РАЗРАБОТАНО БелЭНИН, ВТИ, ПО «Союзтехэнерго»,
Ленинградским отделением ТЭП
В части III приведены алгоритмы расчета
отчетных ТЭП в объеме формы № 3-тех (энерго) энергоблоков, пиковых водогрейных
котлов и ТЭЦ в целом, показателей для анализа эффективности работы, отдельных
узлов энергоблоков, для анализа оперативно-регулируемых параметров
энергоблоков, для анализа эффективности работы конденсатно-циркуляционных
систем ТЭЦ, алгоритмы расчета поправки к расходной характеристике энергоблока
на фактическое состояние оборудования.
СОДЕРЖАНИЕ
Таблица 22
Продолжение таблицы 22
Продолжение таблицы 22
Таблица 23
Номер показателя
Наименование показателя
Обозначение
Размерность
Формула вычисления
Контрольное значение
Исходная информация
Накопление
Примечание
1
2
3
4
5
6
7
8
9
23.1
Номер
анализируемой градирни
R
1, 2, ... n , если K г R = 1
K г R - 6,49
При
K г R = 0 расчет по R -й
градирне не производится
23.2
Ширина
зоны охлаждения R -й градирни
°С
- 22.217 ;
- 22.218
23.3
Плотность
орошения R -й градирни
q (R )
W г( R ) - 22.71 ;
F г( R ) -
5.361
23.4
Поправка
к температуре воды после градирен, учитывающая изменение метеофакторов
Δt м
°С
f м - 11.153;
f ω - 11.154;
t нв - 22.215 ;
φ - 22.335 ;
ω
- 22.336
23.5
Нормативная
температура воды после R -й градирни
°С
fR
- 11.152;
- 23.2 ;
q (R ) - 23.3 ; Δt м - 23.4
23.6
Фактическая
температура воды после всех градирен
°С
W г( l ) - 22.71 ;
- 22.218
23.7
Температура
охлажденной воды после всех градирен при проведении состояния R -й
градирни к нормативному и неизменных тепловых нагрузках остальных градирен
t г( R )
°С
- 23.5 ;
W г( R ) - 22.71 ;
- 22.218 ;
W г( l ) - 22.71
23.8
Температура
охлажденной воды после градирен, скорректированная на перераспределение
тепловых нагрузок между градирнями при приведении состояния одной из них к
нормативному
°С
- 23.6 ;
T р - 5.362;
t г( R ) - 23.7
23.9
Номер
турбоагрегата, для которого производится расчет теплового режима конденсатора
из-за изменения состояния R -й градирни
i
1, 2, ... n , если к1 i = 1
к1 i - 2.1
При
расчет по i -му
турбоагрегату не производится
23.10
Нагрев
воды в i -м конденсаторе
°С
Дк i - 22.29 ;
i к i - 22.139 ;
is к i - 22.111 ;
W к i - 22.30
23.11
...
23.12
Коэффициент
теплопередачи конденсатора
к i
Гкал/ч ∙ м2 ∙ °С
пп. 19.2 - 19.14
t 1 в - 23.7
23.13
Температурный
напор i -го конденсатора
δt к i
°С
- 23.10 ; к i - 23.12 ; Fi - 5.226; W к i - 22.30
23.14
Давление
пара в i -м конденсаторе при фактическом состоянии R -й
градирни
кгс/см2
f - 7.5;
- 23.6 ;
Δt к i - 23.10 ;
δt к i - 23.13
23.15
Давление
пара в i -м конденсаторе при нормативном состоянии R -й
градирни
кгс/см2
f - 7.5;
- 23.8 ;
Δt к i - 23.10 ;
δt к i - 23.13
23.16
Изменение
мощности i -го турбоагрегата из-за отклонения фактического
состояния R -й градирни от нормативного
ΔN к i
кВт
f -
11.189;
- 23.14 ;
- 23.15 ;
Дк i - 22.29
23.17
...
…
23.18
Условие
повторения расчета для следующего турбоагрегата
Если i < n ,
то расчет повторяется с п. 23.9
23.19
Суммарное
изменение мощности по всем турбоагрегатам из-за отклонения фактического
состояния R -й градирни от нормативного
ΔN г (R )
кВт
ΔN к i - 23.16
23.20
Условие
повторения анализа состояния для следующей градирни
Если R < m ,
то расчет повторяется с п. 23.1
R - 23.1
23.21
Суммарное
изменение мощности турбоагрегатов из-за отклонения фактического состояния от
нормативного всех градирен в комплексе
Δ N г
кВт
Δ N т( R ) - 23.19
23.22
Тепло,
воспринимаемое циркуляционной водой турбоагрегатов
Q ц
Гкал/ч
, где Δi к i = i к i - is к i
f -
11.196;
Ni
- 22.295 ;
Дк i - 22.29 ;
i к i - 22.139 ;
is к i - 22.111
23.23
Ширина
зоны охлаждения, усредненная по всем градирням
Δ t г
°С
Q ц - 23.22
23.24
Нормативная
температура воды после всех градирен на r -й
итерации
°С
W г (l )
– 22.71
23.25
Номер
рассчитываемой градирни
R
1, 2, ... m , если K г R = 1
K г R - 6.49
23.26
Ширина
зоны охлаждения R -й градирни, рассчитанная на r -й
итерации
°С
- 23.24 ;
Δ t г - 23.23 ;
23.27
Нормативная
температура воды после R -й градирни на r -й
итерации
°С
f -
11.152;
- 23.26 ;
q (R ) - 23.3 ; Δt м - 23.4
23.28
Условие
повторения расчета по определению нормативной температуры после градирен
Если R < m ,
то расчет повторяется с п. 23.25
23.29
Условие
продолжения уточнения температур после градирен на итерациях
Если , то расчет
повторяется с п. 23.24
- 23.24 ;
- 23.24
23.30
Отклонение
фактической температуры воды после градирен от нормативной
Δt
°С
- 23.6 ;
- 23.24
23.31
Отклонение
фактической температуры воды после каждой градирни от нормативной
Δ t г (R )
°C
,
R = 1, 2, ..., m
- 22.218 ;
- 23.27
23.32
Количество
воды, прошедшее через каждую i -ю градирню
м3
W г( i ) τ 0 , i = 1,
2, ..., m
W г( i ) - 22.71 ;
τ0
- 6.44
23.33
Количество
воды, прошедшее через все градирни
м3
- 23.32
23.34
Расчетный
комплекс
R 1(i )
м3 ∙ °С
- 22.218 ;
- 23.32
23.35
Расчетный
комплекс
R 2(Σ )
м3 ∙ °С
- 23.33 ;
- 23.6
23.36
То
же
R 3(i )
м3 ∙ °С
- 23.32 ;
- 23.27
23.37
-»
R 4(Σ )
м3 ∙ °С
- 23.33 ;
- 23.24
23.38
Отклонение
расчетных комплексов
R 5(i )
м3 ∙ °С
R 1(i ) - R 3(i )
R 1(i ) - 23.34 ;
R 3(i ) - 23.36
23.39
То же
R 6(Σ )
м 3 ∙ °С
R 2(Σ ) - R 4(Σ )
R 2(Σ ) - 23.35 ;
R 4(Σ ) - 23.37
23.40
Время
накопления
TΣ
ч
τ 0
τ0
- 6.44
+
Расчетная схема циркуляционной сети
Н - насосная станция; 1, 4, 7, 10, 13, 14, 17, 22, 23,
24, 27 - участки трубопроводов;
2, 15 - половины А и Б первого конденсатора; 9, 21 - половины А и Б второго
конденсатора;
3, 16 - встроенные пучки А и Б первого конденсатора; 8, 20 - встроенные пучки А
и Б второго конденсатора;
11, 12, 25, 26 – собственные нужды А и Б первого и второго турбоагрегатов
соответственно; 5, 8, 6, 19 - половины А и Б градирен № 1 и 2
Примечание . В целях
компактного изложения алгоритма принята расчетная схема циркуляционной системы
с двумя конденсаторами и двумя градирнями.
