³/ч	V_2г(кш)	из PSG
11.825	Количество тепла, содержащееся в продуктах сгорания на входе в воздухоподогреватель, кДж/ч	Q_1ВП	V_2г(кш) × C_2г × v_1ВП 11.824 × 11.823 × 10.20
11.826	Количество тепла, содержащееся в продуктах сгорания на входе в экономайзер, кДж/ч	Q₁_эк
11.827	Теплоемкость продуктов сгорания на входе в экономайзер, кДж/(м³×°C)	C₁_гэк	PROCEDURE PSG (T, a, MACC); (3.17) T:= v_1эко (из предыдущего интервала) Определяется: С_{1г эк}
11.828	Секундный объем газов там же, м³/с		MACC := 11.698 из PSG
11.829	Средняя температура продуктов сгорания на входе в экономайзер, °С	v_1эк	Если , то , перейти к 11.827
11.830	Средняя температура газов в экономайзере, °С		0,5 × (v_1эк + v_1ВП) 0,5 × (11.829 + 10.20)
11.831	Средний температурный напор в экономайзере, °С	Dt_эк	0,5 × [(v_1эк - t_2эк) + (v_1ВП - t_пв)] 0,5 × [(11.829 - 10.20) + (10.20 - 10.43)]
11.832	Средний коэффициент теплопередачи в экономайзере, кДж/(м²×ч×°С)	K_эк
11.833	Секундный объемный расход продуктов сгорания через экономайзер, м³/с
11.834	Средняя скорость дымовых газов в экономайзере, м/с	W_г(эк)
11.835	Расчетный коэффициент теплопередачи в экономайзере, кДж/(м²×ч×°С)		5.737 + 5.738 × 11.834 + 5.739 × (11.834)²
11.836	Коэффициент тепловой эффективности экономайзера	y_эк
11.837	Изменение температуры уходящих газов из-за загрязнения экономайзера, °С		(11.5, 11.836)
11.838	Изменение потерь тепла с уходящими газами из-за загрязнения экономайзера, %
11.839	Такой же расчет выполнить для каждой другой поверхности, находящейся в конвективной шахте, с определением , %
11.840	Изменение потерь тепла с уходящими газами из-за загрязнения всех поверхностей, %
11.841	Изменение расхода условного топлива из-за загрязнения трубных поверхностей нагрева, т	DB_згр
11.842	Расчетная температура газов перед воздухоподогревателем, °С		(11.5)
11.843	Отклонение фактической температуры газов перед воздухоподогревателем от расчетного значения, °С	Dv_1ВП	10.20 - 11.842
11.844	Расчетный комплекс, °С×т		Dv_1ВП × B_к 11.843 × 11.47
11.845 ¸ 11.847	Резерв
	Загрязнение регенеративных воздухоподогревателей
11.848	Номинальное сопротивление воздухоподогревателей по воздушной стороне, кПа		5.266 × 11.748 × (11.747)² × 10^-3
11.849	Сопротивление воздухоподогревателей по воздушной стороне, кПа	DH_в(ВП)	H_1ВП - H_2ВП 10.68 - 10.69
11.850	Отклонение сопротивления воздухоподогревателей по воздушной стороне от номинального значения, кПа	dH_в(ВП)	11.849 - 11.848
11.851	Изменение мощности вентилятора из-за загрязнения воздухоподогревателей, кВт	DN_в(ВП)
11.852	Приведенный объем продуктов сгорания, проходящих через воздухоподогреватели, м³×10³/кДж
11.853	Секундный объемный расход продуктов сгорания через воздухоподогреватели, м³/с
11.854	Плотность продуктов сгорания в воздухоподогревателе, кг/м³	r_г(ВП)
11.855	Номинальное сопротивление воздухоподогревателей по газовой стороне, кПа		5.679 × 11.854 × (11.853)² × 10^-3
11.856	Сопротивление воздухоподогревателей по газовой стороне, кПа	DS_ВП	S₂_ВП - S₁_ВП 10.71 - 10.70
11.857	Отклонение сопротивления воздухоподогревателей по газовой стороне от номинального, кПа	dS_ВП	11.856 - 11.855
11.858	Изменение мощности дымососов из-за загрязнения воздухоподогревателей, кВт	DN_г₍_ВП₎
11.859	Суммарное изменение мощности тягодутьевых установок, кВт	DN_ВП	DN_в(ВП) + DN_г(ВП) 11.851 + 11.858
11.860	Изменение расхода электроэнергии тягодутьевыми установками, кВт×ч	DЭ_ВП	DN_ВП × t₀ 11.859 × 10.222
11.861	Изменение расхода условного топлива из-за загрязнения воздухоподогревателей, т			+
11.862	Расчетный комплекс, кПа×т		(DS_ВП + DH_в(ВП)) × B_к (11.856 + 11.849) × 11.47	+
11.863	Расчетный комплекс, кПа×т		dS_ВП × B_к + dH_в(ВП) × B_к 11.857 × 11.47 + 11.850 × 11.47	+
11.864 ¸ 11.867	Резерв
	Изменение теплопередающей способности ВП
11.868	Водяной эквивалент воздуха в воздухоподогревателях, кДж/(ч×°С)		11.747 × 11.718 × 3600
11.869	Теплопередающая способность воздухоподогревателей, кДж/(ч×°С)	KH	11.868 × 11.711
11.870	Номинальная теплопередающая способность воздухоподогревателей, кДж/(ч×°С)	(KH)^н	5.686 + 5.687 × 11.5
11.871	Относительное изменение теплопередающей способности воздухоподогревателей, %	d(KH)
11.872	Расчетное значение числа единиц переноса	A_р
11.873	Расчетное значение степени использования полного температурного перепада	f_вп.р
11.874	Расчетное значение температуры уходящих газов при нормативном состоянии воздухоподогревателей, °С	v_ух.р	v_1ВП - (v_1ВП - t_1ВП) × f_зпр 10.20 - (10.20 - 10.15) × 11.873
11.875	Изменение температуры уходящих газов из-за изменения теплопередающей способности ВП, °С		v_ух - v_ух_._р 10.21 - 11.874
11.876	Изменение потери тепла с уходящими газами из-за изменения теплопередающей способности воздухоподогревателей, %
11.877	Изменение расхода условного топлива из-за изменения теплопередающей способности воздухоподогревателей, т			+
11.878	Расчетный комплекс, кДж×т/(ч×°С)	R_KH	(KH) × B_к 11.869 × 11.47	+
11.879	Расчетный комплекс, т		Da_т × B_к 11.721 × 11.47	+
	Присосы воздуха в топку
11.880	Номинальные присосы воздуха в топку
11.881	Отклонение присосов воздуха в топку от номинального значения	da_т	11.721 - 11.880
11.882	Удельная поправка к температуре уходящих газов на отклонение присосов воздуха в топку, °С		(11.5, 11.721)
11.883	Изменение температуры уходящих газов, °С		11.882 × 11.881
11.884	Изменение абсолютных потерь тепла с уходящими газами, %
11.885	Изменение расхода условного топлива, т
11.886	Изменение секундного объема воздуха через вентиляторы из-за присоса воздуха в топку, м³/с
11.887	Изменение мощности дымососа по той же причине, кВт
11.888	Изменение затрат электроэнергии на дутье по той же причине, кВт×ч		11.887 × 10.222
11.889	Изменение расхода условного топлива из-за изменения затрат электроэнергии, т
11.890	Суммарное изменение расхода условного топлива из-за отклонения присосов воздуха в топку от номинального значения, т		11.885 + 11.889	+
11.891	Расчетный комплекс, т		11.880 × 11.47	+
11.892	Расчетный комплекс, (кДж/ч×°С)×т		(KH)^н × B_к 11.870 × 11.47	+
	Присосы воздуха в воздухоподогревателях
11.893	Отклонение присосов воздуха в воздухоподогревателе от номинального значения	da_ВП	11.713 - 5.681
11.894	Расчетный комплекс, т		5.681 × 11.47	+
11.895	Потеря тепла с уходящими газами при фактических присосах воздуха в воздухоподогревателе, %		f(11.5)
11.896	То же, номинальное значение, %		f(5.10)
11.897	Изменение потерь тепла с уходящими газами из-за отклонения присосов воздуха в ВП, %		11.895 - 11.896
11.898	Изменение расхода условного топлива из-за отклонения присосов воздухоподогревателя от номинального, т
11.899	Изменение затрат энергии на тягу и дутье из-за отклонения присосов воздуха в воздухоподогреватель от номинального значения, кВт×ч
11.900	Изменение расхода условного топлива из-за изменения затрат на тягу и дутье по той же причине, т
11.901	Суммарное изменение расхода условного топлива из-за отклонения присосов воздуха в воздухоподогреватель от номинального значения, т Отклонение КПД вентиляторов		11.898 + 11.900	+
11.902	Номинальное значение регулировочного КПД вентилятора
11.903	Расчетный комплекс, т		11.902 × 11.47	+
11.904	Расчетный комплекс, т		11.757 × 11.47	+
11.905	Изменение мощности вентилятора из-за отклонения КПД от номинального значения, кВт
11.906	Изменение расхода электроэнергии вентиляторами по той же причине, кВт×ч		11.905 × 10.222
11.907	Изменение расхода условного топлива из-за отклонения КПД вентиляторов от номинального значения, т			+
	Отклонение КПД дымососов
11.908	Номинальное значение регулировочного КПД дымососа
11.909	Расчетный комплекс, т		11.908 × 11.47	+
11.910	Расчетный комплекс, т		11.810 × 11.47	+
11.911	Изменение мощности дымососов из-за отклонения их КПД от номинального значения, кВт
11.912	Изменение расхода электроэнергии дымососами из-за отклонения их КПД от номинального значения, кВт×ч		11.911 × 10.222
11.913	Изменение расхода условного топлива из-за отклонения КПД дымососов от номинального значения, т			+
11.914	Суммарное изменение расхода условного топлива из-за изменения состояния котла, т	DB_к	11.841 + 11.861 + 11.877 + 11.890 + 11.901 + 11.667 + 11.907 + 11.913	+
11.915 ¸ 11.917	Резерв
	Показатели расхода электроэнергии на размол топлива в ШБМ
11.918	Номинальный расход твердого топлива, т/ч
11.919	Фактический расход твердого топлива, т/ч	B_т
11.920	Отклонение фактического расхода твердого топлива от номинального значения, т/ч	DB_т	11.919 - 11.918
11.921	Изменение потребляемой мощности из-за отклонения расхода топлива от номинального значения, кВт
11.922	Отклонение коэффициента размолоспособности от номинального значения	DK_ло	5.733 - 5.280
11.923	Изменение потребляемой мощности ШБМ из-за отклонения K_ло от номинального значения, кВт ×
11.924	Отклонение влажности сырого топлива от номинального значения, %	DW^р	5.710 - 5.281
11.925	Удельная поправка к потребляемой мощности ШБМ на изменение коэффициента n_вл.1, кВт
11.926	То же на изменение коэффициента n_вл.2, кВт
11.927	Удельная поправка к коэффициенту на изменение влажности сырого топлива, 1/%
11.928	То же на изменение W_ср, 1/%
11.929	Удельная поправка к коэффициенту n_вл.2 на изменение W_ср, 1/%
11.930	Удельная поправка к W_ср на изменение влажности пыли
11.931	Изменение потребляемой ШБМ мощности из-за отклонения влажности сырого топлива от номинального значения, кВт		11.925 × 11.927 × 11.924
11.932	Отклонение влажности пыли от номинального значения, %	DW^пл	5.731 - 5.282
11.933	Изменение потребляемой ШБМ мощности из-за отклонения влажности пыли от номинального значения, кВт		(11.926 × 11.929 + 11.925 × 11.928) × 11.930 × 11.932
11.934	Суммарное изменение мощности на размол за вычетом изменения мощности из-за отклонения R₉₀ от номинального значения, кВт	DN_ШБМ	11.921 + 11.923 + 11.931 + 11.933
11.935	Суммарное изменение расхода электроэнергии на размол без учета DR₉₀, кВт×ч	DЭ_ШБМ	11.934 × 10.222
11.936	Изменение экономичности энергоблока вследствие изменения расхода электроэнергии на размол топлива в ШБМ, т	DB_ШБМ		+
11.937 ¸ 11.940	Резерв
11.941	Расчетный комплекс, (кДж/м³)×т		q_КФ × B_к (11.702 × 11.47)	+
11.942	Расчетный комплекс, (кДж/м³)×т		(11.704 × 11.47)	+
11.943	Расчетный комплекс, %×т		R₉₀ × B_к 5.732 × 11.47	+
11.944 ¸ 11.950	Резерв
11.951	Расчетный комплекс, т	R_D_B
	Анализ. Параметры пара
	Перерасход (+), экономия (-) топлива вследствие:
11.952	отклонения от номинальной температуры свежего пара перед стопорными клапанами турбины, т		5.199 × (5.541 - 10.31) × 11.951	+
11.953	отклонения от номинального давления свежего пара перед стопорными клапанами турбины, т		[5.200(5.540 - 10.80) × 10.260 + 5.200 ´ (10.80 - 11.549) × (1 - 10.260)] × 11.951	+
11.954	отклонения от номинальной температуры пара перед стопорными клапанами ЦСД, т		5.201 × (5.542 - 10.32) × 11.951	+
11.955	отклонения от номинальной потери давления в тракте промперегрева, т		[5.560 + 5.561 × (11.168 - 5.533) + 5.562 + (11.168 - 5.533)²] × 11.951	+
11.956	Перерасход топлива вследствие впрыска питательной воды из промступени питательных насосов в промперегреватель котла, т			+
11.957	Суммарный перерасход топлива вследствие отклонения от номинальных параметров пара, т	DB_n	11.952 + 11.953 + 11.954 + 11.955 + 11.956	+
	Анализ. Показатели изменения экономичности проточной части
11.958	Внутренний относительный КПД ЦВД, %	h₀_i_ЦВД
11.959	Отклонение КПД ЦВД от номинального, %	Dh₀_i_ЦВД	11.553 - 11.957
11.960	Перерасход топлива вследствие отклонения внутреннего относительного КПД ЦВД от номинального, т		5.205 × 11.958 × 11.951
11.961	Внутренний относительный КПД ЦСД, (каждой половины), %	h₀_i_ЦСД
11.962	Отклонение КПД ЦСД от номинального, %	Dh₀_i_ЦСД	5.111 - 11.960
11.963	Перерасход топлива вследствие отклонения КПД ЦСД от номинального, т		5.206 × 11.961 × 11.951	+
11.964	Перерасход топлива вследствие отклонения от номинального расхода пара отсоса из переднего концевого уплотнения ЦВД в линию холодного промперегрева, т		Если , то
			Если , то , то 11.964 = 0	+
11.965	Перерасход топлива вследствие отклонения от номинального расхода пара отсоса из переднего концевого уплотнения ЦВД в деаэратор, т		Если , то , то
			Если ; то ; то 11.965 = 0	+
11.966	Перерасход топлива вследствие отклонения от номинального расхода пара отсоса из заднего концевого уплотнения ЦВД в деаэратор, т		Если то , то
			Если , то , то 11.966 = 0	+
11.967	Расход пара из вторых отсеков концевых уплотнений ЦВД в ПНДj, т/ч		Если , то , то 11.967 = 0
11.968	НРВ, т		11.96 × 10.222	+
11.969	Перерасход топлива вследствие отклонения от номинального расхода пара отсоса из вторых отсеков концевых уплотнений ЦВД в ПНДj, т			+
11.969а	Перерасход топлива вследствие отклонения от номинального расхода пара из переднего уплотнения ЦСД в отбор, т			+
11.970	Суммарный перерасход топлива вследствие отклонения от номинального состояния проточной части турбины, т	DB_т	11.960 + 11.963 + 11.964 + 11.965 + 11.966 + 11.969 + 11.969а	+
	Анализ. Показания экономичности конденсатора
	Перерасход (экономия) топлива вследствие:
11.971	отклонения давления отработавшего пара в конденсаторе, т		Если и , то и , то
			Если и , то и , то	+
			Если и , то и , то	+
			Если и , то и , то	+
				+
11.972	Перерасход топлива вследствие переохлаждения основного конденсата в конденсаторе, т		Если t_s_,к - t_к ³ 0, то (10.181 - 10.36)
			5.210 × (10.181 - 10.36) × 11.951 Если t_s_,к - t_к < 0, то (10.181 - 10.36) < 0, то 11.972 = 0	+
11.973	Суммарный перерасход топлива вследствие отклонений от номинального состояния конденсатора, т	DB_конд	11.971 + 11.972	+
	Анализ. Показатели изменения экономичности ПНД
11.974	Перерасход топлива вследствие отклонения от номинальной температуры основного конденсата на выходе из СПНД (для бездеаэраторных схем), т		5.211 × (10.182 - 10.37) × 11.951	+
11.975	Перерасход (экономия) топлива вследствие отклонения от номинальной температуры основного конденсата на выходе из ПНД (№ 1 - 4 для турбин ЛMЗ и № 1 - 6 для турбин ХТЗ), т		5.212 × (11.565 - 10.37) × 11.951 Для ПНД1: 11.565 + 11.571	+
11.976	Перерасход (экономия) топлива вследствие отклонения давления в деаэраторе от номинального (скользящего) значения, т		5.213 × (11.572 - 10.35) × 11.951	+
11.977	Перерасход топлива вследствие недоохлаждения конденсата греющего пара ПНД, т		Если , то (10.38 - 11.576) ³ -10, то
			5.214 × (10.38 - 11.576) × 11.951	+
			Если , то (10.38 - 11.576) < -10, то 11.977 = 0	+
11.978	Перерасход топлива вследствие отключения сливного насоса ПНД2, т	DB_сл.н	5.230 × (1 - 10.261) × 11.951	+
11.979	Суммарный перерасход (экономия) топлива из-за нарушений в работе ПНД, т	DB_ПНД	11.974 + 11.975 + 11.976 + 11.977 + 11.978	+
	Анализ. Показатели изменения экономичности ПВД
11.980	Перерасход (экономия) топлива вследствие отклонения от номинальной температуры питательной воды на выходе из ПВД (каждого корпуса), т		5.215 × (11.578 - 10.41) × 11.177 × 10.262 × 11.951	+
11.981	Перерасход (экономия) топлива вследствие отклонения от номинальной температуры питательной воды перед байпасом за ПВД (по каждой линии), т		5.215 × (11.580 - 10.42) × 11.177 × 10.262 × 11.951	+
11.982	Перерасход топлива вследствие неплотности арматуры на байпасных линиях ПВД (по каждой нитке), т		(5.609 + 5.610 × 10.225) × 11.175 × 11.951	+
11.983	Перерасход топлива вследствие недоохлаждения конденсата греющего пара ПВД (каждого корпуса), т		Если , то 10.44 - 11.582
			5.216 × (10.44 - 11.582) × 11.177 × 10.263 × 11.951 Если , то (10.44 - 11.582) < -10	+
			11.983 = 0	+
11.984	Резерв
11.985	Перерасход топлива вследствие перетока пара по линии дренажа из ПВД9(8) в ПВД8(7) (каждого корпуса), т		Если , то
				+
			Если , то 11.985 = 0	+
11.986	Переток пара по линии дренажа из ПВД9(8) в ПВД8(7) (каждого корпуса), т	DD_п9_j	(10.110 - 11.178) × 10.222	+
11.987	Переток пара по линии дренажа из ПВД8(7) в ПВД7(6) (каждого корпуса), т	DD_п_{8 j}	[(10.110 - 11.178) + (10.111 - 11.179)] × 10.222	+
11.988	Перерасход топлива вследствие перетока пара по линии дренажа из ПВД8 в ПВД7, т		Если , то
			Если , то 11.987 = 0	+
			11.988 = 0	+
11.989	Перерасход топлива вследствие нарушений в работе ПВД, т	DB_ПВД	11.980 + 11.981 + 11.982 + 11.983 + 11.985 + 11.988	+
	Анализ. Показатели эффективности работы ПТН
11.990	Перерасход (экономия) топлива вследствие отклонения от номинального расхода пара на турбопривод каждого питательного насоса, т			+
11.991	Перерасход топлива вследствие сброса горячей воды из уплотнений каждого питательного и бустерного насоса в конденсатор, т		Если , то 10.45 > 10.36 + 3
			при принять 10.35 - 10.45 < 10 10.35 - 10.45 = 10	+
			Если , то 10.45 £ 10.36 + 3, то 11.991 = 0	+
11.992	Перерасход топлива вследствие сброса холодной воды из уплотнений каждого питательного и бустерного насоса в деаэратор, т		Если 10.46 < 10.35 + 3, то
			Если , то 10.46 ³ 10.35 + 3, то 11.992 = 0	+
11.993	Суммарный перерасход топлива вследствие нарушений в работе ПТН, т	DB_ПТН	11.990 + 11.991 + 11.992	+
11.994	Перерасход (экономия) топлива вследствие отклонения от номинального давления питательной воды на нагнетании питательного насоса, т			+
11.995	Поправка к мощности на отклонение давления отработавшего пара в конденсаторе каждого турбопривода от нормативного, кВт
11.996	Перерасход топлива вследствие отклонения от номинального давления отработавшего пара в конденсаторе ПТНj, т			+
	Анализ ТВД
11.997	Перерасход (экономия) топлива вследствие отклонения от номинального расхода пара на ТВДj, т	DB_ТВД_j		+
11.998	Суммарный перерасход (экономия) топлива на ТВД, т	DB_ТВД		+
11.999	Поправка к мощности на отклонение от номинального давления отработавшего пара в конденсаторе ТВДj, кВт			+
11.1000	Перерасход топлива вследствие отклонения от номинального давления отработавшего пара в конденсаторе ТВД, т			+
	Анализ бойлерной установки
11.1001	Поправка к удельному расходу тепла турбинной установки при фактическом распределении нагрева сетевой воды в бойлерах 1 и 2, %		(5.226 × 11.104 + 5.225 × 11.88) × 5.227
11.1002	Поправка к удельному расходу тепла турбинной установки при номинальном распределении нагрева воды теплосети в бойлерах 1 и 2, %		(5.226 × 11.597 + 5.225 × 11.598) × 5.227
11.1003	Перерасход топлива из-за отклонения фактического распределения нагрева сетевой воды от нормативного в бойлерах 1, 2, т	DB_БУ	(11.1001 - 11.1002) × 11.951 × 10^-2	+
11.1004	Перерасход топлива вследствие отклонения от номинальных потерь теплоносителя в цикле, т		(11.189 - 5.132) × 5.247 × 5.248 × 10.222 × 11.951	+
11.1005	Перерасход (+), экономия (-) топлива вследствие отклонений от номинальных параметров пара, состояния котла, турбинной установки, уровня расходов тепла и электроэнергии на собственные нужды и прочих объясненных отклонений, т	DB_ОБ	DB_к + DB_реж + DB_п + DB_т + DB_конд + DB_ПНД + DB_ПВД + DB_ПТН + DB_ТВД + + + +DB_БУ + 11.914 + 11.818 + 11.957 + 11.970 + 11.973 + 11.979 + 11.989 + 11.993 + 11.998 + 11.528 + 11.530 + 11.1003 + 11.1004	+
11.1006	Перерасход (экономия) топлива вследствие отклонений от нормы необъясненных факторов, т	DB_но	DB_э - DB_ОБ 11.526 - 11.1005	+