При большем числе конденсаторов и градирен расчет
аналогичен.
Исходная матрица для расчета гидравлического
сопротивления циркуляционной системы
Таблица 24
Номер строки
Номер первого участка
Номер второго участка
Номер суммы сопротивлений первого и второго
участков
Признак характера суммирования сопротивлений
участков
1
2
3
28
1
2
4
28
29
0
3
11
29
30
1
4
1
30
31
0
5
8
9
32
1
6
7
32
33
0
7
12
33
34
1
8
10
34
35
0
9
31
35
36
1
10
5
6
37
1
11
36
37
38
0
12
38
13
39
0
13
15
16
40
1
14
40
17
41
0
15
41
25
42
1
16
14
42
43
0
17
20
21
44
1
18
22
44
45
0
19
26
45
46
1
20
24
46
47
0
21
43
47
48
1
22
18
19
49
1
23
48
49
50
0
24
23
50
51
0
25
39
51
52
1
26
27
52
53
0
Примечания : 1. В
строках матрицы (графы 1, 2) указаны номера участков, подлежащих
суммированию. В графе 3 указан номер эквивалентной суммы сопротивлений этих участков.
- 2. Признак характера суммирования имеет значение 0 или 1. При этом 0
указывает на последовательное соединение двух участков, 1 - на параллельное.
Продолжение таблицы 24
Номер параметра
Наименование параметра
Обозначение
Размерность
Формула вычисления
Контрольное значение
Исходная информация
Примечание
Расчет эквивалентных гидравлических сопротивлений
циркуляционной системы (свертывание схемы)
24.1
Эквивалентное
сопротивление участков 2 и 3
S 28
м ∙ ч2 /м6
S 2 -
19.15;
S 3 -
5.365
24.2
Эквивалентное
сопротивление участков 4 и 28
S 29
м ∙ ч2 /м6
S 4 + S 28
S 4 -
5.366;
S 28 - 24.1
24.3
Сумма
сопротивлений: 11 и 29
S 30
м ∙ ч2 /м6
S 11 -
5.373;
S 29 - 24.2
24.4
1 и 30
S 31
м ∙ ч2 /м6
S 1 + S 30
S 1 -
5.363;
S 30 - 24.3
24.5
8 и 9
S 32
м ∙ ч2 /м6
S 8 -
5.370;
S 9 -
19.16
24.6
7 и 32
S 33
м ∙ ч2 /м6
S 7 + S 32
S 7 - 5.369;
S 32 - 24.5
24.7
12 и 33
S 34
м ∙ ч2 /м6
S 12 -
5.374;
S 33 - 24.6
24.8
10 и 34
S 35
м ∙ ч2 /м6
S 10 + S 34
S 10 - 5.372;
S 34 - 24.7
24.9
31 и 35
S 36
м ∙ ч2 /м6
S 31 - 24.4 ;
S 35 - 24.8
24.10
5 и 6
S 37
м ∙ ч2 /м6
S 5 -
5.367;
S 6 -
5.368
24.11
36 и 37
S 38
м ∙ ч2 /м6
S 36 + S 37
S 36 - 24.9 ;
S 37 - 24.10
24.12
38 и 13
S 39
м ∙ ч2 /м6
S 38 + S 13
S 38 - 24.11 ;
S 13 -
5.375
24.13
15 и 16
S 40
м ∙ ч2 /м6
S 15 -
19.15;
S 16 -
5.378
24.14
40 и 17
S 41
м ∙ ч2 /м6
S 40 + S 17
S 40 - 24.13 ;
S 17 -
5.379
24.15
41 и 25
S 42
м ∙ ч2 /м6
S 41 - 24.14 ;
S 25 -
5.387
24.16
14 и 42
S 43
м ∙ ч2 /м6
S 14 + S 42
S 14 -
5.376;
S 42 - 24.15
24.17
20 и 21
S 44
м ∙ ч2 /м6
S 20 -
5.382;
S 21 -
19.16
24.18
22 и 44
S 45
м ∙ ч2 /м6
S 22 + S 44
S 22 -
5.384;
S 44 - 24.17
24.19
26 и 45
S 46
м ∙ ч2 /м6
S 26 -
5.388;
S 45 - 24.18
24.20
24 и 46
S 47
м ∙ ч2 /м6
S 24 + S 46
S 24 -
5.386;
S 46 - 24.19
24.21
43 и 47
S 48
м ∙ ч2 /м6
S 43 - 24.16 ;
S 47 - 24.20
24.22
18 и 19
S 49
м ∙ ч2 /м6
S 18 -
5.380;
S 19 -
5.381
24.23
48 и 49
S 50
м ∙ ч2 /м6
S 48 + S 49
S 48 - 24.21 ;
S 49 - 24.22
24.24
23 и 50
S 51
м ∙ ч2 /м6
S 23 + S 50
S 23 -
5.385;
S 50 - 24.23
24.25
39 и 51
S 52
м ∙ ч2 /м6
S 39 - 24.12 ;
S 51 - 24.24
24.26
Эквивалентное
сопротивление всей сети
S 53
м ∙ ч2 /м6
S 27 + S 52
S 27 -
5.389;
S 52 - 24.25
Расчет параметров оптимального и фактических режимов
циркуляционной сети.
Задание сравниваемых по экономичности вариантов состава насосов
24.27
Число
рассматриваемых вариантов оптимизации
R
, l - число типов насосов на насосной; - располагаемое число насосов каждого i -го
типа
-
6.46;
l
- 5.295
24.28
Выбор
номера текущего варианта состава при оптимизации
j
1, 2, ..., R
R
- 24.27
24.29
Выбор
количественного состава работающих насосов по каждому варианту расчета
- если
рассчитывается оптимальный режим, где 1 ≤ j
≤ R ; - если
рассчитывается фактический режим
K 71(l ) - 2.71
Расчет параметров режима насосов при параллельной
работе
24.30
Начальное
распределение расходов
м3 /ч
,
i
= 1,
2, ..., l
-
5.359
24.31
Начальное
значение расхода по всей насосной
м3 /ч
- 24.29 ;
- 24.30
24.32
Давление
насосов всех типов на итерации r
м вод. ст.