Таблица 12

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

Адрес показателя	Обозначение показателя		Исходная информация	Использование в табл. 13
1	2		3	4
Фактические показатели
12.1	t	ч
12.2	Э	тыс. кВт×ч	11.146	1; 3; 10; 26; 28; 30; 62 - 66; 136; 142; 189; 190 - 192
12.3	Э_тф	тыс. кВт×ч	11.157	2
12.4	Э_от	тыс. кВт×ч	11.160	4
12.5	Q_от	ГДж	11.96	5; 6
12.6	Э^сн	тыс. кВт×ч	11.136	7; 8
12.7		тыс. кВт×ч	11.144	9; 10
12.8		тыс. кВт×ч	11.145	11; 12
12.9	G_пв	т	11.163	13; 14; 16; 33; 34; 56; 152; 165; 166; 178
12.10		МПа×т	11.200	13
12.11		°С×т	11.201	14
12.12	D_пп	т	11.162	15; 23; 173; 174; 175; 176; 177
12.13		°С×т	11.215	15
12.14		°С×т	11.202	16
12.15	Э_кн	тыс. кВт×ч	11.161	17; 18; 19; 20
12.16		кПа×тыс. кВт×ч	11.203	17
12.17		кПа×тыс. кВт×ч	11.236	18
12.18		тыс. кВт×ч	11.206	19
12.19		тыс. кВт×ч	11.204	20
12.20		°С×тыс. кВт×ч	11.205	21
12.21	D₀	т	11.219	22
12.22		ГДж	11.110	24
12.23	Э¢	кВт×ч	11.120	24
12.24		тыс. кВт×ч	11.142	25, 26
12.25	Э_цн	тыс. кВт×ч	11.139	27
12.26	Резерв
12.27		ГДж	11.5	31; 32; 54; 58; 150; 154; 160; 162; 164; 165; 166; 171
12.28	B_к	т	11.47	35; 36; 37; 42-45; 47; 49; 51
12.29		°С×т	11.207	35
12.30		°С×т	11.208	36
12.31		°С×т	11.209	37
12.32		%×ГДж	11.213	38
12.33		ГДж	11.48	38; 39; 41
12.34		%×ГДж	11.214	39
12.35		ГДж	11.165	40
12.36		%×ГДж	11.199	41
12.37		т	11.210	42
12.38		т	11.211	43
12.39		т	11.212	44
12.40	B_г	т	11.13	46; 47
12.41	B_м	т	11.12	48; 49
12.42	B_т	т	11.49	50; 51; 60; 156
12.43	B_пер	т	11.150	52
12.44		тыс. кВт×ч	11.141	53; 54
12.45		тыс. кВт×ч	11.148	63
12.46	Э_ПЭН	тыс. кВт×ч	11.156	55; 56; 65
12.47	Э_тд	тыс. кВт×ч	11.133	57; 58; 64
12.48	Э_пп	тыс. кВт×ч	11.135	59; 60; 66
12.49	Э_САО	тыс. кВт×ч	11.198	61; 62
12.50		ГДж	11.82	67; 68
12.51	Q_э	ГДж	11.124	68; 157
12.52		ГДж	11.83	69; 70
12.53	Q_ПТН	ГДж	11.122	71; 72
12.54	Q_ТВД	ГДж	11.123	73; 74
12.55	Q_сер.оч	ГДж	11.60	75; 76
12.56		ГДж	11.74	77
12.57		ГДж	11.64	78
12.58		ГДж	11.65	79
12.59	Q_обд	ГДж	11.71	80
12.60		МПа×ч	11.216	81
12.61		МПа×ч	11.217	81
12.62	G_впр	т	11.218	82
12.63		т	11.222	83
12.64	D₀₁	т	11.223	84
12.65		т	11.225	85
12.66	D₀₂	т	11.224	86
12.67		т	11.226	87
12.68	D_РОУ	т	11.220	88
12.69		кДж	11.227	89
12.70		кДж	11.228	89
12.71		кДж	11.229	90
12.72		кДж	11.230	90
12.73		т	11.231	91
12.74		т	11.232	92
12.75		т	11.233	93
12.76		т	11.967	94
12.77		МПа×т	11.234	95
12.78		°С×кВт×ч	11.235	96
12.79	W	тыс. м³	11.184	97
12.80	G_возд	кг	11.238	98
12.81		°С×т	11.237	99
12.82		°С×т	11.240	100
12.83		°С×т	11.241	101
12.84		°С×т	11.242	102
12.85		°С×кВт×ч	11.239	103
12.86		°С×т	11.243	104
12.87		°С×т	11.244	105
12.88		т	11.174	106
12.89		°С×т	11.245	107
12.90		т	11.986	108
12.91		т	11.987	109
12.92	D_ПТН_j	т	11.246	110
12.93		°С×т	11.247	111
12.94		°С×т	11.248	112
12.95		МПа×т	11.249	113
12.96		кПа×т	11.250	114
12.97		°С×т	11.251	115
12.98	D_ТВД_j	т	11.252	116
12.99		кПа×т	11.253	117
12.100	Q_ПБ	ГДж	11.88	118
12.101	Q_ОБ	ГДж	11.104	119
12.102		°С×т	11.255	120
12.103		°С×т	11.256	121
12.104	G_св	т	11.254	120; 121
12.105	G_пот.тн	т	11.190	122
12.106	G_ХОВ	т	11.185	123
12.107	D_перет	т	11.189	124
12.108	D_ф	т	11.186	125
12.109	D_обд	т	11.187	126
12.110	D₂	т	11.155	172
12.111	R_кн	кДж×т/(ч×°С)	11.878	127
12.112		т	11.879	128
12.113		т	11.716	129
12.114		т	11.904	130
12.115		т	11.910	131
12.116		°С×т	11.786	132
12.117		°С	11.785	133
12.118		°С×т	11.842	134
12.119	D_пуЦСД	т	11.257	157
12.120		кДж/м³×т	11.941	136
12.121		%×т	11.943	137
12.122		°С×т	11.670	138
12.123		т	11.674	139
12.124	R_y	т	11.709	140
12.125		т	11.728	141
12.126		т	11.674	142
12.127		т	11.675	143
12.128	B_э	т	11.152	144; 145
12.129	B_тэ	т	11.153	146; 147
12.130	t_пуск	ч	16.1	148
12.131	Э_пуск	кВт×ч	16.2	149
12.132		кВт×ч	16.4	150
12.133		т	16.14	151
12.134		т	16.15	152
12.135		т	16.5	153
12.136	B_пуск	т	16.16	154
12.137	DB_пуск	т	16.17	155
12.138	Резерв
12.139		%, ГДж×тыс. кВт×ч	11.196	156
12.140		ГДж×тыс. кВт×ч	11.197	156
12.141	Резерв
12.142	Резерв
12.143	«
12.144	«
12.145	«
	Номинальные показатели
12.146		кВт×ч	11.453	161
12.147		кВт×ч	11.448	162; 163
12.148		ГДж	11.389	164
12.149		кВт×ч	11.391	164
12.150		кВт×ч	11.395	165; 166
12.151		кВт×ч	11.397	167; 168
12.152		°С×т	11.471	169
12.153		т	11.484	169
12.154		кПа×т	11.473	170
12.155		т	11.485	170
12.156		°С×т	11.483	171
12.157	Резерв
12.158		т	11.463	173; 177; 178
12.159		°С×т	11.475	173
12.160		%×ГДж	11.466	174
12.161		ГДж	11.464	174; 175; 176
12.162		%×ГДж	11.467	175
12.163		ГДж	11.479	176
12.164		т	11.476	177
12.165		т	11.478	178
12.166		кВт×ч	11.442	179; 180
12.167		кВт×ч	11.440	181; 182; 221
12.168		кВт×ч	11.439	183; 184; 220
12.169		кВт×ч	11.438	185; 186; 222
12.170		ГДж	11.405	187; 188
12.171		ГДж	11.412	189; 190
12.172		ГДж	11.399	191; 192
12.173		ГДж	11.401	193; 194
12.174		МПа×т	11.550	195
12.175		%×т	11.554	196
12.176		т	11.558	197
12.177		т	11.560	198
12.178		т	11.562	199
12.179		т	11.563	200
12.180		МПа×т	11.556	201
12.181		кПа×т	11.552	202
12.182		°С×т	11.567	204
12.183		°С×т	11.566	203
12.184		°С×т	11.573	205
12.185		°С×т	11.577	206
12.186		°С×т	11.575	207
12.187		°С×т	11.579	208
12.188		°С×т	11.581	209
12.189		°С×т	11.599	210
12.190		т	11.584	211
12.191		°С×т	11.587	212
12.192		°С×т	11.588	213
12.193		МПа×т	11.590	214
12.194		кПа×т	11.586	215
12.195		°С×т	11.596	216
12.196		т	11.592	217
12.197		кПа×т	11.594	218
12.198		кВт×ч	11.447	172
12.199	Э^сн(н)	кВт×ч	11.468	219
12.200		ГДж	11.598	223
12.201		ГДж	11.597	224
12.202		%×ГДж×кВт×ч	11.487	225
12.203		ГДж×кВт×ч	11.488	225
12.204		кДж×т/(ч×°С)	11.892	226
12.205		т	11.891	227
12.206		т	11.894	228
12.207		т	11.903	229
12.208		т	11.909	230
12.209		т	11.628	231
12.210		кДж×т/м³	11.942	232
12.211		°С×т	11.671	233
12.212		т	11.793	234
12.213		т	11.461	235; 236
12.214		т	11.462	237; 238
12.215		т	11.600	239
12.216	Резерв
12.217	«
12.218	«
12.219	«
12.220	«
12.221	«
	Показатели резервов тепловой экономичности, т
12.222			11.952	250
12.223			11.953	251
12.224			11.954	252
12.225			11.955	253
12.226			11.956	254
12.227	DB_п		11.957	255
12.228	DB_згр		11.841	256
12.229			11.861	257
12.230			11.877	258
12.231			11.890	259
12.232			11.901	260
12.233			11.907	261
12.234			11.913	262
12.235	DB_к		11.914	263
12.236			11.627	264
12.237			11.638	265
12.238			11.707	266
12.239	DB_R		11.658	267
12.240			11.667	268
12.241			11.673	269
12.242			11.761	270
12.243	DB_рг		11.816	271
12.244	DB_реж		11.818	272
12.245	Резерв
12.246	«
12.247			11.969а	385
12.248			11.960	276
12.249			11.963	277
12.250			11.964	278
12.251			11.965	279
12.252			11.966	280
12.253			11.969	281
12.254	DB_т		11.970	282
12.255			11.971	283
12.256			11.972	284
12.257	DB_конд		11.973	285
12.258			11.975	286
12.259			11.974	287
12.260			11.976	288
12.261			11.977	289
12.262	DB_сл.н		11.978	290
12.263	DB_ПНД		11.979	291
12.264			11.980	292
12.265			11.981	293
12.266			11.982	294
12.267			11.983	295
12.268			11.985	296
12.269			11.988	297
12.270	DB_ПВД		11.989	298
12.271			11.990	299
12.272			11.991	300
12.273			11.992	301
12.274	DB_ПТН		11.993	302
12.275			11.994	303
12.276			11.996	304
12.277			11.997	305
12.278	DB_ТВД		11.998	306
12.279			11.1000	307
12.280			11.516	308; 368; 369
12.281			11.506	309; 335
12.282			11.528	310
12.283			11.504	311; 332
12.284			11.529	312
12.285			11.530	313
12.286	DB_БУ		11.1003	314
12.287			11.1004	315
12.288			11.493	316; 317
12.289			11.503	318; 319
12.290			11.499	320; 321
12.291			11.500	322; 323
12.292			11.501	324; 325
12.293			11.502	326; 327
12.294			11.517	328; 329
12.295	DB_1корп		11.519	330; 331
12.296			11.505	333; 334
12.297	DB_ту		11.522	336; 337
12.298			11.507	338; 339; 340
12.299			11.508	341; 342; 343
12.300			11.509	344; 345; 346
12.301			11.510	347; 348; 349
12.302			11.511	350; 351; 352
12.303			11.518	353; 354; 355
12.304			11.512	356; 357; 358
12.305			11.513	359; 360; 361
12.306			11.514	362; 363; 364
12.307			11.515	365; 366; 367
12.308	DB_ПТН		11.520	370; 371; 372
12.309	DB_ТВД		11.521	373; 374; 375
12.310	DB_ку		11.523	376; 377; 378
12.311	DB_э		11.526	379; 380
12.312	DB_тэ		11.492	381; 382
12.313	DB		11.527	383; 384
12.314	DB_но		11.1006	275
12.315	DB_об		11.1005	274
12.316	Резерв
12.317	«
12.318	«
12.319	Резерв
12.320	«
12.321	«			Использование в табл. 18
	Массив нормативных ТЭП в месячном интервале, т:
12.322			11.540	1, 2
12.323			11.541	3, 4
12.324	DB_мес		11.542	5
12.325	Резерв
12.326	«
12.327	«
12.328	«

Таблица 13

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

Адрес показателя	Наименование	Обозначение	Исходная информация			Использование (форма, позиция)
Адрес показателя	Наименование	Обозначение	A	B	l	Использование (форма, позиция)
	Расчетная формула , где A и B - накопленные величины; l - масштабный коэффициент
	Фактические показатели Выработка электроэнергии:
13.1	всего, тыс. кВт×ч	Э	12.2	1	1	33.1
13.2	по теплофикационному циклу, тыс. кВт×ч	Э_тф	12.3	1	1	33.2
13.3	то же, %	Э_тф	12.3	12.2	10²	33.3
13.4	Отпуск электроэнергии, тыс. кВт×ч	Э_от	12.4	1	1	33.4
13.5	Отпуск тепла, ГДж	Q_от	12.5	1	1	33.5; 33.7
13.6	To же, ГДж/ч	Q_от	12.5	12.1	1	33.6; 33.8
13.7	Расход электроэнергии на с.н. всего, тыс. кВт×ч	Э^сн	12.6	1	1	34.1
13.8	То же, %	Э^сн	12.6	12.2	1	30.3
13.9	Расход электроэнергии на с.н. на производство электроэнергии, тыс. кВт×ч		12.7	1	1	34.2
13.10	Расход электроэнергии на с.н. на производство электроэнергии, %		12.7	12.2	10²	34.3
13.11	Расход электроэнергии на с.н. на отпуск тепла, тыс. кВт×ч		12.8	1	1	34.4
13.12	То же, кВт×ч/ГДж		12.8	12.5	10³	34.5
13.13	Давление свежего пара, МПа	p₁	12.10	12.9	1	35.1; 20.2
13.14	Температура свежего пара, °С	t₁	12.11	12.9	1	35.2; 20.1
13.15	Температура пара после промежуточного пароперегревателя	t_1ЦСД	12.13	12.12	1	35.3; 20.3
13.16	Температура питательной воды, °С	t_пв	12.14	12.9	1	35.4; 26.8
13.17	Давление пара в конденсаторе, кПа	p₂	12.16	12.15	1	35.5; 24.1
13.18	Давление пара в каждой секции конденсатора, кПа		12.17	12.15	1	24.4
13.19	Температурный напор в конденсаторе, °С	Dt_к	12.18	12.15	1	35.6; 24.5
13.20	Температура охлаждающей воды на входе в конденсатор, °С	t_1в	12.19	12.15	1	35.7; 24.6
13.21	Температура охлаждающей воды на выходе из конденсатора, °С	t_2в	12.20	12.15	1	35.8
13.22	Расход пара на турбину, т/ч	D₀	12.21	12.1	1	35.9; 20.8
13.23	Расход пара в промежуточный пароперегреватель, т/ч	D_пп	12.12	12.1	1	35.10; 20.10
13.24	Удельный расход тепла брутто, кДж/(кВт×ч)	q_т	12.22	12.23	10⁶	35.11; 23.9
13.25	Расход электроэнергии на с.н. турбины всего, тыс. кВт×ч		12.24	1	1	36.1
13.26	То же, %		12.24	12.2	10²	36.2; 30.1
13.27	Расход электроэнергии на циркуляционные насосы, тыс. кВт×ч	Э_цн	12.25	1	1	36.3
13.28	То же, %	Э_цн	12.25	12.2	10²	36.4; 30.5
13.29	Расход электроэнергии на конденсатные насосы, тыс. кВт×ч	Э_кн	12.26	1	1	36.5
13.30	То же, %	Э_кн	12.26	12.2	10²	36.6
13.31	Выработка тепла котлом брутто, ГДж		12.27	1	1	37.1
13.32	Выработка тепла котлом брутто, ГДж/ч		12.27	12.1	1	37.2
13.33	Расход питательной воды, тыс.·т	G_пв	12.9	1	10^-3	37.3
13.34	То же, т/ч	G_пв	12.9	12.1	1	37.4, 20.7-20.9
13.35	Температура холодного воздуха, °С	t_хв	12.29	12.28	1	37.5
13.36	Температура воздуха на входе в воздухоподогреватель, °С	t_1ВП	12.30	12.28	1	37.6; 22.2
13.37	Температура уходящих газов, °С	v_ух	12.31	12.28	1	37.7
13.38	Потери тепла с уходящими газами, %	q₂	12.32	12.33	1	37.8
13.39	Потери тепла с химической и механической неполнотой сгорания, %	q₃₊₄	12.34	12.33	1	37.9
13.40	КПД котла брутто по прямому балансу, %		12.27	12.35	10²	37.10
13.41	То же по обратному балансу, %		12.36	12.33	10²	37.11
13.42	Коэффициент избытка воздуха в режимном сечении	a_р	12.37	12.28	1	37.12; 22.1
13.43	Присосы воздуха:
	режимное сечение - последняя ступень нагрева	Da_рух	12.38	12.28	10²	37.13
13.44	Присосы воздуха:
	последняя поверхность нагрева - дымосос	Da_ухд	12.39	12.28	10²	37.14
13.45	Расход условного топлива всего, т	B_к	12.28	1	1	38.1
13.46	То же газа, т	B_г	12.40	1	1	38.2
13.47	То же, %	B_г	12.40	12.28	10²	38.3
13.48	То же мазута, т	B_м	12.41	1	1	38.4
13.49	То же, %	B_м	12.41	12.28	10²	38.5
13.50	То же твердого, т	B_т	12.42	1	1	38.6
13.51	То же,	B_т	12.42	12.28	10²	38.7
13.52	Расход топлива, эквивалентный расходу тепла перетока, т	B_пер	12.43	1	1	38.8
13.53	Расход электроэнергии на с.н. котла, тыс. кВт×ч		12.44	1	1	39.1
13.54	То же, кВт×ч/ГДж		12.44	12.27	10³	39.2
13.55	Расход электроэнергии на ПЭН, тыс. кВт×ч	Э_ПЭН	12.46	1	1	39.3
13.56	Расход электроэнергии на ПЭН, кВт×ч/т воды	Э_ПЭН	12.46	12.9	10³	39.4
13.57	Расход электроэнергии на тягу и дутье, тыс. кВт×ч	Э_тд	12.47	1	1	39.5
13.58	То же, кВт×ч/ГДж	Э_тд	12.47	12.27	10³	39.6
13.59	Расход электроэнергии на пылеприготовление, тыс. кВт×ч	Э_пп	12.48	1	1	39.7
13.60	То же, кВт×ч/т	Э_пп	12.48	12.42	10³	39.8
13.61	Расход электроэнергии на серо- и азотоочистку, тыс. кВт×ч	Э_САО	12.49	1	1	39.9
13.62	То же, %	Э_САО	12.49	12.2	10²	39.10
13.63	Расход электроэнергии на с.н. котла на производство электроэнергии, %		12.45	12.2	10²	30.2
13.64	Расход электроэнергии на тягу и дутье, %	Э_тд	12.47	12.2	10²	30.6
13.65	Расход электроэнергии на ПЭН, %	Э_ПЭН	12.46	12.2	10²	30.7
13.66	Расход электроэнергии на пылеприготовление, %	Э_пп	12.48	12.2	10²	30.8
13.67	Расход тепла на с.н. турбины, ГДж		12.50	1	1	40.1
13.68	То же, %		12.50	12.51	10²	40.2
13.69	Расход тепла на с.н. котла, ГДж		12.52	1	1	40.3
13.70	То же, %		12.52	12.27	10²	40.4
13.71	Расход тепла на ПТН, ГДж	Q_ПТН	12.53	1	1	40.5
13.72	То же, %	Q_ПТН	12.53	12.27	10²	40.6
13.73	Расход тепла на ТВД, ГДж	Q_ТВД	12.54	1	1	40.7
13.74	То же, %	Q_ТВД	12.54	12.27	10²	40.8
13.75	Расход тепла на сероочистку, ГДж	Q_сер.оч	12.55	1	1	40.9
13.76	То же, %	Q_сер.оч	12.55	12.27	10²	40.10
13.77	Потери тепла на подготовку ХОВ, %		12.56	12.27	10²	29.4
13.78	Потери тепла с конденсатом калориферов, %		12.57	12.27	10²	29.5
13.79	Потери тепла в мазутном хозяйстве, %		12.58	12.27	10²	29.6
13.80	Потери тепла на обдувку, %	Q_обд	12.59	12.27	10²	29.7
13.81	Сопротивление в тракте промперегрева, %	Dp_пп	12.60	12.61	10²	20.4
13.82	Расход питательной воды на впрыск в ГПП, %	G_впр	12.62	12.9	10²	20.5
13.83	Расход свежего пара по сумме измеренных потоков, т/ч		12.63	12.1	1	20.9
13.84	Расход пара I отбора, т/ч	D₀₁	12.64	12.1	1	20.11
13.85	Расход пара I отбора по балансу, т/ч		12.65	12.1	1	20.11
13.86	Расход пара II отбора, т/ч	D₀₂	12.66	12.1	1	20.12
13.87	Расход пара II отбора, по балансу, т/ч		12.67	12.1	1	20.12
13.88	Расход пара на РОУ, т/ч	D_РОУ	12.68	12.1	1	20.13
13.89	КПД ЦВД, %	h_0i_ЦВД	12.69	12.70	10²	23.1
13.90	КПД ЦСД, %	h_0i_ЦСД	12.71	12.72	10²	23.2
13.91	Расход пара из переднего уплотнения ЦВД в ХПП, т/ч		12.73	12.1	1	23.3
13.92	Расход пара из переднего уплотнения ЦВД в деаэратор, т/ч		12.74	12.1	1	23.4
13.93	Расход пара из заднего уплотнения ЦВД в деаэратор, т/ч		12.75	12.1	1	23.5
13.94	Расход пара из уплотнений ЦВД в ПНД, т/ч		12.76	12.1	1	23.7
13.95	Давление пара в камере регулирующей ступени, МПа	p_р.ст	12.77	12.9	1	23.10
13.96	Температура конденсата после конденсатора, °С	t_к	12.78	12.15	1	24.2
13.97	Расход охлаждающей воды, тыс. м³/ч	W	12.79	12.1	1	24.8
13.98	Присосы воздуха в конденсатор, кг/ч	G_возд	12.80	12.1	1	24.7
13.99	Температура сбрасываемого пара из ГПП в конденсатор, °С		12.81	12.9	1	24.9
13.100	Температура конденсата за ПНДj, °С	t_2к_j	12.82	12.12	1	25.1
13.101	Температура питательной воды за деаэратором, °С	t_д	12.83	12.9	1	25.2
13.102	Температура конденсата греющего пара ПНД, °С		12.84	12.12	1	25.3
13.103	Температура аварийного слива из СПНД в конденсатор, °С	t_ав.сл	12.85	12.15	1	25.6
13.104	Температура питательной воды за ПВД, °С	t_2пв_j	12.86	12.9	1	26.1
13.105	Температура питательной воды за ПВД перед байпасом, °С		12.87	12.9	1	26.2
13.106	Расход питательной воды через байпас, %		12.88	12.9	10²	26.3
13.107	Температура конденсатора греющего пара ПВД, °С		12.89	12.9	1	26.4
13.108	Перегон пара по линии дренажа из ПВД 9(8) в ПВД 8(7), т/ч	DD_п9_j	12.90	12.1	1	26.5
13.109	То же из ПВД 8(7) в ПВД 7(6), т/ч	DD_п8_j	12.91	12.1	1	26.6
13.110	Расход пара на ПТН, т/ч	D_ПТН	12.92	12.1	1	27.1
13.111	Температура воды из уплотнений ПТН в конденсатор, °С		12.93	12.9	1	27.2
13.112	Температура воды из уплотнений ПТН в деаэратор, °С		12.94	12.9	1	27.3
13.113	Давление на стороне нагнетания ПТН, МПа		12.95	12.9	1	27.5
13.114	Давление пара в конденсаторе ПТН, кПа		12.96	12.92	1	27.6
13.115	Температурный напор в конденсаторе ПТН, °С	Dt_{к ПТН}	12.97	12.92	1	27.7
13.116	Расход пара на ТВД, т/ч	D_ТВД	12.98	12.1	1	28.1
13.117	Давление отработавшего пара в конденсаторе ТВД, кПа		12.99	12.98	1	28.3
13.118	Тепловая нагрузка пикового бойлера, ГДж	Q_ПБ	12.100	1	1	31.1
13.119	Тепловая нагрузка основного бойлера, ГДж	Q_ОБ	12.101	1	1	31.2
13.120	Недогрев в ПБ, °С	Dt_ПБ	12.102	12.104	1	31.4
13.121	Недогрев в ОБ, °С	dt_ОБ	12.103	12.104	1	31.5
13.122	Потеря теплоносителя, т/ч	G_пот.тн	12.105	12.1	1	32.1
13.123	Добавок ХОВ в конденсатор, т/ч	G_ХОВ	12.106	12.1	1	32.2
13.124	Переток пара с.н., т/ч	D_перет	12.107	12.1	1	32.3
13.125	Расход пара на форсунки, т/ч	D_ф	12.108	12.1	1	32.4
13.126	Расход пара на обдувку, т/ч	D_обд	12.109	12.1	1	32.5
13.127	Теплопередающая способность воздухоподогревателей, ГДж/(ч×°С)	KH	12.111	12.28	10^-3	21.3
13.128	Присосы воздуха в топку	Da_т	12.112	12.28	1	21.4
13.129	Присосы воздуха в воздухоподогреватель	Da_ВП	12.113	12.28	1	21.5
13.130	КПД вентиляторов	h_в	12.114	12.28	1	21.6
13.131	КПД дымососа	h_дс	12.115	12.28	1	21.7
13.132	Температура газов за топкой, °С (баланс)		12.116	12.28	1	21.9
13.133	Температура газов перед конвективной шахтой, °С (баланс)		12.117	12.28	1	21.10
13.134	Температура газов перед, воздухоподогревателем, °С	v_1ВП	12.118	12.28	1	21.11
13.135	Резерв
13.136	Удельный расход тепла, подведенного в КФ, кДж/м³	q_КФ	12.120	12.28	1	22.3
13.137	Тонина помола, %	R₉₀	12.121	12.28	1	22.4
13.138	Температура горячего воздуха, °С	t_гв	12.122	12.28	1	22.5
13.139	Доля твердого топлива в смеси	l_т	12.123	12.28	1	22.6
13.140	Рециркуляция горячего воздуха	y	12.124	12.28	1	22.7
13.141	Рециркуляция дымовых газов	r_рец	12.125	12.28	1	22.8
13.142	Доля мазута в смеси	l_м	12.125	12.28	1	22.11
13.143	Доля газа в смеси	l_г	12.126	12.28	1	22.12
13.144	Расход условного топлива на отпуск электроэнергии, т	B_э	12.128	1	1	43.1
13.145	То же, г/(кВт×ч)	b_э	12.128	12.4	10³	43.1
13.146	Расход условного топлива на отпуск тепла, т	B_тэ	12.129	1	1	43.5
13.147	То же, кг/ГДж	b_тэ	12.129	12.5	10³	43.5
13.148	Продолжительность пуска, ч	t_пуск	12.130	1	1	44.1
13.149	Выработка электроэнергии за период пуска, тыс. кВт×·ч	Э_пуск	12.131	1	10^-3	44.2
13.150	Расход электроэнергии на с.н. за период пуска, тыс. кВт×ч		12.132	1	10^-3	44.3
13.151	Расход условного топлива эквивалентный расходу тепла перетока за период пуска, т		12.133	1	1	44.4
13.152	Расход условного топлива, эквивалентной расходу электроэнергии на с.н., за период пуска, т		12.134	1	1	44.5
13.153	Расход условного топлива котлом за период пуска, т		12.135	1	1	44.6
13.154	Расход условного топлива за период пуска, т	B_пуск	12.136	1	1	44.7
13.155	Потери условного топлива за период пуска, т	DB_пуск	12.137	1	1	44.8
13.156	КПД котла нетто, %		12.139	12.140	1	37.15
13.157	Расход пара из переднего уплотнения ЦСД в отбор, т/ч	D_{ПУ ЦСД}	12.119	12.1	1	23.6
13.158	«
13.159	«
13.160	«
	Номинальные показатели
13.161	Отпуск электроэнергии, тыс. кВт×ч		12.146	1	10^-3	33.4
13.162	Расход электроэнергии на с.н. на производство электроэнергии, тыс. кВт×ч		12.147	1	10^-3	34.2
13.163	То же, %		12.147	12.2	10^-1	34.3
13.164	Удельный расход тепла брутто, кДж/(кВт×ч)		12.148	12.149	10⁶	23.9, 35.11
13.165	Расход электроэнергии на с.н. турбины всего, тыс. кВт×ч		12.150	1	10^-3	36.1
13.166	То же, %		12.150	12.2	10^-1	36.2
13.167	Расход электроэнергии на циркуляционные насосы, тыс. кВт×ч		12.151	1	10^-3	36.3
13.168	То же, %		12.151	12.2	10^-1	36.4
13.169	Температура питательной воды, °С		12.152	12.153	1	35.4
13.170	Давление пара в конденсаторе, кПа		12.154	12.155	1	35.5
13.171	Температурный напор в конденсаторе, °С		12.156	12.155	1	35.6
13.172	Расход электроэнергии на с.н. котла на производство электроэнергии, %		12.198	12.2	10^-1	30.2
13.173	Температура уходящих газов, °С		12.159	12.158	1	37.7
13.174	Потери тепла с уходящими газами, %	q₂	12.160	12.161	1	37.8
13.175	Потери тепла с химической и механической неполнотой сгорания, %		12.162	12.161	1	37.9
13.176	КПД котла брутто по обратному балансу, %		12.163	12.161	10²	37.11
13.177	Коэффициент избытка воздуха в режимном сечении		12.164	12.158	1	37.12
13.178	Присосы воздуха:
	режимное сечение - последняя ступень нагрева		12.165	12.158	1	37.13
13.179	Расход электроэнергии на с.н. котла, тыс. кВт×ч		12.166	1	10^-3	39.1
13.180	То же, кВт×ч/ГДж		12.166	12.27	1	39.2
13.181	Расход электроэнергии на ПН, тыс. кВт×ч		12.167	1	10^-3	39.3
13.182	То же, кВт×ч/т воды		12.167	12.9	1	39.4
13.183	Расход электроэнергии на тягу и дутье, тыс. кВт×ч		12.168	1	10^-3	39.5
13.184	То же, кВт×ч/ГДж		12.168	12.27	1	39.6
13.185	Расход электроэнергии на пылеприготовление, тыс. кВт×ч		12.169	1	10^-3	39.7
13.186	То же, кВт×ч/т (условного топлива)		12.169	12.42	1	39.8
13.187	Расход тепла на с.н. турбины, ГДж		12.170	1	1	40.1
13.188	То же, %		12.170	12.51	10²	40.2
13.189	Расход тепла на с.н. котла, ГДж		12.171	1	1	40.3
13.190	То же, %		12.171	12.27	10²	40.4
13.191	Расход тепла на ПТН, ГДж		12.172	1	1	40.5
13.192	То же, %		12.172	12.27	10²	40.6
13.193	Расход тепла на ТВД, ГДж		12.173	1	1	40.7
13.194	То же, %		12.173	12.27	10²	40.8
13.195	Давление свежего пара, МПа	p₁	12.174	12.9	1	20.2
13.196	КПД внутренний относительный ЦВД, %		12.175	12.9	1	23.1
13.197	Расход пара из ПУ ЦВД в ХПП, т/ч		12.176	12.1	1	23.3
13.198	То же в деаэратор, т/ч		12.177	12.1	1	23.4
13.199	Расход пара из ЗУ ЦВД в деаэратор, т/ч		12.178	12.1	1	23.5
13.200	Расход пара из уплотнений ЦВД в ПНД, т/ч		12.179	12.1	1	23.7
13.201	Давление пара в камере регулирующей ступени, МПа		12.180	12.9		23.10
13.202	Давление пара в конденсаторе, кПа		12.181	12.110	1	24.1
13.203	Температура основного конденсата за ПНДj, °С		12.183	12.12	1	25.1
13.204	Температура конденсата за конденсатором, °С		12.182	12.12	1	24.2
13.205	Температура питательной воды за деаэратором, °С		12.184	12.12	1	25.2
13.206	Температура пара в линии дренажа из ПНД, °С		12.185	12.12	1	25.3
13.207	Температура в трубопроводе аварийного слива из СПНД в конденсатор, °С		12.186	12.12	1	25.6
13.208	Температура питательной воды за каждым корпусом ПВД, °С		12.187	12.9	1	26.1
13.209	Температура питательной воды за ПВД перед байпасом, °С		12.188	12.9	1	26.2
13.210	Температура пара в линии дренажа из ПВДj, °С		12.189	12.9	1	26.4
13.211	Расход пара на ПTHj, т/ч		12.190	12.1	1	27.1
13.212	Температура воды из уплотнений ПТН в конденсатор, °С		12.191	12.9	1	27.2
13.213	Температура воды из уплотнений ПТН в деаэратор, °С		12.192	12.9	1	27.3
13.214	Давление питательной воды за ПН, МПа		12.193	12.9	1	27.5
13.215	Давление отработавшего пара в конденсаторе ПТН, кПа		12.194	12.92	1	27.6
13.216	Температурный напор в конденсаторе ПТН, °С		12.195	12.92	1	27.7
13.217	Расход пара на ТВД, т/ч		12.196	12.1	1	28.1
13.218	Давление отработавшего пара в конденсаторе ТВД, кПа		12.197	12.98	1	28.3
13.219	Расход электроэнергии на с.н. всего, %	Э^сн(н)	12.199	12.2	10^-1	30.3
13.220	Расход электроэнергии на тягу и дутье, %		12.168	12.2	10^-1	30.6
13.221	Расход электроэнергии на ПЭН, %		12.167	12.2	10^-1	30.7
13.222	Расход электроэнергии на пылеприготовление, %		12.169	12.2	10^-1	30.8
13.223	Тепловая нагрузка пикового бойлера, ГДж		12.200	1	1	31.1
13.224	Тепловая нагрузка основного бойлера, ГДж		12.201	1	1	31.2
13.225	КПД котла нетто, %		12.202	12.203	1	37.15
13.226	Теплопередающая способность ВП, ГДж/(ч)	KH^(н)	12.204	12.28	10^-3	21.3
13.227	Присосы воздуха в топке		12.205	12.28	1	21.4
13.228	Присосы воздуха в ВП		12.206	12.28	1	21.5
13.229	КПД вентиляторов		12.207	12.28	1	21.6
13.230	КПД дымососов		12.208	12.28	1	21.7
13.231	Коэффициент избытка воздуха за топкой в режимном сечении		12.209	12.28	1	22.1
13.232	Удельный расход тепла, подведенного в КФ, кДж/м³		12.210	12.28	1	22.3
13.233	Температура горячего воздуха, °С		12.211	12.28	1	22.5
13.234	Рециркуляция дымовых газов		12.212	12.28	1	22.8
13.235	Расход топлива на отпуск электроэнергии, т		12.213	1	1	43.2
13.236	То же, г/(кВт×ч)		12.213	12.4	10³	43.2
13.237	Расход топлива на отпуск тепла, т		12.214	1	1	43.6
13.238	То же, кг/ГДж		12.214	12.5	10³	43.6
13.239	Расход пара из переднего уплотнения ЦСД в отбор, т/ч		12.215	12.1	1	23.6
13.240 ¸ 13.249	Резерв
	Показатели резервов тепловой экономичности, г/(кВт×ч), вследствие изменения:
13.250	Температуры свежего пара		12.222	12.4	10³	20.1
13.251	Давления свежего пара перед стопорными клапанами ЦВД		12.223	12.4	10³	20.2
13.252	Температуры пара перед стопорными клапанами ЦСД		12.224	12.4	10³	20.3
13.253	Сопротивления тракта промперегрева		12.225	12.4	10³	20.4
13.254	Расхода питательной воды на впрыск		12.226	12.4	10³	20.5
13.255	Параметров пара	Db_п	12.227	12.4	10³	20.6; 19.2
13.256	Загрязнения трубных поверхностей нагрева котла	Db_згр	12.228	12.4	10³	21.1
13.257	Загрязнения ВП		12.229	12.4	10³	21.2
13.258	Теплопередающей способности ВП		12.230	12.4	10³	21.3
13.259	Присосов воздуха в топку		12.231	12.4	10³	21.4
13.260	Присосов воздуха в воздухоподогреватель		12.232	12.4	10³	21.5
13.261	КПД вентиляторов		12.233	12.4	10³	21.6
13.262	КПД дымососов		12.234	12.4	10³	21.7
13.263	Состояния котла	Db_к	12.235	12.4	10³	21.8, 19.3
13.264	Коэффициента избытка воздуха		12.236	12.4	10³	22.1
13.265	Температуры воздуха перед воздухоподогревателем		12.237	12.4	10³	22.2
13.266	Перерасхода тепла на КФ		12.238	12.4	10³	22.3
13.267	Тонины помола	Db_R	12.239	12.4	10³	22.4
13.268	Температуры горячего воздуха		12.240	12.4	10³	22.5
13.269	Совместного сжигания твердого и жидкого (газа) топлива		12.241	12.4	10³	22.6
13.270	Рециркуляции горячего воздуха	Db_рв	12.242	12.4	10³	22.7
13.271	Доли рециркуляции газов от номинала	Db_рг	12.243	12.4	10³	22.8
13.272	Режима работы котла	Db_реж	12.244	12.4	10³	22.9; 19.4
13.273	Резерв
13.274	Объясненных потерь	Db_об	12.315	12.4	10³	19.16
13.275	Необъясненных потерь	Db_но	12.314	12.4	10³	19.15
13.276	КПД ЦВД		12.248	12.4	10³	23.1
13.277	КПД ЦСД		12.249	12.4	10³	23.2
13.278	Расхода пара из ПУ ЦВД на ХПП		12.250	12.4	10³	23.3
13.279	Расхода пара из ПУ ЦВД в деаэратор		12.251	12.4	10³	23.4
13.280	Расхода пара из ЗУ ЦВД в деаэратор		12.252	12.4	10³	23.5
13.281	Расхода пара из вторых отсеков концевых уплотнений в ПНД		12.253	12.4	10³	23.7
13.282	Состояния проточной части турбины	Db_т	12.254	12.4	10³	23.8; 19.5
13.283	Давление пара в конденсаторе		12.255	12.4	10³	24.1
13.284	Температуры основного конденсата		12.256	12.4	10³	24.2
13.285	Состояния конденсатора	Db_конд	12.257	12.4	10³	24.3; 19.6
13.286	Температуры основного конденсата за ПНД		12.258	12.4	10³	25.1
13.287	Температуры основного конденсата за СПНД		12.259	12.4	10³	25.1
13.288	Температуры питательной воды после деаэратора		12.260	12.4	10³	25.2
13.289	Температуры конденсата греющего пара ПНД		12.261	12.4	10³	25.3
13.290	Отключения сливного насоса	Db_сл.н	12.262	12.4	10³	25.4
13.291	Нарушений в работе ПНД	Db_ПНД	12.263	12.4	10³	25.5; 19.7
13.292	Температуры питательной воды за ПВД		12.264	12.4	10³	26.1
13.293	Температуры питательной воды за ПВД перед байпасом		12.265	12.4	10³	26.2
13.294	Неплотности арматуры на байпасных линиях		12.266	12.4	10³	26.3
13.295	Температуры конденсата греющего пара ПВД		12.267	12.4	10³	26.4
13.296	Перетока пара по линии дренажа из ПВД9 в ПВД8		12.268	12.4	10³	26.5
13.297	Пере тока пара по линии дренажа из ПВД8 в ПВД7		12.269	12.4	10³	26.6
13.298	Нарушений в работе ПВД	Db_ПВД	12.270	12.4	10³	26.7; 19.8
13.299	Расхода пара на ПТН		12.271	12.4	10³	27.1
13.300	Температура воды из уплотнений ПТН в конденсатор		12.272	12.4	10³	27.2
13.301	Температуры воды из уплотнений ПТН в деаэратор		12.273	12.4	10³	27.3
13.302	Нарушений в работе ПТН	Db_ПТН	12.274	12.4	10³	27.4; 19.9
13.303	Давления питательной воды за ПН		12.275	12.4	10³	27.5
13.304	Давления пара в конденсаторе ПТН		12.276	12.4	10³	27.6
13.305	Расхода пара на ТВД		12.277	12.4	10³	28.1
13.306	Нарушений в работе ТВД	Db_ТВД	12.278	12.4	10³	28.2; 19.10
13.307	Давления пара в конденсаторе ТВД		12.279	12.4	10³	28.3
13.308	Расхода тепла на с.н. котла		12.280	12.4	10³	29.1; 42.11
13.309	Расхода тепла на с.н. турбины		12.281	12.4	10³	29.2
13.310	Расхода тепла на с.н. энергоблока		12.282	12.4	10³	29.3; 19.11
13.311	Расхода электроэнергии на с.н. турбины		12.283	12.4	10³	30.1
13.312	Расхода электроэнергии на с.н. на производство электроэнергии		12.284	12.4	10³	30.2
13.313	Расхода электроэнергии на с.н. энергоблока		12.285	12.4	10³	30.3; 30.4; 9.12
13.314	Распределения нагрева сетевой воды в БУ	Db_БУ	12.286	12.4	10³	31.3; 19.3
13.315	Потерь теплоносителя в цикле		12.287	12.4	10³	31.4; 19.14
13.316	Удельного расхода тепла брутто, т		12.288	1	1	41.1
13.317	То же, г/(кВт×ч)		12.288	12.4	10³	41.1
13.318	Давления пара в конденсаторе, т		12.289	1	1	41.2
13.319	То же, г/(кВт×ч)		12.289	12.4	10³	41.2
13.320	Давления свежего пара, т		12.290	т	1	41.3
13.321	То же, г/(кВт×ч)		12.290	12.4	10³	41.3
13.322	Температуры свежего пара, т		12.291	1	1	41.4
13.323	То же, г/(кВт×ч)		12.291	12.4	10³	41.4
13.324	Температуры пара после промежуточного пароперегревателя, т		12.292	1	1	41.5
13.325	То же, г/(кВт×ч)		12.292	12.4	10³	41.5
13.326	Температуры питательной воды, т		12.293	1	1	41.6
13.327	То же, г/(кВт×ч)		12.293	12.4	10³	41.6
13.328	Числа неплановых пусков, т		12.294	1	1	41.7
13.329	То же, г/(кВт×ч)		12.294	12.4	10³	41.7
13.330	Работы с одним корпусом котла, т	DB_1корп	12.295	1	1	41.8
13.331	То же, г/(кВт×ч)	Db_1корп	12.295	12.4	10³	41.8
13.332	Расхода электроэнергии на с.н.		12.283	1	1	41.9
13.333	Расхода электроэнергии на циркуляционные насосы, т		12.296	1	1	41.10
13.334	То же, г/(кВт×ч)		12.296	12.4	10³	41.10
13.335	Расхода тепла на с.н. турбины, т		12.281	1	1	41.11
13.336	Состояния турбинной установки, т	DB_ту	12.297	1	1	41.12
13.337	То же, г/(кВт×ч)	Db_ту	12.297	12.4	10³	41.12
13.338	КПД котла брутто, т		12.298	1	1	42.1
13.339	То же, г/(кВт×ч)		12.298	12.4	10³	42.1
13.340	То же, кг/ГДж		12.298	12.5	10³	42.1
13.341	Температуры уходящих газов, т		12.299	1	1	42.2
13.342	То же, г/(кВт×ч)		12.299	12.4	10³	42.2
13.343	Температуры уходящих газов, кг/ГДж		12.299	12.5	10³	42.2
13.344	Коэффициента избытка воздуха, т		12.300	1	1	42.3
13.345	То же, г/(кВт×ч)		12.300	12.4	10³	42.3
13.346	То же, кг/ГДж		12.300	12.5	10³	42.3
13.347	Присосов воздуха, т		12.301	1	1	42.4
13.348	То же, г/(кВт×ч)		12.301	12.4	10³	42.4
13.349	То же, кг/ГДж		12.301	12.5	10³	42.4
13.350	Потерь тепла с химической и механической неполнотой сгорания, т		12.302	1	1	42.5
13.351	То же, г/(кВт×ч)		12.302	12.4	10³	42.5
13.352	То же, кг/ГДж		12.302	12.5	10³	42.5
13.353	Числа неплановых пусков, т		12.303	1	1	42.6
13.354	То же, г/(кВт×ч)		12.303	12.4	10³	42.6
13.355	То же, кг/ГДж		12.303	12.5	10³	42.6
13.356	Расхода электроэнергии на с.н. котла, т		12.304	1	1	42.7
13.357	То же, г/(кВт×ч)		12.304	12.4	10³	42.7
13.358	То же, кг/ГДж		12.304	12.5	10³	42.7
13.359	Расхода электроэнергии на ПЭН, т		12.305	1	1	42.8
13.360	То же, г/(кВт×ч)		12.305	12.4	10³	42.8
13.361	То же, кг/ГДж		12.305	12.5	10³	42.8
13.362	Расхода электроэнергии на тягу и дутье		12.306	1	1	42.9
13.363	То же, г/(кВт×ч)		12.306	12.4	10³	42.9
13.364	То же, кг/ГДж		12.306	12.5	10³	42.9
13.365	Расхода электроэнергии на пылеприготовление, т		12.307	1	1	42.10
13.366	То же, г/(кВт×ч)		12.307	12.4	10³	42.10
13.367	То же, кг/ГДж		12.307	12.5	10³	42.10
13.368	Расхода тепла на с.н. котлов, т		12.280	1	1	42.11
13.369	То же, кг/ГДж		12.280	12.5	10³	42.11
13.370	Расхода тепла на ПТН, т	DB_ПТН	12.308	1	1	42.12
13.371	То же, г/(кВт×ч)	Db_ПТН	12.308	12.4	10³	42.12
13.372	То же, кг/ГДж	Db_ПТН	12.308	12.5	10³	42.12
13.373	Расхода тепла на ТВД, т	DB_ТВД	12.309	1	1	42.13
13.374	То же, г/(кВт×ч)	Db_ТВД	12.309	12.4	10³	42.13
13.375	То же, кг/ГДж	Db_ТВД	12.309	12.5	10³	42.13
13.376	Состояния котельной установки, т	DB_ку	12.310	1	1	42.14
13.377	То же, г/(кВт×ч)	Db_ку	12.310	12.4	10³	42.14
13.378	То же, кг/ГДж	Db_ку	12.310	12.5	10³	42.14
13.379	Суммарный резерв по энергоблоку, относимый на электроэнергию, т	DB_э	12.311	1	1	43.4
13.380	То же, г/(кВт×ч)	Db_э	12.311	12.4	10³	43.4
13.381	То же, относимый на тепло, т	DB_тэ	12.312	1	1	43.8
13.382	То же, кг/ГДж	Db_тэ	12.312	12.5	10³	43.8
13.383	Суммарный резерв по энергоблоку, т	DB	12.313	1	1	43.9
13.384	То же, кг/ГДж	Db	12.313	12.5	10³	43.9
13.385	Расхода пара из переднего уплотнения ЦСД в отбор, г/кВт×ч		12.247	12.4	10³	23.6