,
i
=1, 2, ..., l
fi - 11.150;
24.33
Поправки
к расходам насосов
м3 /ч
,
i
=1, 2, ..., l
- 24.32 ;
S 53 - 24.26
Ci - 11.150
24.34
Уточненные
расходы воды по насосам
м3 /ч
,
i
= 1, 2, ..., l
- 24.33
24.35
Суммарный
расход воды по насосной
м3 /ч
- 24.29
- 24.34
24.36
Условие
продолжения расчета режима насосной на итерациях
Если ,
i
= 1, 2, ..., l , то расчет повторяется с п. 32
- 24.33
ε - 5.296
24.37
Проверка
недопустимости режима насосной по предельной подаче насосов
Если ,
i
= 1, 2, ..., l , то расчет повторяется с п. 28 для следующего
варианта состава j
Wi - 24.34 ;
- 5.359
24.38
Суммарная
мощность насосной
кВт
где ηi
= fi (Wi )
- 24.29 ;
Wi - 24.34 ;
Hi - 24.32 ;
fi - 11.151
Расчет расходов воды по участкам расчетной схемы
циркуляционной сети
Расход
воды на:
24.39
эквивалентном
участке 39
W 39
м3 /ч
W Σ - 24.35 ;
S 39 - 24.12 ;
S 51 - 24.24
24.40
эквивалентном
участке 51
W 51
м3 /ч
W Σ - 24.35 ;
S 39 - 24.12 ;
S 51 - 24.24
24.41
участке
18
W 18
м3 /ч
W 51 - 24.40 ;
S 19 -
5.381;
S 18 -
5.380
24.42
эквивалентном
участке 19
W 19
м3 /ч
W 51 - 24.40 ;
S 18 -
5.380;
S 19 -
5.381
24.43
участке
43
W 43
м3 /ч
W 51 - 24.40 ;
S 43 - 24.16 ;
S 47 - 24.20
24.44
эквивалентном
участке 47
W 47
м3 /ч
W 51 - 24.40 ;
S 43 - 24.16 ;
S 47 - 24.20
24.45
участке
26
W 26
м3 /ч
W 47 - 24.44 ;
S 26 -
5.388;
S 45 - 24.18
24.46
эквивалентном
участке 45
W 45
м3 /ч
W 47 - 24.44 ;
S 26 -
5.388;
S 45 - 24.18
24.47
участке
20
W 20
м3 /ч
W 45 - 24.46 ;
S 20 -
5.382;
S 21 -
19.16
24.48
участке
21
W 21
м3 /ч
W 45 - 24.46 ;
S 20 -
5.382;
S 21 -
19.16
24.49
эквивалентном
участке 41
W 41
м3 /ч
W 43 - 24.43 ;
S 25 -
5.387;
S 41 - 24.14
24.50
участке
25
W 25
м3 /ч
W 43 - 24.43 ;
S 25 -
5.387;
S 41 - 24.14
24.51
участке
15
W 15
м3 /ч
W 41 - 24.49 ;
S 15 -
19.16;
S 16 -
5.378
24.52
участке
16
W 16
м3 /ч
W 41 - 24.49 ;
S 15 - 19.16;
S 16 -
5.378
24.53
участке
5
W 5
м3 /ч
W 39 - 24.39 ;
S 6 -
5.368;
S 5 -
5.367
24.54
участке
6
W 6
м3 /ч
W 39 - 24.39 ;
S 5 -
5.367;
S 6 -
5.368
24.55
эквивалентном
участке 31
W 1
м3 /ч
W 39 - 24.39 ;
S 31 - 24.4 ;
S 35 - 24.8
24.56
эквивалентном
участке 35
W 10
м3 /ч
W 39 - 24.39 ;
S 31 - 24.4 ;
S 35 - 24.8
24.57
участке
12
W 12
м3 /ч
W 10 - 24.56 ;
S 12 -
5.374;
S 33 - 24.6
24.58
эквивалентном
участке 33
W 7
м3 /ч
W 10 - 24.56 ;
S 12 -
5.374;
S 33 - 24.6
24.59
участке
8
W 8
м3 /ч
W 7 - 24.58 ;
S 9 -
19.15;
S 8 -
5.370
24.60
эквивалентном
участке
W 9
м3 /ч
W 7 - 24.58 ;
S 8 -
5.370;
S 9 -
19.15
24.61
участке
11
W 11
м3 /ч
W 1 - 24.55 ;
S 11 -
5.373;
S 29 - 24.2
24.62
эквивалентном
участке 4
W 4
м3 /ч
W 1 - 24.55 ;
S 11 -
5.373;
S 29 - 24.2
24.63
участке
2
W 2
м3 /ч
W 4 - 24.62 ;
S 3 -
5.365;
S 2 -
19.15
24.64
участке
3
W 3
м3 /ч
W 4 - 24.62 ;
S 2 -
19.15;
S 3 -
5.365
24.65
Расход
воды через конденсатор № 1
W к1
м3 /ч
W 2 + W 15 + W 3 + W 16
W 2 - 24.63 ;
W 15 - 24.51 ;
W 3 - 24.64 ;
W 16 - 24.52
24.66
Расход
воды через конденсатор № 2
W к2
м3 /ч
W 9 + W 21 + W 8 + W 20
W 9 - 24.60 ;
W 21 - 24.48 ;
W 8 - 24.59 ;
W 20 - 24.47
24.67
Учет
ограничений по расходу воды через конденсаторы
Если
W к i
< W мин , i
= 1, 2, то расчет повторяется с п. 28 для следующего варианта состава j
;
W мин - 5.360
Расчет параметров теплового режима
24.68
Тепловая
нагрузка конденсаторов
Q к i
Гкал/ч
Дк i Δi к i , i = 1, 2, где Δi к i = i к i - is к i
Дк i - 22.29 ;
i к i - 22.139 ;
is к i - 22.111
24.69
Суммарная
тепловая нагрузка конденсаторов
Q к Σ
Гкал/ч
Q к i - 24.68
24.70
Расход
воды через градирни № 1
W г1
м3 /ч
W 5 + W 18
W 5 - 24.53 ;
W 18 - 24.41
24.71
Расход
воды через градирню № 2
W г 2
м3 /ч
W 6 + W 19
W 6 - 24.54 ;
W 19 - 24.42
24.72
Суммарный
расход воды через градирни
W г Σ
м3 /ч
24.73
Ширина
зоны охлаждения градирен
Δt г
°С
, где ΔN мг i = f (Ni )
Q к Σ - 24.69 ;
W гΣ - 24.72 ;
f
- 11.196;
Ni - 22.295
24.74
Плотность
орошения каждой градирни
qi
м3 /ч ∙ м2
, i = 1, 2
;
F г i - 5.361
24.75
Расчетная
температура охлаждения воды градирен без учета поправок
°С
fi (Δt г , qi ), i = 1, 2
fi - 11.152;
Δt г - 24.73 ;
qi - 24.74
24.76
Поправка
к температуре охлаждения воды на температуру и влажность наружного воздуха
°С
f
- 11.153;
t нв - 22.215 ;
φ - 22.335
Поправка
к температуре охлаждения воды:
24.77
на
скорость ветра
°С
f (ω)
f
- 11.154;
ω - 22.336
24.78
на
отклонение фактического состояния градирни от нормативного
°С
f (qi ) , i = 1,
2
f
- 11.200;
qi - 24.74
24.79
Температура
охлажденной воды после градирен с учетом всех поправок
t 0i
°С
, где i = 1, 2
- 24.75 ;
- 24.76 ;
- 24.77 ;
- 24.78
24.80
Температура
воды на входе в конденсаторы
t 18
°С
t 0i
- 24.79 ;
24.81
Нагрев
воды в конденсаторах
Δt к i
°С
, i = 1, 2
Q к i - 24.68 ;
24.82
Скорость
воды в трубках конденсаторов
υi
м/с
, i = 1, 2
;
-
5.223;
n 2 -
5.224
24.83
Коэффициент
теплопередачи конденсаторов
Ki
Гкал/ч ∙ м 2 ∙ °С
Пп. 19.2 - 19.14
Qi - 19.6;
υi - 24.82 ;
ti в - 24.80 ;
d в - 5.222;
Дк i - 22.29 ;
24.84
Температурный
напор конденсаторов
δt к i
°С
Δt к i - 24.81 ;
Ki - 24.83 ;
Fi - 5.226
24.85
Температура
насыщения пара в конденсаторах
t н i
°С
t 1в + Δ t к i + δt к i , i = 1, 2
t 1в - 24.80 ;
Δ t к i - 24.81 ;
δt к i - 24.84
24.86
Давление
пара в конденсаторах
P к i
кгс/см2
f (t н i ), i =
1, 2
f
- 7,5;
t н i - 24.85
24.87
Изменение
мощности турбины при сравнивании текущего варианта [ j ]
и оптимального варианта [ OP ] из предыдущего шага
кВт
, i
= 1, 2
f
- 11.189;
- 24.86 ;
- 24.86 ;
Дк i - 22.29
24.88
Изменение
суммарной мощности турбин при сравнивании двух вариантов состава насосов
кВт
- 24.87
24.89
Изменение
суммарной мощности насосов при сравнивании двух вариантов состава насосов [ j ]
и [ OP ]
кВт
- 24.38 ;
- 24.38
24.90
Изменение
суммарной мощности насосов и турбин при сравнивании вариантов
кВт
- 24.88 ;
- 24.89
24.91
Запоминание
оптимального фактического варианта состава насосов для сравнения на следующем
шаге с другим вариантом [ j ]
1.