Таблица 14

Перечень формул (процедур) расчета накапливаемых величин за период пропуска

Адрес	Расчетная формула	Исходная информация
14.1	Выработка электроэнергии энергоблоком за период пропуска, тыс. кВт×ч: Э_пр = (Э_2сч_A - Э_1сч_A - Э_сч_A) × 10^-3,
	где Э_2сч_A - показание счетчика электроэнергии на начало интервала, следующего за восполняемым, кВт×ч;	5.740
	Э_1сч_A - то же на начало восполняемого сменного интервала, кВт×ч;	5.741
	Э_2сч_A - количество электроэнергии, выработанной энергоблоком за неполный сменный интервал, кВт×ч	10.220
14.2	Продолжительность пропуска, ч t_пр = t_см - t,
	где t_см - полная (календарная) продолжительность восполняемого сменного интервала, ч; t - продолжительность неполного сменного интервала, ч	5.742
14.3	Электрическая мощность энергоблока (турбины) за период пропуска:
		14.1; 14.2
14.4	Расчет накапливаемых величин за период пропуска (для величин, не зависящих от мощности энергоблока): ,
	где x_i - накопленная величина за неполный сменный интервал;	Табл. 12
	t_пр - продолжительность пропуска, ч;	14.2
	t - продолжительность неполного сменного интервала, ч Порядок написания исходной информации в табл. 15: x_i, t_пр, t.	12.1
14.5	Расчет накапливаемых величин за период пропуска (для величин, зависящих от мощности энергоблока): , где x_i, t_пр, t - см. обозначения к формуле (14.4);
	- накапливаемая одноименная величина за контрольный оперативный интервал;	Табл. 12
	t_о - расчетная продолжительность оперативного интервала, ч;	5.350
	N_пр - электрическая мощность энергоблока (турбины) за период пропуска, кВт;	14.3
	Э - выработка электроэнергии за неполный сменный интервал, тыс. кВт×ч;	12.2
	Э^о - то же за контрольный оперативный интервал, тыс. кВт×ч	12.2⁰
	Порядок написания исходной информации в табл. 15: x_i, , t_пр, t, t_о, N_пр, Э, Э^о.
14.6	Расчет накапливаемых величин за период пропуска (для комплексов - произведений двух величин, зависящих от мощности: ,
	где - накопленная величина комплекса за неполный сменный интервал;	Табл. 12
	- накапливаемый одновременный комплекс за контрольный оперативный интервал;	Табл. 12⁰
	x_к - накопленная за неполный сменный интервал величина, входящая в комплекс;	Табл. 12
	- накапливаемая одноименная величина за контрольный оперативный интервал;	Табл. 12⁰
	x_к,пр - накапливаемая одноименная величина за период пропуска, рассчитанная по формуле (14.5) Остальные обозначения см. к формуле (14.5). Порядок написания исходной информации в табл. 15: , x_к, , , t, t^о, N_пр, Э, Э^о, x_к,пр	Табл. 15

Таблица 15

Расчет накапливаемых величин за период пропуска

Адрес	Обозначение	Расчетная формула	Исходная информация	Адрес засылки
1	2	3	4	5
	Фактические показатели
15.1	Э^пр тыс. кВт×ч	14.1	5.740; 5.741; 10.220	12.2
15.2	t^пр ч	14.2	5.742; 10.222	12.1
15.3	N^пр тыс. кВт	14.3	15.1; 15.2	-
15.4	тыс. кВт×ч	14.5	12.3. 12.30; 15.2; 12.1; 5.350; 15.3; 12.2; 12.2⁰	12.3
15.5	тыс. кВт×ч	14.5	12.4; 12.4⁰; 15.2; 12.1; 5.350; 15.3; 12.2; 12.2⁰	12.4
15.6	ГДж	14.4	12.5; 15.2; 12.1	12.5
15.7	Э^{сн, пр} тыс. кВт×ч	14.5	12.6; 12.6⁰; 15.2; 12.1; 5.350; 15.3; 12.2; 12.2⁰	12.6
15.8	тыс. кВт×ч	14.5	12.7; 12.7⁰; 15.2; 12.1; 5.350; 15.3; 12.2; 12.2⁰	12.7
15.9	тыс. кВт×ч	14.4	12.8; 15.2; 12.1	12.8
15.10	т	14.5	12.9; 12.9⁰; 15.2; 12.1; 5.350; 15.3; 12.2; 12.2⁰	12.9
15.11	МПа×т	14.6	12.10; 12.9; 12.10⁰; 12.9⁰; 12.1; 5.350; 15.3; 12.2; 12.2⁰; 15.10	12.10
15.12	°С×т	14.6	12.11; 12.9; 12.11⁰; 12.9⁰; 12.1; 5.350; 15.3; 12.2; 12.2⁰; 15.10	12.11
15.13	т	14.5	12.12; 12.12⁰; 15.2; 12.1; 5.350; 15.3; 12.2; 12.2⁰	12.12
15.14	°С×т	14.6	12.13; 12.12; 12.13⁰; 12.12⁰; 12.1; 5.350; 15.3; 12.2; 12.2⁰; 15.13	12.13
15.15	°С×т	14.6	12.14; 12.9; 12.14⁰; 12.9⁰; 12.1; 5.350; 15.3; 12.2; 12.2⁰; 15.10	12.14
15.16	тыс. кВт×ч	14.5	12.15; 12.15⁰; 15.2; 15.2⁰; 5.350; 15.3; 12.2; 12.2⁰	12.15
15.17	кПа×тыс. кВт×ч	14.6	12.16; 12.15; 12.16⁰; 12.15⁰; 12.1; 5.350; 15.3; 12.2; 12.2⁰; 15.16	12.16
15.18	кПа×тыс. кВт×ч	14.6	12.17; 12.15; 12.17⁰; 12.15⁰; 12.1; 5.350; 15.3; 12.2; 12.2⁰; 15.16	12.17
15.19	°С×тыс. кВт×ч	14.6	12.18; 12.15; 12.18⁰; 12.15⁰; 12.1; 5.350; 15.3; 12.2; 12.2⁰; 15.16	12.18
15.20	°С×тыс. кВт×ч	14.6	12.19; 12.15; 12.19⁰; 12.15⁰; 12.1; 5.350; 15.3; 12.2; 12.2; 15.16	12.19
15.21	°С×тыс. кВт×ч	14.6	12.20; 12.15; 12.20⁰; 12.15⁰; 12.1; 5.350; 15.3; 12.2; 12.2⁰; 15.16	12.20
15.22	т	14.5	12.21; 12.21⁰; 15.2; 12.1; 5.350; 15.3; 12.2; 12.2⁰	12.21
15.23	ГДж	14.5	12.22; 12.22⁰; 15.2; 12.1; 5.350; 15.3; 12.2; 12.2⁰	12.22
15.24	кВт×ч	14.5	12.23; 12.23⁰; 15.2; 12.1; 5.350; 15.3; 12.2; 12.2⁰	12.23
15.25	тыс. кВт×ч	14.5	12.24; 12.24⁰; 15.2; 12.1; 5.350; 15.3; 12.2; 12.2⁰	12.24
15.26	тыс. кВт×ч	14.4	12.25; 15.2; 12.1;	12.25
15.27	ГДж	14.5	12.27; 12.27⁰; 15.2; 12.1; 5.350; 15.3; 12.2; 12.2⁰	12.27
15.28	т	14.5	12.28; 12.28⁰; 15.2; 12.1; 5.350; 15.3; 12.2; 12.2⁰	12.28
15.29	°С×т	14.4	12.29; 15.2; 12.1	12.29
15.30	°С×т	14.6	12.30; 12.28; 12.30⁰; 12.28⁰; 12.1; 5.350; 15.3; 12.2; 12.2⁰; 15.28	12.30
15.31	°С×т	14.6	12.31; 12.28; 12.31⁰; 12.28⁰; 12.1; 5.350; 15.3; 12.2; 12.2⁰; 15.28	12.31
15.32	%×ГДж	14.6	12.32; 12.33; 12.32⁰; 12.33⁰; 12.1; 5.350; 15.3; 12.2; 12.2⁰; 15.28	12.32
15.33	ГДж	14.5	12.33; 12.33⁰; 15.2; 12.1; 5.350; 15.3; 12.2; 12.2⁰	12.33
15.34	%×ГДж	14.6	12.34; 12.33; 12.34⁰; 12.33⁰; 12.1; 5.350; 15.3; 12.2; 12.2⁰; 15.33	12.34
15.35	ГДж	14.5	12.35; 12.35⁰; 15.2; 12.1; 5.350; 15.3; 12.2; 12.2⁰	12.35
15.36	ГДж	14.6	12.36; 12.33; 12.36⁰; 12.33⁰; 12.1; 5.350; 15.3; 12.2; 12.2⁰; 15.33	12.36
15.37	т	14.6	12.37; 12.28; 12.37⁰; 12.28⁰; 12.1; 5.350; 15.3; 12.2; 12.2⁰; 15.28	12.37
15.38	т	14.6	12.38; 12.28; 12.38⁰; 12.28⁰; 12.1; 5.350; 15.3; 12.2; 12.2⁰; 15.28	12.38
15.39	т	14.6	12.39; 12.28; 12.39⁰; 12.28⁰; 12.1; 5.350; 15.3; 12.2; 12.2⁰; 15.28	12.39
15.40	т	14.5	12.40; 12.40⁰; 15.2; 12.1; 5.350; 15.3; 12.2; 12.2⁰	12.40
15.41	т	14.5	12.41; 12.41⁰; 15.2; 12.1; 5.350; 15.3; 12.2; 12.2⁰	12.41
15.42	т	14.5	12.42; 12.42⁰; 15.2; 12.1; 5.350; 15.3; 12.2; 12.2⁰	12.42
15.43	т	14.4	12.43; 15.2; 12.1	12.43
15.44	тыс. кВт×ч	14.5	12.44; 12.44⁰; 15.2; 12.1; 5.350; 15.3; 12.2; 12.2⁰	12.44
15.45	тыс. кВт×ч	14.5	12.45; 12.45⁰; 15.2; 12.1; 5.350; 15.3; 12.2; 12.2⁰	12.45
15.46	тыс. кВт×ч	14.5	12.46; 12.46⁰; 15.2; 12.1; 5.350; 15.3; 12.2; 12.2⁰	12.46
15.47	тыс. кВт×ч	14.5	12.47; 12.47⁰; 15.2; 12.1; 5.350; 15.3; 12.2; 12.2⁰	12.47
15.48	тыс. кВт×ч	14.5	12.48; 12.48⁰; 15.2; 12.1; 5.350; 15.3; 12.2; 12.2⁰	12.48
15.49	тыс. кВт×ч	14.5	12.49; 12.49⁰; 15.2; 12.1; 5.350; 15.3; 12.2; 12.2⁰	12.49
15.50	ГДж	14.4	12.50; 15.2; 12.1	12.50
15.51	ГДж	14.5	12.51; 12.51⁰; 15.2; 12.1; 5.350; 15.3; 12.2; 12.2⁰	12.51
15.52	ГДж	14.4	12.52; 15.2; 12.1	12.52
15.53	Q_ПТН ГДж	14.5	12.53; 12.53⁰; 15.2; 12.1; 5.350; 15.3; 12.2; 12.2⁰	12.53
15.54	ГДж	14.5	12.54; 12.54⁰; 15.2; 12.1; 5.350; 15.3; 12.2; 12.2⁰	12.54
15.55	ГДж	14.5	12.55; 12.55⁰; 15.2; 12.1; 5.350; 15.3; 12.2; 12.2⁰	12.55
15.56	ГДж	14.5	12.56; 12.56⁰; 15.2; 12.1; 5.350; 15.3; 12.2; 12.2⁰	12.56
15.57	ГДж	14.5	12.57; 12.57⁰; 15.2; 12.1; 5.350; 15.3; 12.2; 12.2⁰	12.57
15.58	ГДж	14.4	12.58; 15.2; 12.1	12.58
15.59	ГДж	14.4	12.59; 15.2; 12.1	12.59
15.60	МПа×ч	14.4	12.60; 15.2; 12.1;	12.60
15.61	МПа×ч	14.5	12.61; 12.61⁰; 15.2; 12.1; 5.350; 15.3; 12.2; 12.2⁰	12.61
15.62	т	14.4	12.62; 15.2; 12.1	12.62
15.63	т	14.5	12.63; 12.63⁰; 15.2; 12.1; 5.350; 15.3; 12.2; 12.2⁰	12.63
15.64	т	14.5	12.64; 12.64⁰; 15.2; 12.1; 5.350; 15.3; 12.2; 12.2⁰	12.64
15.65	т	14.5	12.65; 12.65⁰; 15.2; 12.1; 5.350; 15.3; 12.2; 12.2⁰	12.65
15.66	т	14.5	12.66; 12.66⁰; 15.2; 12.1; 5.350; 15.3; 12.2; 12.2⁰	12.66
15.67	т	14.5	12.67; 12.67⁰; 15.2; 12.1; 5.350; 15.3; 12.2; 12.2⁰	12.67
15.68	т	14.4	12.68; 15.2; 12.1	12.68
15.69	кДж	14.6	12.69; 12.9; 12.69⁰; 12.9⁰; 12.1; 5.350; 15.3; 12.2; 12.2⁰; 15.10	12.69
15.70	кДж	14.6	12.70; 12.9; 12.70⁰; 12.9⁰; 12.1; 5.350; 15.3; 12.2; 12.2⁰; 15.10	12.70
15.71	кДж	14.6	12.71; 12.12; 12.71⁰; 12.12⁰; 12.1; 5.350; 15.3; 12.2; 12.2⁰; 15.13	12.71
15.72	кДж	14.6	12.72; 12.12; 12.72⁰; 12.12⁰; 12.1; 5.350; 15.3; 12.2; 12.2⁰; 15.13	12.72
15.73	т	14.5	12.73; 12.73⁰; 15.2; 12.1; 5.350; 15.3; 12.2; 12.2⁰	12.73
15.74	т	14.5	12.74; 12.74⁰; 15.2; 12.1; 5.350; 15.3; 12.2; 12.2⁰	12.74
15.75	т	14.5	12.75; 12.75⁰; 15.2; 12.1; 5.350; 15.3; 12.2; 12.2⁰	12.75
15.76	т	14.5	12.76; 12.76⁰; 15.2; 12.1; 5.350; 15.3; 12.2; 12.2⁰	12.76
15.77	МПа×т	14.6	12.77; 12.9; 12.77⁰; 12.9⁰; 12.1; 5.350; 15.3; 12.2; 12.2⁰; 15.10	12.77
15.78	°С×кВт×ч	14.6	12.78; 12.15; 12.78⁰; 12.15⁰; 12.1; 5.350; 15.3; 12.2; 12.2⁰; 15.16	12.78
15.79	W^пр тыс. м³	14.4	12.79; 15.2; 12.1	12.79
15.80	кг	14.4	12.80; 15.2; 12.1	12.80
15.81	°С×т	14.6	12.81; 12.9; 12.81⁰; 12.9⁰; 12.1; 5.350; 15.3; 12.2; 12.2⁰; 15.10	12.81
15.82	°С×т	14.6	12.82; 12.12; 12.82⁰; 12.12⁰; 12.1; 5.350; 15.3; 12.2; 12.2⁰; 15.13	12.82
15.83	°С×т	14.6	12.83; 12.9; 12.83⁰; 12.9⁰; 12.1; 5.350; 15.3; 12.2; 12.2⁰; 15.10	12.83
15.84	°С×т	14.6	12.84; 12.12; 12.84⁰; 12.12⁰; 12.1; 5.350; 15.3; 12.2; 12.2⁰; 15.13	12.84
15.85	°С×кВт×ч	14.6	12.85; 12.15; 12.85⁰; 12.15⁰; 12.1; 5.350; 15.3; 12.2; 12.2⁰; 15.16	12.85
15.86	°С×т	14.6	12.86; 12.9; 12.86⁰; 12.9⁰; 12.1; 5.350; 15.3; 12.2; 12.2⁰; 15.10	12.86
15.87	°С×т	14.6	12.87; 12.9; 12.87⁰; 12.9⁰; 12.1; 5.350; 15.3; 12.2; 12.2⁰; 15.10	12.87
15.88	т	14.4	12.88; 15.2; 12.1	12.88
15.89	°С×т	14.6	12.89; 12.9; 12.89⁰; 12.9⁰; 12.1; 5.350; 15.3; 12.2; 12.2⁰; 15.10	12.89
15.90	т	14.4	12.90; 15.2; 12.1	12.90
15.91	т	14.4	12.91; 15.2; 12.1	12.91
15.92	т	14.5	12.92; 12.92⁰; 15.2; 12.1; 5.350; 15.3; 12.2; 12.2⁰	12.92
15.93	°С×т	14.6	12.93; 12.9; 12.93⁰; 12.9⁰; 12.1; 5.350; 15.3; 12.2; 12.2⁰; 15.10	12.93
15.94	°С×т	14.6	12.94; 12.9; 12.94⁰; 12.9⁰; 12.1; 5.350; 15.3; 12.2; 12.2⁰; 15.10	12.94
15.95	МПа×т	14.6	12.95; 12.9; 12.95⁰; 12.9⁰; 12.1; 5.350; 15.3; 12.2; 12.2⁰; 15.10	12.95
15.96	кПа×т	14.6	12.96; 12.92; 12.96⁰; 12.92⁰; 12.1; 5.350; 15.3; 12.2; 12.2⁰; 15.92	12.96
15.97	°С×т	14.6	12.97; 12.92; 12.97⁰; 12.92⁰; 12.1; 5.350; 15.3; 12.2; 12.2⁰; 15.92	12.97
15.98	т	14.5	12.98; 12.98⁰; 15.2; 12.1; 5.350; 15.3; 12.2; 12.2⁰	12.98
15.99	кПа×т	14.6	12.99; 12.98; 12.99⁰; 12.98⁰; 12.1; 5.350; 15.3; 12.2; 12.2⁰; 15.98	12.99
15.100	ГДж	14.4	12.100; 15.2; 12.1	12.100
15.101	ГДж	14.4	12.101; 15.2; 12.1	12.101
15.102	°С×т	14.4	12.102; 15.2; 12.1	12.102
15.103	°С×т	14.4	12.103; 15.2; 12.1	12.103
15.104	т	14.4	12.104; 15.2; 12.1	12.104
15.105	т	14.4	12.105; 15.2; 12.1	12.105
15.106	т	14.4	12.106; 15.2; 12.1	12.106
15.107	т	14.4	12.107; 15.2; 12.1	12.107
15.108	т	14.4	12.108; 15.2; 12.1	12.108
15.109	т	14.4	12.109; 15.2; 12.1	12.109
15.110	т	14.5	12.110; 12.110⁰; 15.2; 12.1; 5.350; 15.3; 12.2; 12.2⁰	12.110
15.111	кДж×т/(ч×°С)	14.6	12.111; 12.28; 12.111⁰; 12.28⁰; 12.1; 5.350; 15.3; 12.2; 12.2⁰; 15.28	12.111
15.112	т	14.6	12.112; 12.28; 12.112⁰; 12.28⁰; 12.1; 5.350; 15.3; 12.2; 12.2⁰; 15.28	12.112
15.113	т	14.6	12.113; 12.28; 12.113⁰; 12.28⁰; 12.1; 5.350; 15.3; 12.2; 12.2⁰; 15.28	12.113
15.114	т	14.6	12.114; 12.28; 12.114⁰; 12.28⁰; 12.1; 5.350; 15.3; 12.2; 12.2⁰; 15.28	12.114
15.115	т	14.6	12.115; 12.28; 12.115⁰; 12.28⁰; 12.1; 5.350; 15.3; 12.2; 12.2⁰; 15.28	12.115
15.116	°С×т	14.6	12.116; 12.28; 12.116⁰; 12.28⁰; 12.1; 5.350; 15.3; 12.2; 12.2⁰; 15.28	12.116
15.117	°С×т	14.6	12.117; 12.28; 12.117⁰; 12.28⁰; 12.1; 5.350; 15.3; 12.2; 12.2⁰; 15.28	12.117
15.118	°С×т	14.6	12.118; 12.28; 12.118⁰; 12.28⁰; 12.1; 5.350; 15.3; 12.2; 12.2⁰; 15.28	12.118
15.119	Резерв
15.120	R_q_КФ кДж×т/м³	14.6	12.120; 12.28; 12.120⁰; 12.28⁰; 12.1; 5.350; 15.3; 12.2; 12.2⁰; 15.28	12.120
15.121	%×т	14.6	12.121; 12.28; 12.121⁰; 12.28⁰; 12.1; 5.350; 15.3; 12.2; 12.2⁰; 15.28	12.121
15.122	°С×т	14.6	12.122; 12.28; 12.122⁰; 12.28⁰; 12.1; 5.350; 15.3; 12.2; 12.2⁰; 15.28	12.122
15.123	т	14.6	12.123; 12.28; 12.123⁰; 12.28⁰; 12.1; 5.350; 15.3; 12.2; 12.2⁰; 15.28	12.123
15.124	R_y т	14.6	12.124; 12.28; 12.124⁰; 12.28⁰; 12.1; 5.350; 15.3; 12.2; 12.2⁰; 15.28	12.124
15.125	т	14.6	12.125; 12.28; 12.125⁰; 12.28⁰; 12.1; 5.350; 15.3; 12.2; 12.2⁰; 15.28	12.125
15.126	т	14.6	12.126; 12.28; 12.126⁰; 12.28⁰; 12.1; 5.350; 15.3; 12.2; 12.2⁰; 15.28	12.126
15.127	т	14.6	12.127; 12.28; 12.127⁰; 12.28⁰; 12.1; 5.350; 15.3; 12.2; 12.2⁰; 15.28	12.127
15.128	B_э т	14.5	12.128; 12.128⁰; 15.2; 12.1; 5.350; 15.3; 12.2; 12.2⁰	12.128
15.129	т	14.4	12.129; 15.2; 12.1	12.129
15.130 ¸ 15.138	Резерв
15.139	%×ГДж×тыс. кВт×ч	14.5	12.139; 12.139; 15.2; 12.1; 5.350; 15.3; 12.2; 12.2	12.139
15.140	ГДж×тыс. кВт×ч	14.5	12.140; 12.140; 15.2; 12.1; 5.350; 15.3; 12.2; 12.2	12.140
15.141 ¸ 15.145	Резерв
	Номинальные показатели
15.146	кВт×ч	14.5	12.146; 12.146⁰; 15.2; 12.1; 5.350; 15.3; 12.2; 12.2⁰	12.146
15.147	кВт×ч	14.5	12.147; 12.147⁰; 15.2; 12.1; 5.350; 15.3; 12.2; 12.2⁰	12.147
15.148	ГДж	14.5	12.148; 12.148⁰; 15.2; 12.1; 5.350; 15.3; 12.2; 12.2⁰	12.148
15.149	кВт×ч	14.5	12.149; 12.149⁰; 15.2; 12.1; 5.350; 15.3; 12.2; 12.2⁰	12.149
15.150	кВт×ч	14.5	12.150; 12.150⁰; 15.2; 12.1; 5.350; 15.3; 12.2; 12.2⁰	12.150
15.151	кВт×ч	14.5	12.151; 12.151⁰; 15.2; 12.1; 5.350; 15.3; 12.2; 12.2⁰	12.151
15.152	°С×т	14.5	12.152; 12.152⁰; 15.2; 12.1; 5.350; 15.3; 12.2; 12.2⁰	12.152
15.153	т	14.5	12.153; 12.153⁰; 15.2; 12.1; 5.350; 15.3; 12.2; 12.2⁰	12.153
15.154	кПа×т	14.6	12.154; 12.155; 12.154⁰; 12.155⁰; 12.1; 5.350; 15.3; 12.2; 12.2⁰; 15.155	12.154
15.155	т	14.5	12.155; 12.155⁰; 15.2; 12.1; 5.530; 15.3; 12.2; 12.12⁰	12.155
15.156	°С×т	14.6	12.156; 12.155; 12.156⁰; 12.155⁰; 12.1; 5.350; 15.3; 12.2; 12.2⁰; 15.155	12.156
15.157	Резерв
15.158	т	14.5	12.158; 12.158⁰; 15.2; 12.1; 5.350; 15.3; 12.2; 12.2⁰	12.158
15.159	°С×т	14.6	12.159; 12.158; 12.159⁰; 12.158⁰; 12.1; 5.350; 15.3; 12.2; 12.2⁰; 15.158	12.159
15.160	%×ГДж	14.6	12.160; 12.161; 12.160⁰; 12.161⁰; 12.1; 5.350; 15.3; 12.2; 12.2⁰; 15.161	12.160
15.161	ГДж	14.5	12.161; 12.161⁰; 15.2; 12.1; 5.350; 15.3;12.2; 12.2⁰	12.161
15.162	%×ГДж	14.6	12.162; 12.161; 12.162⁰; 12.161⁰; 12.1; 5.350; 15.3; 12.2; 12.2⁰; 15.161	12.162
15.163	ГДж	14.5	12.163; 12.163⁰; 15.2; 12.1; 5.350; 15.3; 12.2; 12.2⁰	12.163
15.164	т	14.6	12.164; 12.158; 12.164⁰; 12.158⁰; 12.1; 5.350; 15.3; 12.2; 12.2⁰; 15.158	12.164
15.165	т	14.6	12.165; 12.158; 12.165⁰; 12.158⁰; 12.1; 5.350; 15.3; 12.2; 12.2⁰; 15.158	12.165
15.166	кВт×ч	14.5	12.166; 12.166⁰; 15.2; 12.1; 5.350; 15.3; 12.2; 12.2⁰	12.166
15.167	кВт×ч	14.5	12.167; 12.167⁰; 15.2; 12.1; 5.350; 15.3; 12.2; 12.2⁰	12.167
15.168	кВт×ч	14.5	12.168; 12.168⁰; 15.2; 12.1; 5.350; 15.3; 12.2; 12.2⁰	12.168
15.169	кВт×ч	14.6	12.169; 12.42; 12.169⁰; 12.42⁰; 12.1; 5.350; 15.3; 12.2; 12.2⁰; 15.42	12.169
15.170	ГДж	14.5	12.170; 12.170⁰; 15.2; 12.1; 5.350; 15.3; 12.2; 12.2⁰	12.170
15.171	ГДж	14.5	12.171; 12.171⁰; 15.2; 12.1; 5.350; 15.3; 12.2; 12.2⁰	12.171
15.172	ГДж	14.5	12.172; 12.172⁰; 15.2; 12.1; 5.350; 15.3; 12.2; 12.2⁰	12.172
15.173	ГДж	14.5	12.173; 12.173⁰; 15.2; 12.1; 5.350; 15.3; 12.2; 12.2⁰	12.173
15.174	МПа×т	14.6	12.174; 12.9; 12.174⁰; 12.9⁰; 12.1; 5.350; 15.3; 12.2; 12.2⁰; 15.10	12.174
15.175	%×т	14.6	12.175; 12.9; 12.175⁰; 12.9⁰; 12.1; 5.350; 15.3; 12.2; 12.2⁰; 15.10	12.175
15.176	т	14.5	12.176; 12.176⁰; 15.2; 12.1; 5.350; 15.3; 12.2; 12.2⁰	12.176
15.177	т	14.5	12.177; 12.177⁰; 15.2; 12.1; 5.350; 15.3; 12.2; 12.2⁰	12.177
15.178	т	14.5	12.178; 12.178⁰; 15.2; 12.1; 5.350; 15.3; 12.2; 12.2⁰	12.178
15.179	т	14.5	12.179; 12.179⁰; 15.2; 12.1; 5.350; 15.3; 12.2; 12.2⁰	12.179
15.180	МПа×т	14.6	12.180; 12.9; 12.180⁰; 12.9⁰; 12.1; 5.350; 15.3; 12.2; 12.2⁰; 15.10	12.180
15.181	кПа×т	14.6	12.181; 12.9; 12.181⁰; 12.9⁰; 12.1; 5.350; 15.3; 12.2; 12.2⁰; 15.10	12.181
15.182	°С×т	14.6	12.182; 12.9; 12.182⁰; 12.9⁰; 12.1; 5.350; 15.3; 12.2; 12.2⁰; 15.10	12.182
15.183	°С×т	14.6	12.183; 12.9; 12.183⁰; 12.9⁰; 12.1; 5.350; 15.3; 12.2; 12.2⁰; 15.10	12.183
15.184	°С×т	14.6	12.184; 12.9; 12.184⁰; 12.9⁰; 12.1; 5.350; 15.3; 12.2; 12.2⁰; 15.10	12.184
15.185	°С×т	14.6	12.185; 12.9; 12.185⁰; 12.9⁰; 12.1; 5.350; 15.3. 12.2; 12.2⁰; 15.10	12.185
15.186	°С×т	14.6	12.186; 12.9; 12.186⁰; 12.9⁰; 12.1; 5.350; 15.3; 12.2; 12.2⁰; 15.10	12.186
15.187	°С×т	14.6	12.187; 12.9; 12.187⁰; 12.9⁰; 12.1; 5.350; 15.3; 12.2; 12.2⁰; 15.10	12.187
15.188	°С×т	14.6	12.188; 12.9; 12.188⁰; 12.9⁰; 12.1; 5.350; 15.3; 12.2; 12.2⁰; 15.10	12.188
15.189	°С×т	14.6	12.189; 12.9; 12.189⁰; 12.9⁰; 12.1; 5.350; 15.3; 12.2; 12.2⁰; 15.10	12.189
15.190	т	14.5	12.190; 12.190⁰; 15.2; 12.1; 5.350; 15.3; 12.2; 12.2⁰	12.190
15.191	°С×т	14.6	12.191; 12.9; 12.191⁰; 12.9⁰; 12.1; 5.350; 15.3; 12.2; 12.2⁰; 15.10	12.191
15.192	°С×т	14.6	12.192; 12.9; 12.192⁰; 12.9⁰; 12.1; 5.350; 15.3; 12.2; 12.2⁰; 15.10	12.192
15.193	МПа×т	14.6	12.193; 12.9; 12.193⁰; 12.9⁰; 12.1; 5.350; 15.3; 12.2; 12.2⁰; 15.10	12.193
15.194	кПа×т	14.6	12.194; 12.92; 12.194⁰; 12.92⁰; 12.1; 5.350; 15.3; 12.2; 12.2⁰; 15.92	12.194
15.195	°С×т	14.6	12.195; 12.92; 12.195⁰; 12.92⁰; 12.1; 5.350; 15.3; 12.2; 12.2⁰; 15.92	12.195
15.196	т	14.5	12.196; 12.196⁰; 15.2; 12.1; 5.350; 15.3; 12.2; 12.2⁰	12.196
15.197	кПа×т	14.6	12.197; 12.98; 12.197⁰; 12.98⁰; 12.1; 5.350; 15.3; 12.2; 12.2⁰; 15.98	12.197
15.198	кВт×ч	14.5	12.198; 12.198⁰; 15.2; 12.1; 5.350; 15.3; 12.2; 12.2⁰	12.198
15.199	Э^сн(н)пр кВт×ч	14.5	12.199; 12.199⁰; 15.2; 12.1; 5.350; 15.3; 12.2; 12.2⁰	12.199
15.200	ГДж	14.4	12.200; 15.2; 12.1	12.200
15.201	ГДж	14.4	12.200; 15.2; 12.1	12.201
15.202	%×ГДж×кВт×ч	14.5	12.202; 12.202⁰; 15.2; 12.1; 5.350; 15.3; 12.2; 12.2⁰	12.202
15.203	ГДж × кВт×ч	14.5	12.203; 12.203⁰; 15.2; 12.1; 5.350; 15.3; 12.2; 12.2⁰	12.203
15.204	кДж×т/(ч×°С)	14.6	12.204; 12.28; 12.204⁰; 12.28; 12.1; 5.350; 15.3; 12.2; 12.2⁰; 15.28	12.204
15.205	т	14.6	12.205; 12.28; 12.205⁰; 12.28⁰; 12.1; 5.350; 15.3; 12.2; 12.2⁰; 15.28	12.205
15.206	т	14.6	12.206; 12.28; 12.206⁰; 12.28⁰; 12.1; 5.350; 15.3; 12.2; 12.2⁰; 15.28	12.206
15.207	т	14.6	12.207; 12.28; 12.207⁰; 12.28⁰; 12.1; 5.350; 15.3; 12.2; 12.2⁰; 15.28	12.207
15.208	т	14.6	12.208; 12.28; 12.208⁰; 12.28⁰; 12.1; 5.350; 15.3; 12.2; 12.2⁰; 15.28	12.208
15.209	т	14.6	12.209; 12.28; 12.209⁰; 12.28⁰; 12.1; 5.350; 15.3; 12.2; 12.2⁰; 15.28	12.209
15.210	кДж×т/м³	14.6	12.210; 12.28; 12.210⁰; 12.28⁰; 12.1; 5.350; 15.3; 12.2; 12.2⁰; 15.28	12.210
15.211	°С×т	14.6	12.211; 12.28; 12.211⁰; 12.28⁰; 12.1; 5.350; 15.3; 12.2; 12.2⁰; 15.28	12.211
15.212	т	14.6	12.212; 12.28; 12.212⁰; 12.28⁰; 12.1; 5.350; 15.3; 12.2; 12.2⁰; 15.28	12.212
15.213	т	14.5	12.213; 12.213⁰; 15.2; 12.1; 5.350; 15.3; 12.2; 12.2⁰	12.213
15.214	т	14.5	12.214; 12.214⁰; 15.2; 12.1; 5.350; 15.3; 12.2; 12.2⁰	12.214
15.215 ¸ 15.221	Резерв
	Показатели резервов тепловой экономичности, т
15.222		14.4	12.222; 15.2; 12.1	12.222
15.223		14.5	12.222; 12.222⁰; 15.2; 12.1; 5.350; 15.3; 12.2; 12.2⁰
15.224		14.4	12.224; 15.2; 12.1	12.224
15.225		14.4	12.225; 15.2; 12.1	12.225
15.226		14.4	12.226; 15.2; 12.1	12.226
15.227		14.4	12.227; 15.2; 12.1	12.227
15.228		14.4	12.228; 15.2; 12.1	12.228
15.229		14.4	12.229; 15.2; 12.1	12.229
15.230		14.5	12.230; 12.230⁰; 15.2; 12.1; 5.350; 15.3; 12.2; 12.2⁰	12.230
15.231		14.5	12.231; 12.231⁰; 15.2; 12.1; 5.350; 15.3; 12.2; 12.2⁰	12.231
15.232		14.5	12.232; 12.232⁰; 15.2; 12.1; 5.350; 15.3; 12.2; 12.2⁰	12.232
15.233		14.5	12.233; 12.233⁰; 15.2; 12.1; 5.350; 15.3; 12.2; 12.2⁰	12.233
15.234		14.5	12.234; 12.234⁰; 15.2; 12.1; 5.350; 15.3; 12.2; 12.2⁰	12.234
15.235		14.5	12.235; 12.235⁰; 15.2; 12.1; 5.350; 15.3; 12.2; 12.2⁰	12.235
15.236		14.5	12.236; 12.236⁰; 15.2; 12.1; 5.350; 15.3; 12.2; 12.2⁰	12.236
15.237		14.4	12.237; 15.2; 12.1;	12.237
15.238		14.5	12.238; 12.238⁰; 15.2; 12.1; 5.350; 15.3; 12.2; 12.2⁰	12.238
15.239		14.4	12.239; 15.2; 12.1	12.239
15.240		14.5	12.240; 12.240⁰; 15.2; 12.1; 5.350; 15.3; 12.2; 12.2⁰	12.240
15.241		14.4	12.241; 15.2; 12.1	12.241
15.242		14.4	12.242; 15.2; 12.1	12.242
15.243		14.5	12.243; 12.243⁰; 15.2; 12.1; 5.350; 15.3; 12.2; 12.2⁰	12.243
15.244		14.5	12.244; 12.244⁰; 15.2; 12.1; 5.350; 15.3; 12.2; 12.2⁰	12.244
15.245 ¸ 15.247	Резерв
15.248		14.5	12.248; 12.248⁰; 15.2; 12.1; 5.350; 15.3; 12.2; 12.2⁰	12.248
15.249		14.4	12.249; 15.2; 12.1	12.249
15.250		14.5	12.250; 12.250⁰; 15.2; 12.1; 5.350; 15.3; 12.2; 12.2⁰	12.250
15.251		14.5	12.251; 12.251⁰; 15.2; 12.1; 5.350; 15.3; 12.2; 12.2⁰	12.251
15.252		14.5	12.252; 12.252⁰; 15.2; 12.1; 5.350; 15.3; 12.2; 12.2⁰	12.252
15.253		14.4	12.253; 15.2; 12.1;	12.253
15.254		14.5	12.254; 12.254⁰; 15.2; 12.1; 5.350; 15.3; 12.2; 12.2⁰	12.254
15.255		14.5	12.255; 12.255⁰; 15.2; 12.1; 5.350; 15.3; 12.2; 12.2⁰	12.255
15.256		14.4	12.256; 15.2; 12.1	12.256
15.257		14.5	12.257; 12.257⁰; 15.2; 12.1; 5.350; 15.3; 12.2; 12.2⁰	12.257
15.258		14.4	12.258; 15.2; 12.1	12.258
15.259		14.4	12.259; 15.2; 12.1	12.259
15.260		14.4	12.260; 15.2; 12.1	12.260
15.261		14.4	12.261; 15.2; 12.1	12.261
15.262		14.4	12.262; 15.2; 12.1	12.262
15.263		14.4	12.263; 15.2; 12.1	12.263
15.264		14.4	12.264; 15.2; 12.1	12.264
15.265		14.4	12.265; 15.2; 12.1	12.265
15.266		14.4	12.266; 15.2; 12.1	12.266
15.267		14.4	12.267; 15.2; 12.1	12.267
15.268		14.4	12.268; 15.2; 12.1	12.268
15.269		14.4	12.269; 15.2; 12.1	12.269
15.270		14.4	12.270; 15.2; 12.1	12.270
15.271		14.4	12.271; 15.2; 12.1	12.271
15.272		14.4	12.272; 15.2; 12.1	12.272
15.273		14.4	12.273; 15.2; 12.1	12.273
15.274		14.4	12.274; 15.2; 12.1	12.274
15.275		14.4	12.275; 15.2; 12.1	12.275
15.276		14.4	12.276; 15.2; 12.1	12.276
15.277		14.4	12.277; 15.2; 12.1	12.277
15.278		14.4	12.278; 15.2; 12.1	12.278
15.279		14.4	12.279; 15.2; 12.1	12.279
15.280		14.4	12.280; 15.2; 12.1	12.280
15.281		14.4	12.281; 15.2; 12.1	12.281
15.282		14.4	12.282; 15.2; 12.1	12.282
15.283		14.4	12.283; 15.2; 12.1	12.283
15.284		14.4	12.284; 15.2; 12.1	12.284
15.285		14.4	12.285; 15.2; 12.1	12.285
15.286		14.4	12.286; 15.2; 12.1	12.286
15.287		14.4	12.287; 15.2; 12.1	12.287
15.288		14.4	12.288; 15.2; 12.1	12.288
15.289		14.4	12.289; 15.2; 12.1	12.289
15.290		14.4	12.290; 15.2; 12.1	12.290
15.291		14.4	12.291; 15.2; 12.1	12.291
15.292		14.4	12.292; 15.2; 12.1	12.292
15.293		14.4	12.293; 15.2; 12.1	12.293
15.294		14.4	12.294; 15.2; 12.1	12.294
15.295		14.4	12.295; 15.2; 12.1	12.295
15.296		14.4	12.296; 15.2; 12.1	12.296
15.297		14.4	12.297; 15.2; 12.1	12.297
15.298		14.4	12.298; 15.2; 12.1	12.298
15.299		14.4	12.299; 15.2; 12.1	12.299
15.300		14.4	12.300; 15.2; 12.1	12.300
15.301		14.4	12.301; 15.2; 12.1	12.301
15.302		14.4	12.302; 15.2; 12.1	12.302
15.303		14.4	12.303; 15.2; 12.1	12.303
15.304		14.4	12.304; 15.2; 12.1	12.304
15.305		14.4	12.305; 15.2; 12.1	12.305
15.306		14.4	12.306; 15.2; 12.1	12.306
15.307		14.4	12.307; 15.2; 12.1	12.307
15.308		14.4	12.308; 15.2; 12.1	12.308
15.309		14.4	12.309; 15.2; 12.1	12.309
15.310		14.4	12.310; 15.2; 12.1	12.310
15.311		14.4	12.311; 15.2; 12.1	12.311
15.312		14.4	12.312; 15.2; 12.1	12.312
15.313	DB^пр	14.4	12.313; 15.2; 12.1	12.313
15.314		14.4	12.314; 15.2; 12.1	12.314
15.315		14.4	12.315; 15.2; 12.1	12.315
15.316 ¸ 15.321	Резерв
15.322		14.5	12.322; 12.322⁰; 15.2; 12.1; 5.350; 15.3; 12.2; 12.2⁰	12.322
15.323		14.5	12.323; 12.323⁰; 15.2; 12.1; 5.350; 15.3; 12.2; 12.2⁰	12.323
15.324		14.5	12.324; 12.324⁰; 15.2; 12.1; 5.350; 15.3; 12.2; 12.2⁰	12.324