Выбор оптимального состава: OP = j , если , в противном случае OP
сохраняет прежнее значение.
2.
Расчет фактического режима: OP = Ф
24.92
Условие
продолжения перебора вариантов состава
Если
рассчитывается оптимальный режим и j < R ,
то расчет повторяется с п. 28 для следующего варианта состава
Расчет перерасхода топлива из-за отклонения режима
насосов от оптимального
24.93
Блок
расчета параметров циркуляционной системы при фактическом составе насосов и
фактическом состоянии градирен
Пп. 24.29 - 24.91 при j = Ф
При
расчете сравниваются оптимальный и фактический режимы
24.94
Нормативная
мощность циркуляционных насосов, отнесенная на каждый турбоагрегат
кВт
, i
= 1, 2
- 24.38 ;
24.95
Модуль
отклонения расхода воды при фактическом режиме насосов от расхода при
оптимальном режиме
ΔW м
м3 /ч
- 24.35 ;
- 24.35
24.96
Отклонение
фактического количества воды от оптимального
Δ R
м3
ΔW м ∙
τ0
ΔW м - 24.95 ;
τ0 - 6.44
24.97
Суммарное
изменение мощности из-за режима циркуляционных насосов и технического
состояния градирен
Δ N цс
кВт
- 24.90 ;
Δ N г - 23.21
Таблица 25
Номер показателя
Наименование показателя
Обозначение
Размерность
Формула вычисления
Контрольное значение
Исходная информация
Накопление
Примечание
1
2
3
4
5
6
7
8
9
25.1
Условие
проведения расчетов
K 55 = 1
1
K 55 - 2.55
25.2
...
25.3
Расчетная
теплопроизводительность котла
Гкал/ч
539,04
G пв - 22.1 ; i пе - 22.90 ; - 22.107 ; Дпп - 22.3 ; - 22.4 ; - 22.92 ; - 22.95 ; G впр - 22.5 ; i впр - 22.110
Дпе
- 22.2 ; i пе - 22.90 ; G пв - 22.1 ; - 22.107 ; Дпп - 22.3 ; - 22.4 ; - 22.92 ; - 22.95 ; G впр - 22.5 ; i впр - 22.110 ; G пр - 22.7
Для
барабанных котлов
25.4
Расчетный
расход тепла на турбину
Гкал/ч
538,518
G пв - 22.1 ; i 0 - 22.91 ; i пв - 22.108 ; Дпп - 22.3 ; - 22.4 ; - 22.93 ; - 22.94 ; G впр - 22.5 ; i впр - 22.110
Дпе
- 22.2 ; i 0 - 22.91 ; G пв - 22.1 ; i пв - 22.108 ; Дпп - 22.3 ; - 22.4 ; - 22.93 ; - 22.94 ; G впр - 22.5 ; i впр - 22.110 ; G пр - 22.7 ; i пр - 22.109 ;
Для
барабанных котлов
25.5
...
25.6
Теплопроизводительность
брутто котла
Гкал
541,479
- 25.3 ; - 25.4 ; - 5.59; τ0 - 6.44; - 22.4 ; - 22.96 ; - 22.95
+
25.7
Теплоемкость
мазута
C тл
Ккал/(кг ∙ °С)
0,415 + 0,0006 t м
0,49
t м - 22.204
-
25.8
Физическое
тепло мазута
Q тл
Гкал
1,09
G м - 22.10 ; C тл - 25.7 ;
t м - 22.204 ;
τ0 - 6.44;
25.9
Тепло,
сообщенное мазуту
Гкал
1,0
G м - 22.10 ; C тл - 25.7 ;
t м - 22.204 ; - 22.216 ;
τ0
- 6.44
+
25.10
Тепло,
сообщенное воздуху в калориферах
Q кф
Гкал
13,336
G кф - 22.9 ; i кф - 22.104 ; i к кф - 22.105 ;
ηкф
- 5.63;
τ0
- 6.44
+
25.11
Расход
мазута на котел в условном топливе
B м
т
24
G м - 22.10 ; - 6.1;
τ0
- 6.44
+
25.12
Расход
газа на котел в условном топливе
B г
т
57,143
G г - 22.11 ; - 6.2;
+
25.13
Суммарный
расход условного топлива на котел
т
82,02
- 25.6 ; - 11.186;
Q кф - 25.10 ; Q тл - 25.8
+
определяется по расчетной зависимости
25.14
Доля
твердого топлива
l т
-
0
- 25.13 ; - 25.11 ; B г - 25.12
-
25.15
Доля
мазута
l м
-
0,2926
- 25.11 ; - 25.13 ;
-
25.16
Доля
газа
l г
1 - l т - l м
0,7074
l т - 25.14 ;
l м - 25.15
-
25.17
Коэффициент
для определения потерь тепла с уходящими газами при сжигании твердого топлива
K т
-
0
a 1 - 5.66;
d 1 - 5.69; - 6.4; - 6.3;
a 1 ; a 2 ; a 3 ; d 1 ; d 2 ; d 3 коэффициенты,
устанавливаемые в зависимости от вида сжигаемого топлива
25.18
Коэффициент
для определения потерь тепла с уходящими газами при сжигании твердого топлива
c т
-
0
a 2 - 5.67;
d 2 - 5.70; - 6.4; - 6.3
25.19
То
же в
вт
-
0
a 3 - 5.68;
d 3 - 5.71; - 6.4; - 6.3
-
25.20
Коэффициент
для определения потерь тепла с уходящими газами при сжигании мазута
K м
-
3,5012
-
6.5; - 6.1
-
25.21
То
же
c м
-
0,4514
-
6.5; - 6.1
-
25.22
Коэффициент
для определения потерь тепла с уходящими газами при сжигании смеси топлива
K
-
K т l т + 3,52 l г + K м l м
3,5145
K т - 25.17 ;
l т - 25.14 ;
l г - 25.16 ;
K м - 25.20 ; l м - 25.15
-
25.23
То
же
c
-
c т l т + 0,63l г + c м l м
0,5777
c т - 25.18 ;
l т - 25.14 ;
l г - 25.16 ;
c м - 25.21 ;
l м - 25.15
25.24
То
же
в
-
вт l т + 0,18 l г + 0,13 l м
0,16537
вт
- 25.19 ;
l т - 25.14 ;
l г - 25.16 ;
l м - 25.15
-
25.25
Поправочный
коэффициент
ρ
-
0,02 l т + 0,1 l г + 0,05 l м
0,08537
l т - 25.14 ;
l г - 25.16 ;
l м - 25.15
-
Коэффициент
избытка воздуха:
25.26
за
котлом
α
-
1,1127
ρ
- 25.25 ;
О2
- 9.6
-
25.27
в
уходящих газах за воздухоподогревателем
αух
-
1,3868
ρ
- 25.25 ; О2ух -
9.7
-
При
наличии измерения О2ух за воздухоподогревателем
1,3868
α
- 25.26 ; - 6.11; - 22.444 ; G пв - 22.1 ;
При
отсутствии измерения О2ух