Таблица 16

Расчет накапливаемых величин за период пуска

Адрес	Наименование	Обозначение	Формула вычисления. исходная информация	Накопление
16.1	Время нахождения энергоблока в режиме пуска (останова), ч	t_пуск	t₀ 10.222	+
16.2	Выработка электроэнергии энергоблоком, кВт×ч	Э_пуск	N_т × t₀ 10.225 × 10.222	+
16.3	Расход электроэнергии на общестанционные с.н., относительный к энергоблоку, кВт×ч		Э_ХОВ × G_ХОВ + Э_мх × G_м 5.38 × 10.114 + 5.39 × 10.103
16.4	Расход электроэнергии на с.н. энергоблока, кВт×ч		16.3 + (10.227 + 10.228 - 10.229) × 10.222	+
16.5	Количество мазута (газа), идущего на котел, в условном топливе, т			+
16.6	Расход тепла, поступающего на энергоблок от общестанционного коллектора 1,3 МПа, ГДж		10.121 × (10.167 - 10.33) × 10.222 × 10³
16.7	То же от коллектора 0,6 МПа, ГДж		10.123 × (10.169 - 10.33) × 10.222 × 10³
16.8	Количество тепла, затраченного на подготовку ХОВ, поступающего на энергоблок, ГДж		G_ХОВ × (h_ХОВ - h_исх) × t₀ × 10^-3 × (1 + K_ХОВ). где 10.114 × (10.63 - 10.33) × 10.222 × 10^-3 × (1 + 5.17)
16.9	Доля затрат тепла на мазутное хозяйство электростанции, относимая на энергоблок, ГДж	l_мх
16.10	Затраты тепла на мазутное хозяйство электростанции, относимые на энергоблок, ГДж			-
16.11	Расход прямой сетевой воды на с.н. электростанции, т/ч		10.303	-
16.12	Расход тепла, поступающего на отопление энергоблока, ГДж		10.125 × (10.201 - 10.33) - 5.717 × 10.125 × (10.202 - 10.33) × 10.222 × 10^-3 или 5.34 × 10.125 × (10.305 - 10.33) - 5.717 × 10.125 × (10.306 - 10.33) × 10^-3 × 10.222	-
16.13	Переток тепла на энергоблок, ГДж	Q_перет	16.6 + 16.7 +16.8 + 16.10 + 16.12
16.14	Расход условного топлива, эквивалентный расходу тепла на энергоблок, полученному со стороны, т		;	+
16.15	Расход условного топлива от сторонних энергоблоков, эквивалентный расходу электроэнергии на собственные нужды энергоблока, т		16.4 × 5.40 × 10^-6 × 10.269	+
16.16	Полный расход условного топлива на энергоблок за период пуска, т	B_пуск	16.5 + 16.14 + 16.15	+
16.17	Потери условного топлива за период пуска, т	B_пуск	16.16 - [16.2 - 16.4 × (1 - 10.269)] × 5.231 × 10^-6	+

Таблица 17

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

Адрес	Наименование	Обозначение	Формула вычисления. исходная информация	Накопление
17.1	Расход условного топлива на отпущенную электроэнергию, т		В_э +В_пуск 12.128 + 16.16
17.2	Расход электроэнергии на с.н. на выработку электроэнергии, кВт×ч		16.4 + 12.7 × 10³
17.3	Отпуск электроэнергии энергоблоком, кВт×ч		16.2 + 12.4 × 10³ - 16.4
17.4	Выработка электроэнергии блоком, кВт×ч	Э^мес	16.2 + 12.2 × 10³

Таблица 18

Алгоритм расчета нормативных ТЭП в месячном интервале

Адрес	Наименование	Обозначение	Исходная информация			Использование (форма, позиция)
Адрес	Наименование	Обозначение	А	В	l	Использование (форма, позиция)
18.1	Нормативный расход топлива на отпуск электроэнергии (с учетом стабилизации режимов), т		12.322	1	1	43.3
18.2	То же, г/(кВт×ч)		12.322	12.4	10³	43.3
18.3	Нормативный расход топлива на отпуск тепла (с учетом стабилизации режимов), т		12.323	1	1	43.7
18.4	То же, кг/ГДж		12.323	12.5	10³	43.7
18.5	Экономия (перерасход) топлива, т	DB_мес	12.324	1	1	43.10

Таблица 19

		ГРЭС

Энергоблок №

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

Дата		Время	Интервал	Мощность		МВт

Наименование					Показатель. г/(кВт×ч)
1.	Удельный расход топлива - номинальный Отклонения в режиме работы и состоянии оборудования:				13.236
2.	Параметры пара				13.255
3.	Котел. Состояние агрегата				13.263
4.	Котел. Режим работы				13.272
5.	Турбина				13.282
6.	Конденсатор				13.285
7.	ПНД				13.291
8.	ПВД				13.298
9.	ПТН				13.302
10.	ТВД				13.306
11.	Тепловые собственные нужды				13.310
12.	Электрические собственные нужды				13.313
13.	Бойлерная установка				13.314
14.	Потери теплоносителя				13.315
15.	Необъясненные				13.275
16.	Суммарное отклонение				13.274
17.	Удельный расход топлива - фактический				13.145

Таблица 20

		ГРЭС

Энергоблок №

Анализ. Параметры пара

Дата		Время	Интервал			Мощность			МВт

Наименование				Обозначение	Показатель			Изменение экономичности, г/(кВт×ч)
					фактический		номинальный
1.	Температура свежего пара перед стопорными клапанами турбины, °С			T1-ЦВД	13.14		5.541	13.250
2.	Давление свежего пара перед стопорными клапанами, МПа			P1-ЦВД	13.13		13.195	13.251
3.	Температура пара промперегрева перед стопорными клапанами, °С			T1-ЦСД	13.15		5.542	13.252
4.	Сопротивление тракта промперегрева, %			СПР-ПП	13.81		5.533	13.253
5.	Расход питательной воды на впрыск в промежуточный пароперегреватель, %			W-ВПР	13.42		-	13.254
6.	Изменение экономичности			СУММА	-		-	13.255
7.	Расход питательной воды, т/ч			D-ПВ	13.34		13.34	-
8.	Расход свежего пара, т/ч			D-O	13.22		13.34	-
9.	Расход свежего пара по сумме измеренных потоков, т/ч			DO-ПП	13.83		13.34	-
10.	Расход пара на промежуточный пароперегреватель, т/ч			D-ПП	13.23		-	-
11.	Расход пара I отбора, т/ч			D-01	13.84		13.85	-
12.	Расход пара II отбора, т/ч			D-02	13.86		13.87	-
13.	Расход пара из ХПП на РОУ, т/ч			D-РОУ	13.88		-	-

Таблица 21

		ГРЭС

Энергоблок №

Котел. Состояние агрегата

Дата		Время	Интервал			Мощность			МВт

Наименование				Обозначение	Показатель			Изменение экономичности, г/(кВт×ч)
					фактический		номинальный
1.	Загрязнение трубных поверхностей нагрева			ЗГР-КП	-		-	13.256
2.	Загрязнение воздухоподогревателя			ЗГР-ВП	-			13.257
3.	Теплопередающая способность воздухоподогревателя, ГДж/(ч×°C)			КН-ВП	13.127		13.226	13.258
4.	Присосы воздуха в топку			ПРИС-Т	13.128		13.227	13.259
5.	Присосы воздуха в воздухоподогревателе			ПРИС-ВП	13.129		13.228	13.260
6.	КПД вентиляторов			КПД-В	13.130		13.229	13.261
7.	КПД дымососов			КПД-ДС	13.131		13.230	13.262
8.	Изменение экономичности			СУММА	-		-	13.263
9.	КПД котла нетто, %			КПД-К-Н	13.156		13.225	-
10.	Температура газов за топкой, °С			ТГ-ЗА-Т	13.132		-	-
11.	Температура газов перед конвективной шахтой, °С			ТГ-1КШ	13.133		-	-
12.	Температура газов перед ВП, °С			ТГ-1ВП	13.134		-	-
13.	КПД котла брутто, %			КПД-К-БР	13.41		13.176	-

Таблица 22

		ГРЭС

Энергоблок №

Котел. Режим работы

Дата		Время	Интервал			Мощность			МВт

Наименование				Обозначение	Показатель			Изменение экономичности, г/(кВт×ч)
					фактический		номинальный
1.	Коэффициент избытка воздуха за топкой (в режимном сечении)			К-ИЗБ-К	13.42		13.231	13.264
2.	Температура воздуха перед воздухоподогревателем, °С			Т1В-ВП	13.36		5.544	13.265
3.	Удельное количество тепла, подведенное в калорифере, кДж/м³			QКФ	13.136		13.232	13.266
4.	Тонина помола, %			R₉₀	13.137		5.671	13.267
5.	Температура горячего воздуха, °С			ТГВ	13.138		13.233	13.268
6.	Доля твердого топлива в смеси (по теплу)			L-T	13.139		-	13.269
7.	Рециркуляция горячего воздуха			РЕЦ-В	13.140		-	13.270
8.	Рециркуляция дымовых газов			РЕЦ-Г	13.141		13.234	13.271
9.	Изменение экономичности			СУММА	-		-	13.272
10.	Температура уходящих газов, °С			ТУХ	13.37		-	-
11.	Доля мазута (по теплу)			L-М	13.14		-	-
12.	Доля газа (по теплу)			L-Г	13.143		-	-

Таблица 23

		ГРЭС

Энергоблок №

Анализ. Проточная часть турбины

Дата		Время	Интервал			Мощность			МВт

Наименование				Обозначение	Показатель			Изменение экономичности, г/(кВт×ч)
					фактический		номинальный
1.	КПД ЦВД, %			КПД-ЦВД	13.89		13.196	13.276
2.	КПД ЦСД (каждого потока), %			КПД-ЦСД	13.90		5.111	13.277
3.	Расход пара из переднего концевого уплотнения ЦВД в линию холодного промперегрева, т/ч			Д-ПУ-ПП	13.91		13.197	13.278
4.	Расход пара из переднего концевого уплотнения ЦВД в деаэратор, т/ч			Д-ПУ-Д	13.92		13.198	13.279
5.	Расход, пара из заднего концевого уплотнения ЦВД в деаэратор, т/ч			Д-ЗУ-Д	13.93		13.199	13.280
6.	Расход пара из переднего концевого уплотнения ЦСД в отбор, т/ч			Д-ПУ-ЦСД	13.157		13.239	13.385
7.	Расход пара из вторых отсеков концевых уплотнений ЦВД в ПНД, т/ч			ДУ2-П	13.94		13.200	13.281
8.	Изменения экономичности			СУММА	-		-	13.282
9.	Удельный расход тепла брутто, кДж/(кВт×ч)			Q/Э-БР	13.24		13.164	-
10.	Давление пара в камере регулирующей ступени, МПа			P_р.ст	13.95		13.201	-

Таблица 24

		ГРЭС

Энергоблок №

Анализ. Конденсатор

Дата		Время	Интервал			Мощность			МВт

Наименование				Обозначение	Показатель			Изменение экономичности, г/(кВт×ч)
					фактический		номинальный
1.	Давление пара в конденсаторе, кПа			Р2	13.17		13.202	13.283
2.	Температура основного конденсата после конденсатора, °С			Т-КОНД	13.96		13.204	13.284
3.	Изменение экономичности			СУММА	-		-	13.285
4.	Давление пара в каждой секции конденсатора, кПа			Р-КОНД	13.18		13.202	-
5.	Температурный напор конденсатора, °С			Т-НАП	13.19		13.171	-
6.	Температура охлаждающей воды на входе в конденсатор, °С			Т1-ОХЛ	13.20		-	-
7.	Присосы воздуха в конденсатор, кг/ч			СВ-КОНД	13.98		5.670	-
8.	Расход охлаждающей воды расчетный, тыс. м³			W-ОХЛ	13.97		-	-
9.	Температура в трубопроводе сброса пара из ГПП в конденсатор, °С			Т-ГПП-К	13.99		-	-