Присосы
воздуха в тракте:
25.28
котел-дымосос
Δα
-
0,3165
Kα - 6.12; - 22.446 ; G пв - 22.1
-
25.29
котел-воздухоподогреватель
Δα1
-
α ух -
α
0,2741
α ух - 25.27 ; α - 25.26
-
25.30
Коэффициент,
учитывающий физическое тепло топлива и воздуха
KQ
-
0,9755
- 25.13 ; Q кф - 25.10 ; Q тл - 25.8 ;
-
Потери
тепла:
25.31
с
механической неполнотой сгорания
q 4
%
0
αун
- 5.102; Гшл - 6.13; Гун - 6.14; A р - 6.15; KQ - 25.30 ;
l т - 25.14 ; - 6.3
-
25.32
с
уходящими газами
q 2
%
7,61
K - 25.22 ; α ух - 25.27 ; c - 25.23 ;
υух
- 22.209 ; в - 25.24 ;
t хв - 22.205 ; q 4 - 25.31 ; KQ - 25.30
-
25.33
в
окружающую среду
q 5
%
0,23
- 5.105;
KQ
- 25.30 ; - 5.98;
- 25.6
-
25.34
с
физическим теплом шлака
q 6 шл
%
0
A р - 6.15;
αун
- 5.102; [ c шл t шл ] - 5.106;
KQ
- 25.30 ; l т - 25.14 ; - 6.3; Гшл
- 6.13
-
[ c шл t шл ],
ккал/кг – постоянная величина
25.35
на
охлаждение конструкций и узлов котла
q 6 охл
%
0
Q охл - 5.78; - 25.13 ; KQ - 25.30
25.36
с
химической неполнотой сгорания
q 3
%
0
- 9.9; KQ - 25.30
-
25.37
КПД
брутто котла по обратному балансу
%
100 - q 2 - q 3 - q 4 - q 5 - q 6шл - q 6охл
92,16
q 2 - 25.32 ; q 3 - 25.36 ; q 4 - 25.31 ; q 5 - 25.33 ; q 6шл - 25.34 ; q 6охл - 25.35
-
25.38
Расход
условного топлива на котел (по обратному балансу)
B к
т
81,874
- 25.6 ; - 25.37 ; Q кф - 25.10 ; Q тл - 25.8
+
25.39
Располагаемое
тепло топлива
Гкал
B к 7 + Q кф + Q тл
587,544
B к - 25.38 ; Q кф - 25.10 ; Q тл - 25.8
+
Расход
твердого топлива на котел:
25.40
в
условном топливе
B т
т
B к – B м – B г
0
B к - 25.38 ; B м - 25.11 ; B г - 25.12
25.41
в
натуральном топливе
B т(н)
т
0
B т - 25.40 ; - 6.3
+
Потери
тепла:
25.42
связанные
с подогревом воздуха в калориферах
Гкал
0,432
K 26 - 2.26; G кф - 22.9 ; - 22.106 ; is к - 22.139 ; i кф - 22.104 ; i к кф - 22.105 ; ηкф - 5.63; τ0 -
6.44
-
При
охлаждении конденсата калориферов питьевой водой
K 26 - 2.26; G кф - 22.9 ; K кф - 5.76; i к расш - 22.112 ; i к - 22.139 ; i кф - 22.104 ; i к кф - 22.105 ; ηкф - 5.63; τ0 -
6.44
-
При
охлаждении конденсата калориферов в расширителе
25.43
в
мазутном хозяйстве
Гкал
2,916
G м - 22.10 ; q мх - 22.451 ; - 25.9 ; τ0 - 6.44
+
25.44
на
размораживающем устройстве
Гкал
B т(н) q тт τ0
0
B т(н) - 25.41 ; q тт - 22.452 ; τ0 - 6.44
+
25.45
Расход
тепла на СН котельной установки
Гкал
8,065
- 25.43 ; - 25.44 ; - 25.42 ; - 22.453 ; n - 22.454 ; K к - 5.169; d ф - 22.455 ; G м - 22.10 ; i ф - 22.103 ; i исх - 22.116 ; Добд - 22.8 ; i обд - 22.98 ; - 22.33 ; - 22.114 ; K ХОВ -
5.167; τ0 - 6.44; - 9.10;
+
25.46
Внутренняя
мощность ПТН
N птн
кВт
10070,4
K 25 - 2.25; K ПУ - 5.179; ДПТН
- 22.12 ; - 22.101 ; - 22.102
Расход
электроэнергии:
25.47
на
тягу и дутье
этд
кВт ∙ ч
3404
N дв - 22.298 ; N д - 22.297 ; N др - 22.299 ; N вгд - 22.301 ; τ0 - 6.44
+
25.48
питание
котельной установки водой
энпв
кВт ∙ ч
( N ПЭН + N БН + N ПТН )τ0
10780,4
N ПЭН - 22.300 ; N БН - 22.302 ; N ПТН - 25.46 ; τ0 - 6.44
+
25.49
на
пылеприготовление
эпл
кВт ∙ ч
( N м + N мв )τ0
0
N м - 22.303 ; N мв - 22.301 ; τ0 - 6.44
+
25.50
общестанционных
СН, относимый к данному энергоблоку
кВт ∙ ч
841,6
- 22.33 ; - 22.458 ; G м - 22.10 ; эмх - 22.459 ; B т(н) - 25.41 ; этт - 22.460 ; τ0 - 6.44
+
25.51
на
СН котельной установки
кВт ∙ ч
5393,1
этд
- 25.47 ; эпп - 25.49 ; N ПЭН - 22.300 ; N БН - 22.302 ; N НРС - 22.305 ; τ0 - 6.44; - 25.50 ; - 22.461 ; h - 5.180
+
25.52
на
СН турбоагрегата
кВт ∙ ч
3672,5
N кн - 22.307 ; W
- 22.30 ; эцн
- 22.462 ; τ0
- 6.44; - 22.461 ; h - 5.180
+
25.53
Расход
тепла на СH турбоагрегата
Гкал
2,614
- 22.453 ; n
- 22.454 ; K т -
5.178; - 22.457 ; τ0 - 6.44
+
25.54
Тепловая
нагрузка теплофикационных отборов
Q т
Гкал/ч
; при K 60 = 1 показатели в пп. 25.54 ÷ 25.61 , 25.67 , 25.71 ÷ 25.75 , 25.78 , 25.83 , 25.127 , 25.128 принять равным нулю
164,3
G св - 22.15 ; - 22.118 ; - 22.121 ; η БУ -
5.172; τ0 - 6.44
+
25.55
Тепловая
нагрузка встроенного пучка конденсатора
Q ВПК
Гкал
0
G ВПК - 22.16 ; - 22.226 ; - 22.225 ; τ0
- 6.44
+
25.56
Тепло,
полученное сетевой водой за счет нагрева ее в сетевых насосах
Q сет.н
Гкал
1,79
N сет - 22.306 ;
ηэмн - 5.193; τ0 - 6.44
+
Потери
тепла:
25.57
с
охлаждением конденсата ПСГ в ОК-2 циркуляционной водой
Гкал
1,444
K 44 - 2.44; - 22.27 ; - 22.123 ; - 22.188 ; τ0
- 6.44
+
25.58
бойлерной
установкой
Гкал
Q т (100 - η БУ )10-2
0,821
Q т - 25.54 ; η БУ - 5.172;
+
25.59
связанные
с подготовкой подпиточной воды теплосети для данного энергоблока
Гкал
0,2
K ХУВ - 5.175; - 22.17 ; i ХУВ - 22.113 ; i исх - 22.116 ; τ0 - 6.44
Для