Таблица 25

		ГРЭС

Энергоблок №

Анализ. Подогреватели низкого давления

Дата		Время	Интервал			Мощность			МВт

Наименование				Обозначение	Показатель			Изменение экономичности, г/(кВт×ч)
					фактический		номинальный
1.	Температура основного конденсата за каждым ПНД (СПНД), °С			ТК	13.100		13.203	13.286 (13.287)
2.	Температура питательной воды после деаэратора, °С			Т-Д	13.101		13.205	13.288
3.	Температура конденсата греющего пара ПНДj, °C			Т-ДР	13.102		13.206	13.289
4.	Отключение сливного насоса ПНД			СЛ-Н	-		-	13.290
5.	Изменение экономичности			СУММА	-		-	13.291
6.	Температура в трубопроводе аварийного слива из СПНД в конденсатор, °С			Т-АВ	13.103		13.207	-

Таблица 26

		ГРЭС

Энергоблок №

Анализ. Подогреватели высокого давления

Дата		Время	Интервал			Мощность			МВт

Наименование				Обозначение	Показатель			Изменение экономичности, г/(кВт×ч)
					фактический		номинальный
1.	Температура питательной воды за ПВД (за каждым корпусом), °С			Т-ПВ	13.104		13.208	13.292
2.	Температура питательной воды за ПВД9(8), перед байпасом, °С			Т-9-Р	13.105		13.209	13.293
3.	Расход питательной воды через байпас ПВД (по каждой линии), %			W-БАЙП	13.106		-	13.294
4.	Температура конденсата греющего пара ПВД, °С			Т-ДР	13.107		13.210	13.295
5.	Переток пара по линии дренажа из ПВД9(8) в ПВД8(7) по каждой линии, т/ч			ПРСК-9	13.108		-	13.296
6.	Переток пара по линии дренажа из ПВД8(7) в ПВД7(6), т/ч			ПРСК-8	13.109		-	13.297
7.	Изменение экономичности			СУММА	-		-	13.298
8.	Температура питательной воды перед расходомерным устройством (по каждой линии), °С			Т-ПВ	13.16		13.169	-

Таблица 27

		ГРЭС

Энергоблок №

Анализ. Питательные турбонасосы

Дата		Время	Интервал			Мощность			МВт

Наименование				Обозначение	Показатель			Изменение экономичности, г/(кВт×ч)
					фактический		номинальный
1.	Расход пара на каждый ПТН, т/ч			D-ПТН	13.110		13.211	13.299
2.	Температура воды из уплотнений ПТНj в конденсатор, °С			Т-УП-К	13.111		13.212	13.300
3.	Температура воды из уплотнений ПТНj в деаэратор, °C			Т-УП-Д	13.112		13.213	13.301
4.	Изменение экономичности			СУММА	-		-	13.302
5.	Давление на стороне нагнетания ПНj, МПа			Р-ПН	13.113		13.214	13.303
6.	Давление отработавшего пара в конденсаторе ПТНj, кПа			Р2-ПТН	13.114		13.215	13.304
7.	Температурный напор в конденсаторе ПТНj, °С			Т-НАП	13.115		13.216	-

Таблица 28

		ГРЭС

Энергоблок №

Анализ. Турбовоздуходувки

Дата		Время	Интервал			Мощность			МВт

Наименование				Обозначение	Показатель			Изменение экономичности, г/(кВт×ч)
					фактический		номинальный
1.	Расход пара на TBДj, т/ч			D-ТВД	13.116		13.217	13.305
2.	Изменение экономичности			СУММА	-		-	13.306
3.	Давление отработавшего пара в конденсаторе ТВДj, кПа			Р-КОНД	13.117		13.218	13.307

Таблица 29

		ГРЭС

Энергоблок №

Анализ. Расход тепла на собственные нужды энергоблока

Дата		Время	Интервал			Мощность			МВт

Наименование				Обозначение	Показатель			Изменение экономичности, г/(кВт×ч)
					фактический		номинальный
1.	Расход тепла на с.н. котла, %			Q-СН-К	13.70		13.190	13.308
2.	Расход тепла на с.н. турбины, %			Q-СН-Т	13.68		13.188	13.309
3.	Изменение экономичности			СУММА	-		-	13.310
4.	Потери тепла на подготовку ХОВ, %			ПОТ-ХОВ	13.77		-	-
5.	Потери тепла с конденсатом калориферов, %			ПОТ-КФ	13.78		-	-
6.	Потери тепла в мазутном хозяйстве, %			ПОТ-МХ	13.79		-	-
7.	Потери тепла на обдувку поверхностей нагрева котла, %			ПОТ-ОБ	13.80		-	-

Таблица 30

		ГРЭС

Энергоблок №

Анализ. Расход электроэнергии на собственные нужды энергоблока

Дата		Время	Интервал			Мощность			МВт

Наименование				Обозначение	Показатель			Изменение экономичности, г/(кВт×ч)
					фактический		номинальный
1.	Расход электроэнергии на с.н. турбины, %			Э-СН-Т	13.26		13.166	13.311
2.	Расход электроэнергии на с.н. котла на производство электроэнергии, %			Э-СН-К	13.63		13.172	13.312
3.	Расход электроэнергии на с.н. энергоблока, %			Э-СН-Э	13.8		13.219	13.313
4.	Изменение экономичности			СУММА	-		-	13.313
5.	Расход электроэнергии на циркуляционные насосы, %			Э-ЦН	13.28		13.138	-
6.	Расход электроэнергии на тягу и дутье, %			Э-ТД	13.64		13.220	-
7.	Расход электроэнергии на питательные насосы, %			Э-ПВ	13.65		13.221	-
8.	Расход электроэнергии на пылеприготовление, %			Э-ПП	13.66		13.222	-

Таблица 31

		ГРЭС

Энергоблок №

Анализ. Бойлерная установка

Дата		Время	Интервал			Мощность			МВт

Наименование				Обозначение	Показатель			Изменение экономичности, г/(кВт×ч)
					фактический		номинальный
1.	Тепловая нагрузка пикового бойлера, ГДж			Q-ПБ	13.118		13.223	-
2.	Тепловая нагрузка основного бойлера, ГДж			Q-ОБ	13.119		13.224	-
3.	Изменение экономичности			СУММА	-		-	13.314
4.	Недогрев в ПБ, °С			НЕД-ПБ	13.120		5.244	-
5.	Недогрев в ОБ, °С			НЕД-ОБ	13.121		5.245	-

Таблица 32

		ГРЭС

Энергоблок №

Анализ. Потери теплоносителя

Дата		Время	Интервал			Мощность			МВт

Наименование				Обозначение	Показатель			Изменение экономичности, г/(кВт×ч)
					фактический		номинальный
1.	Потери теплоносителя, т/ч			ПОТ-ТН	13.122		5.132	13.315
2.	Добавок химически очищенной воды в конденсатор, т/ч			G-ХОВ	13.123		-	-
3.	Переток пара по коллекторам с.н. 1,3 и 0,6 МПа, т/ч			G-ПТК	13.124		-	-
4.	Расход пара на мазутные форсунки, т/ч			Д-Ф	13.125		-	-
5.	Расход пара на обдувку поверхностей нагрева котла, т/ч			Д-ОБД	13.126		-	-

№ 3 ТЭК-1

Таблица 33

		ГРЭС

Энергоблок №

Тепловая экономичность оборудования. Выработка электроэнергии и тепла

Дата		Время	Интервал		Мощность		МВт

Наименование				Обозначение	Показатель
					фактический	номинальный
	Выработка электроэнергии:
1.	Всего, тыс. кВт×ч			Э	13.1	-
2.	По теплофикационному циклу, тыс. кВт×·ч			Э-ТФ	13.2	-
3.	То же, %			Э-ТФ	13.3	-
4.	Отпуск электроэнергии, тыс. кВт			Э-ОТ	13.4	13.161
	Отпуск тепла внешним потребителям:
5.	Всего, ГДж			Q-OT	13.5	-
6.	То же, ГДж/ч			Q-ОТ	13.6	-
	В том числе:
7.	с горячей водой, ГДж			Q-ОТ-ГВ	13.5	-
8.	то же, ГДж/ч			Q-ОТ-ГВ	13.6	-

№ 3 ТЭК-2

Таблица 34

		ГРЭС

Энергоблок №

Тепловая экономичность оборудования. Расход электроэнергии на собственные нужды

Дата		Время	Интервал		Мощность		МВт

Наименование				Обозначение	Показатель
					фактический	номинальный
1.	Всего, тыс. кВт×ч			Э-СН	13.8	13.161
2.	На производство электроэнергии, тыс. кВт×ч			Э-СН-Э	13.9	13.162
3.	То же, %			Э-СН-Э	13.10	13.163
4.	На отпуск тепла, тыс. кВт×ч			Э-СН-Q	13.11	-
5.	То же, кВт×ч/ГДж			Э-CH-Q	13.12	-

№ 3 ТЭК-3

Таблица 35

		ГРЭС

Энергоблок №

Тепловая экономичность оборудования. Показатели турбинной установки

Дата		Время	Интервал		Мощность		МВт

Наименование				Обозначение	Показатель
					фактический	номинальный
1.	Давление свежего пара, МПа			P1	13.13	5.540
2.	Температура свежего пара, °С			T1	13.14	5.541
3.	Температура пара после промежуточного пароперегревателя, °С			T1-ЦСД	13.15	5.542
4.	Температура питательной воды, °С			Т-ПВ	13.16	13.169
5.	Давление пара в конденсаторе, кПа			Р2	13.17	13.170
6.	Температурный напор в конденсаторе, °С			ДТ-К	13.19	13.171
	Температура охлаждающей воды:
7.	на входе в конденсатор,			T1-ОВ	13.20	-
8.	на выходе из конденсатора, °С			Т2-ОВ	13.21	-
9.	Расход пара на турбину, т/ч			DO	13.22	-
1.0.	Расход пара в промежуточный пароперегреватель, т/ч			Д-ПП	13.23	-
1.1.	Удельный расход тепла брутто на турбину, кДж/(кВт×ч)			Q/Э-БР	13.24	13.164

№ 3 ТЭК-4

Таблица 36

		ГРЭС

Энергоблок №

Тепловая экономичность оборудования. Расход электроэнергии на собственные нужды турбинной установки

Дата		Время	Интервал		Мощность		МВт

Наименование				Обозначение	Показатель
					фактический	номинальный
1.	Всего, тыс. кВт×ч			Э-СН-Т	13.25	13.165
2.	То же, %			Э-СН-Т	13.26	13.166
3.	На циркуляционные насосы, тыс. кВт×ч			Э-ЦН	13.27	13.167
4.	То же, %			Э-ЦН	13.28	13.168
5.	На конденсатные насосы, тыс. кВт×ч			Э-КН	13.29	-
6.	То же, %			Э-КН	13.30	-

№ 3 ТЭК-5

Таблица 37

		ГРЭС

Энергоблок №

Тепловая экономичность оборудования. Показатели газовоздушного тракта котла

Дата		Время	Интервал		Мощность		МВт

Наименование				Обозначение	Показатель
					фактический	номинальный
1.	Выработка тепла котлом брутто, ГДж			Q-К-БP	13.31	-
2.	То же, ГДж/ч			Q-К-БР	13.32	-
3.	Расход питательной воды, тыс. т			G-ПВ	13.33	-
4.	Тo же, т/ч			G-ПВ	13.34	-
5.	Температура холодного воздуха, °С			Т-ХВ	13.35	-
6.	Температура воздуха на входе в воздухоподогреватель, °С			Т1-ВП	13.36	5.544
7.	Температура уходящих газов, °С			Т-УХ	13.37	13.173
8.	Потери тепла с уходящими газами, %			Q-2	13.38	13.174
9.	Потери тепла с химической и механической неполнотой сгорания, %			Q-(3+4)	13.39	13.175
	КПД брутто котла:
10.	по прямому балансу, %			КПД-БР-ПР	13.40	-
11.	по обратному балансу, %			КПД-БР	13.41	13.176
12.	Коэффициент избытка воздуха в режимном сечении			И-РЕЖ	13.42	13.177
13.	Присосы воздуха в тракте:
	режимное сечение - последняя ступень нагрева, %			ДИ-РУХ	13.43	13.178
14.	Присосы воздуха в тракте:
	последняя поверхность нагрева - дымосос, %			ДИ-УХД	13.44	-
15.	КПД котла нетто, %			КПД-К-Н	13.156	13.225

№ 3 ТЭК-6

Таблица 38

		ГРЭС

Энергоблок №

Тепловая экономичность оборудования. Расход и структура топлива, сожженного котлом

Дата		Время	Интервал		Мощность		МВт

Наименование				Обозначение	Показатель
					фактический	номинальный
	Расход условного топлива:
1.	всего по обратному балансу, т			В	13.45	-
2.	газообразного, т			В-Г	13.46	-
3.	то же, %			В-Г	13.47	-
4.	жидкого, т			В-М	13.48	-
5.	то же, %			В-М	13.49	-
6.	твердого, т			В-Т	13.50	-
7.	то же, %			В-Т	13.51	-
8.	Расход топлива, эквивалентный перетоку тепла, т			В-ПЕРЕТ	13.52	-

№ 3 ТЭК-7

Таблица 39

		ГРЭС

Энергоблок №

Тепловая экономичность оборудования. Расход электроэнергии на собственные нужды котельной установки

Дата		Время	Интервал		Мощность		МВт

Наименование				Обозначение	Показатель
					фактический	номинальный
1.	Всего, тыс. кВт×ч			Э-СН-К	13.53	13.179
2.	То же, кВт×ч/ГДж			Э-СН-К	13.54	13.180
3.	На питательные насосы, тыс. кВт×ч			Э-ПН	13.55	13.181
4.	То же, кВт×ч/т воды			Э-ПН	13.56	13.182
5.	На тягу и дутье, тыс. кВт×ч			Э-ТД	13.57	13.183
6.	То же, кВт×ч/ГДж			Э-ТД	13.58	13.184
7.	На пылеприготовление, тыс. кВт×ч			Э-ПП	13.59	13.185
8.	То же, кВт×ч/т условного топлива			Э-ПП	13.60	13.186
	На серо- и азотоочистку тыс. кВт×ч			Э-САО	13.61	-
	То же, %			Э-САО	13.62	-

№ 3 ТЭК-8

Таблица 40

		ГРЭС

Энергоблок №

Тепловая экономичность оборудования. Расход тепла на собственные нужды

Дата		Время	Интервал		Мощность		МВт

Наименование				Обозначение	Показатель
					фактический	номинальный
1.	Турбины, ГДж			Q-СН-Т	13.67	13.187
2.	То же, %			Q-СН-Т	13.68	13.188
3.	Котла, ГДж			Q-СН-К	13.69	13.189
4.	То же, %			Q-СН-К	13.70	13.190
	Расход тепла:
5.	на ПТН, ГДж			Q-ПТН	13.71	13.191
6.	то же, %			Q-ПТН	13.72	13.192
7.	на ТВД, ГДж			Q-ТВД	13.73	13.193
8.	то же, %			Q-ТВД	13.74	13.194
9.	на сероочистку, ГДж			Q-СО	13.75	-
1.0.	то же, %			Q-СО	13.76	-

№ 3 ТЭК-9

Таблица 41

		ГРЭС

Энергоблок №

Резервы тепловой экономичности турбинной установки

Дата		Время	Интервал		Мощность		МВт

Наименование				Обозначение	Показатель
					т	г/(кВт×ч)
1.	Удельный расход тепла брутто			Q/Э-БР	13.316	13.317
	В том числе:
2.	давление пара в конденсаторе турбины			P2	13.318	13.319
3.	давление свежего пара			P1	13.320	13.321
4.	температура свежего пара			T1	13.322	13.323
5.	температура пара после промежуточного пароперегревателя			Т1-ЦСД	13.324	13.325
6.	температура питательной воды			Т-ПВ	13.326	13.327
7.	неплановые пуски (за месяц)			ПУСК-Т	13.328	13.329
8.	работа в однокорпусном режиме (за месяц)			1 КОРПУС	13.330	13.331
9.	Расход электроэнергии на собственные нужды			Э-СН-Т	13.332	13.311
10.	В том числе на циркуляционные насосы			Э-ЦН	13.333	13.334
11.	Расход тепла на собственные нужды			Q-CH-T	13.335	13.309
12.	Общий резерв			СУММА	13.336	13.337

№ 3 ТЭК-10

Таблица 42

		ГРЭС

Энергоблок №

Резервы тепловой экономичности котельной установки

Дата		Время	Интервал		Мощность			МВт

Наименование				Обозначение	Показатель		к/ГДж
					т	г/(кВт×ч)
1.	КПД брутто			КПД-БР	13.338	13.339	13.340
	В том числе:
2.	температура уходящих газов			Т-УХ	13.341	13.342	13.343
3.	избыток воздуха в режимном сечении			И-РЕЖ	13.344	13.345	13.346
4.	присосы воздуха на тракте: режимное сечение - последняя поверхность нагрева			ДИ-РУХ	13.347	13.348	13.349
5.	потери тепла с химической и механической неполнотой сгорания			Q3, 4	13.350	13.351	13.352
6.	неплановые пуски (за месяц)			ПУСК-К	13.353	13.354	13.355
7.	Расход электроэнергии на собственные нужды			Э-СН-К	13.356	13.357	13.358
	В том числе на:
8.	питательные насосы			Э-ПН	13.359	13.360	13.361
9.	тягу и дутье			Э-ТД	13.362	13.363	13.364
10.	пылеприготовление			Э-ПП	13.365	13.366	13.367
11.	Расход тепла на собственные нужды котлов			Q-СН-К	13.368	13.308	13.309
12.	Расход тепла на ПТН			Q-ПТН	13.370	13.371	13.372
13.	Расход тепла на ТВД			Q-ТВД	13.373	13.374	13.375
14.	Общий резерв			СУММА	13.376	13.377	13.378

№ 3 ТЭК-11

Таблица 43

		ГРЭС

Энергоблок №

Общий резерв тепловой экономичности энергоблока на электроэнергию и тепло

Дата		Время	Интервал		Мощность			МВт

Наименование				Обозначение	Показатель		к/ГДж
					т	г/(кВт×ч)
	Расход топлива на отпуск электроэнергии:
1.	фактический			В-Э	13.144	13.145	-
2.	номинальный			В-Э-Н	13.235	13.236	-
3.	нормативный			В-Э-НР	18.1	18.2	-
4.	резерв			Р-В-Э	13.379	13.380	-
	Расход топлива на отпуск тепла:
5.	фактический			B-Q	13.146	-	13.147
6.	номинальный			B-Q-Н	13.237	-	13.238
7.	нормативный			B-Q-HP	18.3	-	18.4
8.	резерв			P-B-Q	13.381	-	13.382
9.	Общий резерв			Р-В	13.383	13.384	-
10.	Экономия (перерасход) топлива			П-В	18.5	-	-

Таблица 44

		ГРЭС

Энергоблок №

Показатели работы энергоблока за период пуска (останова)

		Дата

Наименование			Обозначение	Показатель
1.	Продолжительность пуска, ч		Т-ПУСК	13.148
2.	Выработка электроэнергии за период пуска, тыс. кВт×ч		Э-ПУСК	13.149
3.	Расход электроэнергии на с.н. за период пуска, тыс. кВт×ч		Э-СН-ПУСК	13.150
4.	Расход условного топлива от сторонних энергоблоков, эквивалентный расходу тепла, за период пуска, т		В-Q-ПУСК	13.151
5.	Расход условного топлива от сторонних энергоблоков, эквивалентный расходу электроэнергии на с.н. энергоблока за период пуска, т		В-Э-ПУСК	13.152
6.	Расход условного топлива котлом за период пуска, т		В-К-ПУСК	13.153
7.	Полный расход условного топлива на энергоблок за период пуска, т		В-ПУСК	13.154
8.	Потери условного топлива энергоблоком за период пуска, т		ПОТ-ПУСК	13.155
9.	То же (норма), т		ПОТ-ПУСК-Н	5.683 ¸ 5.685

Таблица 45

		ГРЭС

Энергоблок №

Дефектная ведомость

		Дата	Время		Интервал

Адрес	Степень важности	Наименование параметра		Значения
				контролируемого параметра	совместно контролируемого параметра	отклонения от допуска
45.1	1	Электроэнергия, выработанная генератором, активная, кВт×ч		4.399/4.401	4.402
45.2	1	Мощность генератора активная, МВт		4.402	4.399/4.401	То же
45.3	1	Расход свежего пара по потоку, т/ч		7.90	7.91	7.90 - 7.91 - 7.93
45.4	-	Температура охлаждающей воды на входе в конденсатор, °С		4.253	4.253	4.253 - 4.253 - 7.160