схемы приготовления подпиточной воды на ВПУ. При использовании для подпитки
питьевой воды
25.60
Полезный
отпуск тепла энергоблоком
Q отп
Гкал
211,89
Q т - 25.54 ;
ηБУ - 5.172; Q ВПК - 25.55 ; Q сет.н - 25.56 ; - 9.52; l ПВК - 9.51; - 22.453 ; τ0 - 6.44; K к - 5.169; K т - 5.178; n
- 22.454
+
25.61
Потери
тепла с отпуском внешним потребителям
Гкал
, где
2,465
- 25.57 ; - 25.58 ; - 25.59 - 22.20 ; - 22.189 ; t кпс1 - 22.243
+
25.62
Переток
тепла на энергоблок
Q перет
Гкал
23,74
G м - 22.10 ; q мх - 22.451 ; B т(н) - 25.41 ; q тт - 22.452 ; - 22.33 ; - 22.114 ; i исх - 22.116 ; K ХОВ -
5.167; d ф - 22.455 ; G м - 22.10 ; K 29 -
2.29; Добд - 22.8 ; K 27 - 2.27; G кф - 22.9 ; K 31 -
2.31; Дд - 22.14 ; K 47 - 2.47; Дупл
- 22.34 ; K 48 - 2.48; Дэж
- 22.36 ; Друск - 22.13 ; i руск - 22.97 ; - 22.37 ; i кмх - 22.127 ; - 22.38 ; i крм - 22.128 ; τ0 - 6.44
+
25.63
Расход
тепла на производство электроэнергии, включая расход на ПТН
Гкал
371,97
- 25.6 ; Q перет - 25.62 ; - 25.45 ; Q кф - 25.10 ; - 25.9 ; - 25.53 ; Q т - 25.54 ; - 25.61 ; - 5.59;
τ0 - 6.44; Q ВПК - 25.55
+
25.64
Удельный
расход тепла брутто на турбоагрегат
q т
ккал/(кВт ∙ ч)
1472,3
- 25.63 ; N т - 9.12; N ПТН - 25.46 ; τ0 - 6.44
-
25.65
Условный
расход тепла на ПТН
Q ПТН
Гкал
q т N ПТН τ0 10-6
14,83
q т - 25.64 ; N ПТН - 25.46 ; τ0 - 6.44
+
25.66
Расход
тепла на производство электроэнергии
Q э
Гкал
357,14
- 25.63 ; Q ПТН - 25.65
+
25.67
Выработка
электроэнергии по теплофикационному циклу
этф
кВт ∙ ч
104826,2
Друск
- 22.13 ; i исх - 2.116; i руск - 22.97 ; τ0 - 6.44; ηэм -
5.181; K 58 -
2.58; G св - 22.15 ; - 22.120 ; - 22.121 ; э2 - 22.326 ; K 59 -
2.59; - 22.118 ; э3
- 22.327 ; Q кф - 25.10 ; э5 - 22.329 ; э7 - 22.331 ; N ПТН - 25.46 ; N т -
9.12;
+
25.68
Доля
электрических собственных нужд котельной установки, относимая на производство
электроэнергии
K э
0,682
Q э - 25.66 ; - 25.53 ; Q от - 25.60 ; - 25.61 ; - 9.52; l ПВК - 9.51; τ0 - 6.44; Q сет.н - 25.56
-
25.69
Вакуум
в конденсаторе турбины
V
%
90,17
P к - 22.270
-
Температурный
напор:
25.70
в
конденсаторе
δ t к
°С
ts к – t 2в
20,3
- 22.201 ; t 2 в - 22.202 ;
-
25.71
в
ПСВ № 1
δ t пс1
°С
3,8
tS 2 - 22.242 ; - 22.198
-
25.72
в
ПСВ № 2
δ t пс2
°С
0,5
ts пс 2 - 22.199 ; - 22.200
-
Тепловая
нагрузка:
25.73
ПСВ
№ 1
Q пс1
Гкал
при K 60 = 1
Q пс1 = 0
85,27
G св - 22.15 ; - 22.120 ; - 22.121 ;
τ0 - 6.44;
η бу - 5.172; K 60 - 2.60
+
25.74
ПСВ
№ 2
Q пс 2
Гкал
при K 60 = 1 или K 59 = 1 Q пс2 = 0
79,03
G св - 22.15 ; - 22.118 ; - 22.120 ; τ0 - 6.44; η бу - 5.172; K 60 - 2.60; K 59 - 2.59
+
Расход
электроэнергии на:
25.75
теплофикационную
установку данного энергоблока
кВт ∙ ч
3530
N сет - 22.306 ; N КНБ - 22.308 ; - 22.17 ; эподп - 22.463 ; - 22.309 ; l ПВК -
9.51; τ0 - 6.44
+
25.76
СH
котельной установки, относимый на производство электроэнергии
кВт ∙ ч
3678,1
K э - 25.68 ; - 25.51
+
25.77
СH
энергоблока, относимый на производство электроэнергии
кВт ∙ ч
7350,6
- 25.76 ; - 25.52
+
25.78
СН
энергоблока, связанный с отпуском тепловой энергии
кВт ∙ ч
5245
- 25.51 ; K э - 25.68 ; - 25.75
+
25.79
Расход
условного топлива эквивалентный перетоку тепла
B перет
т
3,81
Q перет - 25.62 ;
ηперет - 6.22
+
25.80
Выработка
электроэнергии энергоблоком
эбл
кВт ∙ ч
N т τ0
242580
N т - 22.295 ;
τ0 - 6.44
+
25.81
Отпуск
электроэнергии энергоблоком
кВт ∙ ч
229984,4
эбл
- 25.80 ; - 25.77 ; - 25.78
+
Расход
условного топлива на отпуск:
25.82
электроэнергии
B э
т
57,13
B к - 25.38 ; B перет - 25.79 ; K э - 25.68 ; - 25.81 ; - 25.78
+
25.83
тепловой
энергии
B тэ
т
36,24
B к - 25.38 ; B перет - 25.79 ; B э - 25.82 ; - 9.53; l ПВК - 9.51
+
25.84
Добавок
химически обессоленной воды в конденсатор
G ХОВ
т
30
- 22.33 ; τ0 - 6.44
+
25.85
Потери
давления в тракте промперегрева
Δ P пп
%
18
- 22.267 ; - 22.268
-
25.86
Коэффициент
мощности
cos φ
0,8
N т - 22.295 ; - 22.29
-
25.87
Выработка
электроэнергии по конденсационному циклу
эк
кВт ∙ ч
эбл - этф
137753,8
эбл
- 25.80 ; этф - 25.67
+
Расход:
25.88
газа
на котел
G г
тыс. м3
G г τ0
50
G г - 22.11 ;
τ0 - 6.44
+
25.89
мазута
на котел в натуральном топливе
G м
т
G м τ0
17,8
G м - 22.10 ;
τ0 - 6.44
+
25.90
условного
топлива на энергоблок (без ПВК) с учетом перетока тепла
т
B к + B перет
85,68
B к - 25.38 ; B перет - 25.79
+
25.91
Паропроизводительность
B м - 25.11 ; B г - 25.12 ; Q кф - 25.10 ; Q тл котла
Дпе
т
G пв τ0
851
G пв - 22.1 ;
τ0 - 6.44
+
25.92
Расход
пара в тракте холодного промперегрева
Дпп
т
Дпп τ0
676,6
Дпп
- 22.3 ; τ0 - 6.44
+
25.93
Располагаемое
тепло топлива (по измерениям газа и мазута)
Гкал
( B м + B г )7 + Q кф + Q тл
582,43
B м - 25.11 ; B г - 25.12 ; Q кф - 25.10 ; Q тл - 25.8
+
25.94
Расход
электроэнергии на питание котла водой
кВт ∙ ч
( N ПЭН + N БН )τ0
710
N ПЭН - 22.300 ; N БН - 22.302 ; τ0 - 6.44
+
25.95
Расход
электроэнергии на конденсатные насосы
экн
кВт ∙ ч
N кн τ0
900
N кн - 22.307 ;
τ0 - 6.44
+
25.96
Потери
тепла с непрерывной продувкой
т
0
K пр - 5.117; G пр - 22.7 ; - 5.118; τ0
- 6.44
+
25.97
Отпуск
тепла от РУ 40/13
Q руск
Гкал/ч
Друск ( i руск - i исх )10-3
0
Друск
- 22.13 ; i руск - 22.97 ; i исх - 22.116
-
25.98
Расход
тепла на отопление, относимый к данному энергоблоку
Гкал
6,04
-
9.32; n - 22.454
+
25.100
Расчетный
комплекс
F 100
кгс ∙ т
см2
p пе Дк
189347,5
р пе - 22.265 ; Дк
- 25.91
+
25.101
То же
F 101
°С ∙ т
t пе Дк
464220,5
t пе - 22.190 ; Дк
- 25.91
+
25.102
-»
F 102
°С ∙ т
467284,1
- 22.192 ; Дк - 25.91
+
25.103
-»
F 103
°С ∙ т
224493,8
- 22.195 ; Дк - 25.91
+
25.104
-»
F 104
°С ∙ т
t хв B к
818,74
t хв - 22.205 ; B к - 25.38
+
25.105
-»
F 105
°С ∙ т
5731,18
- 22.207 ; B к - 25.38
+
25.106
-»
F 10 6
°С ∙ т
1637,48
- 22.206 ; B к - 25.38
+
25.107
-»
F 10 7
°С ∙ т
4093,7
- 25.105 ; - 25.106
+
25.108
-»
F 10 8
°С ∙ т
t гв B к
28819,65
t гв - 22.208 ; B к - 25.38
+
25.109
-»
F 10 9
°С ∙ т
υух B к
12444,85
υух
- 22.209 ; B к - 25.38
+
25.110
-»
F 1 10
т
α B к
91,101
α
- 25.26 ; B к - 25.38
+
25.111
-»
F 1 11
т
αух B к
113,54
αух
- 25.27 ; B к - 25.38
+
25.112
-»
F 1 12
т
Δα1 B к
22,44
Δα1
- 25.29 ; B к - 25.38
+
25.113
-»
F 1 13
т
Δα B к
25,91
Δα
- 25.28 ; B к - 25.38
+
25.114
Расчетный
комплекс
F 1 14
% ∙ Гкал
4471,21
q 2 - 25.32 ; - 25.39
+
25.115
To же
F 1 15
% ∙ Гкал
0
q 3 - 25.36 ; - 25.39
+
25.116
-»
F 1 16
% ∙ Гкал
0
q 4 - 25.31 ; - 25.39
+
25.117
-»
F 1 17
% ∙ Гкал
135,135
q 5 - 25.33 ; - 25.39
+
25.118
-»
F 1 18
% ∙ Гкал
0
q 6 шл - 25.34 ; - 25.39
+
25.119
-»
F 1 19
% ∙ Гкал
0
q 6 охл - 25.35 ; - 25.39
+
25.120
-»
F 1 20
кВт ∙ ч
( N т + N ПТН )τ0
252650,4
N т - 22.295 ; N ПТН - 25.46 ; τ0 - 6.44
+
25.121
-»
F 1 21
т ∙ кгс
см2
р о Дпе
207644
р о - 22.266 ; Дпе
- 25.91
+
25.122
-»
F 1 22
°С ∙ т
t о Дпе
462944
t о - 22.191 ; Дпе - 25.91
+
25.123
-»
F 1 23
кгс ∙ т
см2
р т Дпп
848,46
р т - 22.269 ; Дпп
- 25.92
+
25.124
-»
F 1 24
°С ∙ т
213399,6
- 22.194 ; Дпп - 25.92
+
25.125
-»
F 1 25
°С ∙ т
370776,8
- 22.193 ; Дпп - 25.92
+
25.126
-»
F 1 26
°С ∙ т
t пв Дпе
224493,8
t пв - 22.196 ; Дпе
- 25.91
+
25.127
-»
F 1 27
°С ∙ Гкал
δ t пс2 Q пс2
39,51
δ t пс2 - 25.72 ; Q пс2 - 25.74
+
25.128
-»
F 1 28
°С ∙ Гкал
δ t пс1 Q пс1
324,03
δ t пс1 - 25.71 ; Q пс1 - 25.73
+
25.129
-»
F 1 29
°С ∙ Гкал
δ t к Дк τ0
5314,54
δ t к - 25.70 ; Дк - 22.29 ; τ0 - 6.44
+
25.130
F 1 30
кгс ∙ т
см2
p к Дк τ0
25,735
p к - 22.270 ; Дк
- 22.29 ; τ0 -
6.44
+
25.131
-»
F 1 31
°С ∙ ч
t 1в τ0
18,3
t 1в - 22.203 ;
τ0 - 6.44
+
25.132
-»
F 1 32
°С ∙ Гкал
t 2 в Дк
6492,64
t 2 в - 22.202 ; Дк
- 22.29
+
25.133
-»
F 1 33
кВт ∙ ч
эцн Wτ 0
1960
эцн
- 22.462 ; W
- 22.30 ; τ0 -
6.44
+
25.134
Расчетный
комплекс
F 1 34
ч
cos φτ 0
0,8
cos φ - 25.86 ; τ0 - 6.44
+
25.135
То же
F 1 35
°С ∙ т
165604,6
- 4.178; Дпе - 25.91
+
25.136
-»
F 1 36
т
0
- 25.13 ; B м - 25.11 ; B г - 25.12
+
Таблица 26
Номер показателя
Наименование показателя
Обозначение
Размерность
Формула вычисления
Значение в контрольном примере
Исходная информация
Накопление
Примечание
1
2
3
4
5
6
7
8
9
Турбоагрегат
26.1
Признак
работы энергоблока в конденсационном режиме
R к
R к = 1 при K 60 = 1; R к = 0 при K 60 = 0
K 60 - 2.60
-
Признаки
переключений технологической схемы энергоблока: K 57 , K 58 , K 59 , K 60 и K 64 накапливаются и
усредняются в соответствии с примечанием к табл. 2
26.2
Признак
работы энергоблока с одноступенчатым подогревом сетевой воды. Тепловой график
-
при K 59 и K 57 = 1; при K 57 = 0
K 57 - 2.57; K 59 - 2.59
26.3
Признак
работы энергоблока с одноступенчатым подогревом сетевой воды. Электрический
график
-
при K 59 = 1 и K 57 = 0; при K 57 = 1
K 57 - 2.57; K 59 - 2.59
-
26.4
Признак
работы энергоблока с двухступенчатым подогревом сетевой воды. Тепловой график
-
при:
а)
K 58 = 1 и
K 57 = 1;
б) K 59 = 1, K 57 = 1 и ; при K 57 = 0
K 5 8 - 2.58; K 57 - 2.57; K 59 - 2.59;
- 22.418
-
При
K 63 = 1
(положение регулирующей диафрагмы ЦНД на верхнем упоре) признаки и формируются только по
условию, указанному в п. а
26.5
Признак
работы энергоблока с двухступенчатым подогревом сетевой воды. Электрический
график
-
при
а)
K 58 = 1 и
K 57 = 0;
б) K 59 = 1, K 57 = 0 и ; при K 57 = 1
K 5 7 - 2.57; K 5 8 -
2.58; K 5 9 -
2.59; - 22.418