Таблица 46

		ГРЭС

Энергоблок №

Входная информация

			Дата	Время	Интервал	Мощность

Адрес	Обозначение, наименование параметра, размерность						Значение параметра
46.1	T -	температура питательной воды перед РПК по каждому потоку, °С					4.1
46.2	T -	температура воды за экономайзером по каждому потоку, °С					4.2
46.3	T -	температура среды перед I впрыском по каждому потоку, °С					4.6
46.4	P -	давление среды перед I впрыском по каждому потоку, МПа					9.4
46.5	T -	температура среды за I впрыском по каждому потоку, °С					4.8
46.6	T -	температура среды перед II впрыском по каждому потоку, °С					4.9
46.7	P -	давление среды перед II впрыском по каждому потоку, МПа					9.5
46.8	T -	температура пара перед выходной (конвективной) ступенью пароперегревателя по каждому потоку, °С					4.15
46.9	P -	давление свежего пара за котлом по каждому потоку, МПа					9.6
46.10	T -	температура свежего пара до пускового впрыска по каждому потоку, °С					4.17
46.11	T -	температура свежего пара после пускового впрыска по каждому потоку, °С					4.18
46.12	P -	давление пара холодного промперегрева по каждому потоку, МПа					9.7
46.13	P -	давление пара горячего промперегрева по каждому потоку, МПа					9.8
46.14	T -	температура пара холодного промперегрева по каждому потоку, °С					4.23
46.15	T -	температура пара горячего промперегрева до пускового впрыска по каждому потоку, °С					4.24
46.16	T -	температура пара горячего промперегрева после пускового впрыска по каждому потоку, °С					4.25
46.17	D -	расход пара на калориферы, т/ч					9.197
46.18	P -	давление пара на линии к калориферам перед сужающим устройством, МПа					9.9
46.19	T -	температура пара на линии к калориферам перед сужающим устройством, °С					4.30
46.20	T -	температура конденсата калориферов, °С					4.31
46.21	G -	расход воды, подогреваемой в котле (теплофикационном экономайзере и т.п.) по каждому потоку, т/ч					9.196
46.22	T -	температура воды, подогреваемой в котле (теплофикационном экономайзере и т.п.) по каждому потоку перед СУ, °С					4.34
46.23	T -	температура воды, подогреваемой в котле по каждому потоку на выходе, °С					4.35
46.24	D -	расход пара из тракта промперегрева на с.н. после (до) СУ из каждой линии, т/ч					9.198
46.25	P -	давление пара отбираемого из тракта промперегрева на с.н. перед сужающим устройством, МПа					9.10
46.26	T -	температура пара отбираемого из тракта промперегрева на с.н. перед сужающим устройством по каждому потоку, °С					4.40
46.27	T -	температура среды за теплообменником азотоочистки дымовых газов по каждому потоку, °С					4.41
46.28	G -	расход мазута, подаваемого в котел, т/ч (основной датчик)					9.199
46.29	G -	расход мазута, подаваемого в котел, т/ч (дублирующий датчик)					9.200
46.30	G -	расход мазута, подаваемого в котел по байпасной линии (шайба малого расхода), т/ч					9.201
46.31	T -	температура мазута в общей линии перед сужающим устройством, °С					4.46
46.32	T -	температура мазута исходная, °С					4.47
46.33	G -	расход мазута на линии рециркуляции от котла, т/ч					9.202
46.34	G -	расход газа, подаваемого в котле по основному газопроводу, т/ч					9.203
46.35	G-	расход газа, подаваемого в котел, т/ч (дублирующий датчик)					9.204
46.36	P -	давление газа в плюсовой камере основного сужающего устройства, кПа					9.11
46.37	T -	температура газа перед сужающим устройством до байпаса на общей линии, °С					4.55
46.38	G -	расход газа через байпасную линию (шайба малого расхода), т/ч					9.205
46.39	P -	давление газа в плюсовой камере сужающего устройства на байпасной линии, кПа					9.22
46.40	G -	расход рециркулирующих газов, т/ч					9.206
46.41	P -	давление газа в плюсовой камере сужающего устройства в тракте рециркуляции, кПа					9.12
46.42	T -	температура газа перед сужающим устройством в тракте рециркуляции, °С					4.62
46.43	T -	температура холодного воздуха перед дутьевым вентилятором до врезки линии рециркуляции, °С					4.65
46.44	T -	температура воздуха перед калориферами, °С					4.66
46.45	T -	температура воздуха перед воздухоподогревателем, °С					4.67
46.46	T -	температура воздуха за воздухоподогревателем, °С					4.68
46.47	T -	температура газа перед воздухоподогревателем по каждому потоку, °С					4.70
46.48	T -	температура газа за воздухоподогревателем по каждому потоку, °С					4.71
46.49	P -	давление воздуха перед вентилятором, кПа					9.13
46.50	P -	давление воздуха за вентилятором, кПа					9.14
46.51	P -	давление воздуха перед воздухоподогревателем, кПа					9.15
46.52	P -	давление воздуха за воздухоподогревателем, кПа					9.16
46.53	P -	давление газа перед воздухоподогревателем, кПа					9.17
46.54	P -	давление газа за воздухоподогревателем, кПа					9.18
46.55	P -	давление газа перед дымососом, кПа					9.19
46.56	P -	давление газа за дымососом, кПа					9.20
46.57 46.58 46.59		Резерв То же «
46.60	O₂ -	содержание кислорода за котлом по каждому потоку, %					4.83
46.61	O₂ -	то же РВП по каждому потоку, %					4.84
46.62	O₂ -	то же в уходящих газах за РВП, %					4.85
46.63	O₂ -	то же за дымососами (за электрофильтрами), %					4.86
46.64	CO -	содержание окиси углерода в дымовых газах по каждому потоку, %					4.87
46.65 46.66 46.67 46.68 46.69	q₃ -	потери тепла с химической неполнотой сгорания, % Резерв То же Резерв То же					4.88
46.70	D -	расход свежего пара перед турбиной по каждому потоку (основной датчик), т/ч					9.208
46.71	D -	расход свежего пара перед турбиной по каждому потоку (дублирующий датчик), т/ч					9.209
46.72	P -	давление свежего пара в плюсовой камере сужающего устройства по каждой линии, МПа					9.25
46.73	T -	температура свежего пара перед СУ на каждой линии, °С					4.204
46.74	P -	давление свежего пара перед стопорным клапаном турбины по каждой линии, МПа					9.26
46.75	T -	температура свежего пара перед стопорным клапаном турбины по каждой линии, °С					4.206
46.76	P -	давление пара в регулирующей ступени турбины, МПа					9.27
46.77	D -	расход пара холодного промперегрева по каждой линии, т/ч (основной датчик)					9.210
46.78	D -	расход пара холодного промперегрева по каждой линии, т/ч (дублирующий датчик)					9.211
46.79	P -	давление пара в плюсовой камере сужающего устройства в тракте холодного промперегрева по каждой линии, МПа					9.28
46.80	T -	температура пара холодного промперегрева перед сужающим устройством по каждой линии, °С					4.211
46.81	P -	давление пара горячего промперегрева перед стопорными клапанами ЦСД по каждой линии, МПа					9.29
46.82	T -	температура пара перед стопорными клапанами ЦСД по каждой линии					4.213
46.83	P -	давление пара на выходе из ЦВД по каждой линии, МПа					9.30
46.84	T -	температура пара за ЦВД по каждой линии, °С					4.215
46.85	P -	давление пара на выходе из ЦСД по каждому выхлопу, кПа					9.31
46.86	T -	температура пара на выходе из ЦСД по каждому выхлопу, °С					4.217
46.87	D -	расход пара отсоса из переднего уплотнения ЦВД в линию ХПП, т/ч					9.212
46.88	P -	давление пара отсоса из переднего уплотнения ЦВД в линию ХПП перед сужающим устройством, МПа					9.32
46.89	T -	температура пара отсоса из переднего уплотнения ЦВД в линию ХПП перед сужающим устройством, °С					4.220
46.90	D -	расход пара отсоса из переднего уплотнения ЦВД в деаэратор, т/ч					9.213
46.91	T -	температура пара отсоса из переднего уплотнения ЦВД в деаэратор перед сужающим устройством, °С					4.222
46.92	D -	расход пара отсоса из заднего уплотнения ЦВД в деаэратор, т/ч					9.214
46.93	P -	давление пара отсоса из заднего уплотнения ЦВД в деаэратор перед сужающим устройством, МПа					9.33
46.94	D -	расход пара отсоса из переднего концевого уплотнения ЦСД в отбор, т/ч					9.215
46.95	P -	давление пара отсоса из переднего уплотнения ЦСД в деаэратор перед сужающим устройством, кПа					9.34
46.96	D -	расход пара I отбора на каждый корпус ПВД9, т/ч					9.216
46.97	P -	давление пара I отбора на каждый корпус ПВД9 в плюсовой камере сужающего устройства, МПа					9.35
46.98	T -	температура пара I отбора на каждый корпус ПВД9 перед сужающим устройством, °С					4.229
46.99	D -	расход пара II отбора на каждый корпус ПВД8, т/ч					9.217
46.100	P -	давление пара в плюсовой камере сужающего устройства в паропроводе на каждый корпус ПВД8, МПа					9.36
46.101	T -	температура II отбора на ПВД8 перед сужающим устройством, °С					4.232
46.102	P -	давление пара в СПНД, кПа					9.49
46.103	D -	расход пара на каждый ПТН, т/ч					9.218
46.104	P -	давление пара в плюсовой камере сужающего устройства на ПТН, МПа					9.37
46.105	T -	температура пара перед сужающим устройством на каждый ПТН, °С					4.241
46.106	P -	давление пара на выхлопе каждого ПТН с противодавлением, МПа					9.38
46.107	T -	температура пара на выхлопе каждого ПТН с противодавлением, °С					4.243
46.108	P -	давление отработавшего пара в конденсаторе каждого ПТН (абс.), кПа					4.244
46.109	D -	расход пара на каждую ТВД, т/ч					9.219
46.110	P -	давление пара в плюсовой камере СУ на каждую ТВД, МПа					9.39
46.111	T -	температура пара перед СУ на каждую ТВД, °С					4.247
46.112	P -	давление отработавшего пара (абс.) в конденсаторе каждой ТВД, кПа					4.250
46.113	P -	давление отработавшего пара (абс.) в каждой секции конденсатора основной турбины, кПа					4.251
46.114	T -	температура пара в паропроводе сброса из ГПП в конденсатор в каждой линии, °С					4.252
46.115	T -	температура охлаждающей воды на входе в конденсатор основной турбины, °С					4.253
46.116	T -	температура охлаждающей воды на выходе из конденсатора основной турбины, °С					4.254
46.117	G -	расход химически обессоленной воды в конденсатор (нормальный добавок), т/ч					9.224
46.118	G -	расход химически обессоленной воды в конденсатор (аварийный добавок), т/ч					9.225
46.119	T -	температура химически обессоленной воды перед сужающим устройством в трубопроводе нормального добавка, °С					4.257
46.120	T -	температура основного конденсата перед конденсатными насосами I ступени, °С					4.258
46.121	T -	температура основного конденсата на выходе из СП2 и ПНД, °С					4.259
46.122	T -	температура конденсата греющего пара ПНД, имеющих охладитель дренажа, °С					4.260
46.123	T -	температура аварийного слива из СПНД, °С					4.261
46.124	T -	температура питательной воды после деаэратора, °С					4.262
46.125	T -	температура питательной воды на входе в первый ПВД (каждый корпус), °С					4.263
46.126	T -	температура питательной воды на выходе из ПВД (за каждым корпусом), °С					4.264
46.127	T -	температура питательной воды за последним ПВД после смешения с водой из пароохладителей, °С					4.265
46.128	T -	температура конденсата греющего пара ПВД (каждого корпуса), °С					4.266
46.129	G -	расход питательной воды на стороне нагнетания каждого питательного насоса, т/ч					9.226
46.130	P -	давление питательной воды на стороне нагнетания каждого питательного насоса, МПа					9.40
46.131	G -	расход питательной воды за ПВД после байпаса (основной датчик), т/ч					9.222
46.132	G -	расход питательной воды за ПВД после байпаса (дублирующий датчик), т/ч					9.223
46.133	P -	давление питательной воды в плюсовой камере сужающего устройства за ПВД по каждому потоку, МПа					9.41
46.134	T -	температура питательной воды перед сужающим устройством за ПВД по каждому потоку (основной датчик), °С					4.272
46.135	T -	температура питательной воды перед сужающим устройством за ПВД по каждому потоку (дублирующий датчик), °С					4.273
46.136	T -	температура охлаждающей воды на выходе из конденсаторов каждого турбопривода, °С					4.274
46.137		Резерв
46.138	G -	расход основного конденсата на уплотнения питательных и бустерных насосов, т/ч					9.227
46.139	T -	температура воды, сбрасываемой из уплотнений питательных насосов в конденсатор, °С					4.277
46.140	G -	расход конденсата, сбрасываемого из уплотнений питательных насосов в деаэратор, т/ч					9.228
46.141	T -	температура конденсата, сбрасываемого из уплотнений питательных насосов в деаэратор, °С					4.279
46.142	G -	расход питательной воды на аварийный впрыск в ГПП, т/ч					9.229
46.143	T -	температура питательной воды на аварийный впрыск перед сужающим устройством, °С					4.281
46.144 46.145		Резерв То же
46.146	P -	давление пара на основной бойлер, МПа					9.42
46.147	T -	температура пара на основной бойлер, °С					4.312
46.148	P -	давление пара на пиковый бойлер, МПа					9.43
46.149	T -	температура пара на пиковый бойлер, °С					4.314
46.150	G -	расход сетевой воды на бойлерную установку, т/ч					9.230
46.151	T -	температура сетевой воды на входе в бойлерную установку перед СУ, °С					4.316
46.152	T -	температура сетевой воды на входе в основной бойлер, °С					4.317
46.153	T -	температура сетевой воды на входе в пиковый бойлер, °С					4.318
46.154	T -	температура сетевой воды на выходе из основного бойлера, °С					4.319
46.155	T -	температура сетевой воды на выходе из пикового бойлера, °С					4.320
46.156	T -	температура конденсата греющего пара основного бойлера, °С					4.322
46.157	T -	температура конденсата греющего пара пикового бойлера, °С					4.323
46.158	T -	температура сетевой воды на выходе из бойлерной установки до байпаса, °С					4.324
46.159	T -	температура сетевой воды на выходе из бойлерной установки после байпаса, °С					4.325
46.160	P -	давление барометрическое, мм рт.ст.					4.326
46.161	T -	температура наружного воздуха, °С					4.327
46.162	D -	расход пара на сероочистку, т/ч					9.236
46.163	P -	давление пара на сероочистку, МПа					9.55
46.164	T -	температура пара на сероочистку, °С					4.338
46.165	D -	расход пара на мазутные форсунки, т/ч					9.231
46.166	P -	давление пара на мазутные форсунки перед сужающим устройством, МПа					9.44
46.167	T -	температура пара на мазутные форсунки перед сужающим устройством, °С					4.342
46.168	D -	расход пара на обдувку поверхностей нагрева котла по каждой линии, т/ч					9.232
46.169	P -	давление пара на обдувку поверхностей нагрева котла перед сужающим устройством, МПа					9.45
46.170	T -	температура пара на обдувку поверхностей нагрева котла перед сужающим устройством, °С					4.345
46.171	D -	расход пара от общестанционного коллектора к блочному коллектору с.н. 1,3 МПа, т/ч					9.233
46.172	P -	давление пара перед сужающим устройством, МПа					9.46
46.173	T -	температура пара перед сужающим устройством, °С					4.348
46.174	D -	расход пара от блочного коллектора с.н. 1,3 МПа к общестанционному коллектору с.н. 1.3 МПа, т/ч					9.234
46.175	P -	давление пара перед сужающим устройством, МПа					9.47
46.176	T -	температура пара перед, °С					4.351
46.177	D -	расход пара от общестанционного коллектора с.н. к блочному коллектору 0,6 МПа, т/ч					9.235
46.178	P -	давление пара перед сужающим устройством, МПа					9.48
45.179	T -	температура пара перед сужающим устройством, °С					4.354
46.180	G -	расход сетевой воды, поступающей на с.н. энергоблока, т/ч					9.237
46.181	T -	температура сетевой воды, поступающей на с.н. перед сужающим устройством, °С					4.359
46.182	T -	температура обратной сетевой воды от с.н. энергоблока, °С					4.360
46.183	T -	температура конденсата бойлеров после охладителя конденсата основным конденсатом, °С					4.361
46.184	G -	расход сетевой воды, поступающей от энергоблока на с.н. электростанции, т/ч					9.238
46.185	T -	температура сетевой воды перед СУ, °С					4.363
46.186	T -	температура обратной сетевой воды, поступающей от с.н. электростанции, °С					4.364
46.187	G -	расход конденсата, возвращаемого с размораживающего устройства, т/ч					9.246
46.188	T -	температура конденсата, возвращаемого с размораживающего устройства, °С					4.366
46.189	G -	расход конденсата, возвращаемого от мазутных подогревателей, т/ч					9.245
46.190	T -	температура возвращаемого от мазутных подогревателей, °С					4.368
46.191	T -	температура конденсата после расширителя (охладителя) конденсата с.н., °С					4.370
46.192	D -	расход пара, подаваемого на мазутное хозяйство, по каждой линии, т/ч					9.220
46.193	P -	давление пара, подаваемого на мазутное хозяйство перед сужающим устройством по каждой линии, МПа					9.50
46.194	T -	температура пара, подаваемого на мазутное хозяйство, перед сужающим устройством по каждой линии, °С					4.376
46.195	D -	расход пара на размораживающее хозяйство, т/ч					9.221
46.196	P -	давление пара на размораживающее хозяйство перед сужающим устройством, т/ч
46.197	T -	температура пара на размораживающее хозяйство перед сужающим устройством, °С
46.198	Э -	электроэнергия; выработанная генератором (показание счетчика) активная, кВт × ·ч					4.399
46.199	Э -	электроэнергия, выработанная генератором (показание счетчика), реактивная квар·ч					4.400
46.200	t -	астрономическое время, ч Мощность:					4.401
46.201	N -	активная генератора, кВт					4.402
46.202	N -	реактивная генератора, квар					4.403
46.203	N -	резервного возбудителя, кВт					4.404
46.204	N -	двигателя каждого ПЭН, кВт					4.405
46.205	N -	двигателя каждого КЭН I и II ступени, кВт					4.406
46.206	N -	двигателя каждого ЦЭН на 1-й скорости, кВт					4.407
46.207	N -	двигателя каждого ЦЭН на 2-й скорости, кВт					4.408
46.208	N -	двигателя каждого сетевого насоса, кВт					4.409
46.209	N -	двигателя каждого бустерного насоса, кВт					4.410
46.210	N -	двигателя каждого дутьевого вентилятора на 1-й скорости, кВт					4.411
46.211	N -	двигателя каждого дутьевого вентилятора на 2-й скорости, кВт					4.412
46.212	N -	двигателя каждого дымососа на 1-й скорости, кВт					4.413
46.213	N -	двигателя каждого дымососа на 2-й скорости, кВт					4.414
46.214	N -	двигателя каждого дымососа рециркуляции, кВт					4.415
46.215	N -	двигателя каждого вентилятора горячего дутья, кВт					4.416
46.216	N -	двигателя каждой мельницы, кВт					4.417
46.217	N -	двигателя каждого вентилятора пылеприготовительной установки (мельничного вентилятора), кВт					4.418
46.218	N -	двигателя каждого багерного насоса, кВт					4.419
46.219	N -	рабочего трансформатора с.н. энергоблока, кВт					4.420
46.220	N -	резервного трансформатора с.н. энергоблока, кВт					4.421
46.221	N -	каждого трансформатора (механизма) с.н., подключенного к секциям питания с.н. данного энергоблока, кВт					4.422
46.222	N -	каждого трансформатора РУ электрофильтров, кВт					4.423
46.223	N -	каждого резервного ввода питания на каждую секцию 6 кВ с.н. энергоблока, кВт					4.424
46.224	N -	электродвигателя дымососа азотоочистки дымовых газов, кВт					4.425
46.225	N -	воздуходувок и насосов сероочистки дымовых газов, кВт					4.426
46.226	N -	трансформатора шлакозолоудаления, кВт					4.427
46.227	N -	конденсатного насоса бойлерной установки, кВт					4.428
46.228	N -	насоса подпитки теплосети, кВт					4.429
46.229	N -	электромеханизмов теплосети прочих, кВт					4.430
46.230	N -	трансформатора ХВО, кВт					4.431
46.231	N -	трансформатора мазутного хозяйства, кВт					4.432
46.232	N -	трансформатора топливоподачи, кВт					4.433
46.233	N -	двигателя каждого ПЭН, кВт					4.405