-
26.6
Признак
работы энергоблока с трехступенчатым подогревом сетевой воды
-
при K 64 = 1;
при K 64 = 0
K 64 - 2.64
-
26.7
Расход
пара на турбину (конденсационный режим)
т/ч
f (N т )R к
f - 11.18;
N т - 22.295 ; R к - 26.1
-
26.8
Расход
тепла на турбину (конденсационный режим, без поправок на внешние условия)
Гкал/ч
f (N т )R к
f - 11.34; N т - 22.295 ; R к - 26.1
-
26.9
Расход
пара в ЦНД (конденсационный режим)
т/ч
f - 11.35;
- 26.7 ; R к - 26.1
-
26.10
Мощность,
развиваемая турбиной при работе по тепловому графику с одноступенчатым
подогревом сетевой воды (без поправок на внешние условия)
кВт
f - 11.37;
Q т - 25.54 ; - 22.282 ; - 26.2 ; - 26.3 ; τ0 - 6.44
-
26.11
Расход
пара на турбину при работе по тепловому графику с одноступенчатым подогревом
сетевой воды
т/ч
f - 11.36;
- 26.10 ; - 22.282 ; - 26.2
-
26.12
Относительный
прирост расхода тепла при работе по тепловому графику с одноступенчатым
подогревом сетевой воды
Гкал/МВт ∙ ч
f - 11.16;
- 22.282 ; - 26.2 ; - 26.3
-
26.13
Относительный
прирост расхода тепла при работе по электрическому графику с одноступенчатым подогревом
сетевой воды
Гкал/МВт ∙ ч
f - 11.17;
- 22.282 ; - 26.3
-
26.14
Расход
пара на турбину при работе по электрическому графику с одноступенчатым
подогревом сетевой воды
т/ч
; ; ; ; ;
f 1 - 11.38; f 2 - 11.39; f 3 - 11.37; f 4 - 11.36; N т - 22.295 ; - 22.282 ; Q т - 25.54 ; - 26.3
-
26.15
Условный
расход тепла на холостой ход при работе по электрическому или тепловому
графику с одноступенчатым подогревом сетевой воды
Гкал/ч
f - 11.32;
- 22.282 ; - 26.3 ; - 26.2
-
26.16
Мощность,
развиваемая турбиной при работе по тепловому графику с двухступенчатым
подогревом сетевой воды (без поправок на внешние условия)
кВт
f - 11.42; - 26.5 ; Q т - 25.54 ;
- 22.290 ; - 26.4
-
26.17
Расход
пара на турбину при работе по тепловому графику с двухступенчатым подогревом
сетевой воды
т/ч
при Д0
< 750 т/ч; при Д0 ≥ 750 т/ч
f 1 - 11.40; f 2 - 11.41; - 26.16 ; - 22.290 ; - 26.4
-
26.18
Относительный
прирост расхода тепла при работе по тепловому графику с двухступенчатым
подогревом сетевой воды
Гкал/МВт ∙ ч
f - 11.16; - 22.290 ; - 26.4 ; - 26.5
-
26.19
Относительный
прирост расхода тепла при работе по электрическому графику с двухступенчатым
подогревом сетевой воды
Гкал
МВт ∙ ч
f - 11.17; - 22.290 ;
- 26.5
-
26.20
Расход
пара на турбину при работе по электрическому графику с двухступенчатым
подогревом сетевой воды
т/ч
; ; ; ;
при определяется: ,
где S 2 = [ N т – 0,6667( Q т - 150)]10-2
f 1 - 11.46; S 2 -
11.45; f 3 - 11.43; f 4 - 11.44; f 5 - 11.40; - 22.290 ; Q т - 25.54 ; N т - 22.295
-
26.21
Условный
расход тепла на холостой ход при работе по электрическому и тепловому графику
нагрузки с двухступенчатым подогревом сетевой воды
Гкал/ч
f -
11.132; - 26.4 ; - 26.5 ; - 22.290
26.22
Мощность,
развиваемая турбиной при работе по тепловому графику с трехступенчатым
подогревом сетевой воды (без поправок на внешние условия)
кВт
f - 11.47; Q т - 25.54 ; - 22.290 ; - 26.6
-
26.23
Расход
пара на турбину при работе с трехступенчатым подогревом сетевой воды
т/ч
f - 11.49; Q т - 25.54 ; - 22.290 ; - 26.6
-
26.24
Расход
тепла на выработку электроэнергии при работе по тепловому графику с одно- или
двухступенчатым подогревом сетевой воды (без поправок на внешние условия)
Гкал/ч
При
: - 26.15 ; - 26.12 ; - 26.10
При
: - 26.21 ; - 26.18 ; - 26.16 ; - 26.2 ; - 26.4
-
26.25
Расход
тепла на выработку электроэнергии при работе по электрическому графику с
одно- или двухступенчатым подогревом сетевой воды (без учета ПТН и поправок
на внешние условия)
Гкал/ч
При
: - 26.15 ; - 26.12 ; - 26.10 ; N т - 22.295 ; - 26.13
При
: - 26.21 ; - 26.18 ; - 26.16 ; - 26.3 ; - 26.5
-
26.26
Поправка
к мощности турбины на отклонение потерь давления в тракте промперегрева от
расчетного значения
МВт
- 22.464 ; - 5.80; - 5.81; R к - 26.1 ;
- 26.3 ;
- 26.2 ;
- 26.5 ;
- 26.4 ;
- 26.6
-
26.27
Поправка
к мощности турбины на отклонение нагрева сетевой воды в ПСВ
Δ N Δτ
МВт
f - 11.59;
- 22.200 ; - 22.219 ; Δt пс -
5.196; Q т - 25.54 ; - 22.290 ; - 26.5 ; - 26.4 ; - 26.6
-
26.28
Поправка
к мощности турбины на подачу пара от РУ 40/13 в коллектор СН
МВт
- 22.433 ; - 22.13 ; - 26.6 ; R к - 26.1 ;
- 26.5 ;
- 26.3 ;
- 26.4
-
26.29
Поправка
к мощности турбины на подачу пара на концевые уплотнения из деаэратора
МВт
- 22.318 ; - 5.194;
- 26.1 ;
- 26.3 ;
- 26.5 ;
- 26.4 ;
- 26.2 ;
- 26.6
-
26.30
Поправка
к мощности турбины на отключение ЦНД
МВт
f -
11.166; - 22.290 ; Q т - 25.54 ; - 26.2 ; - 26.4
-
26.31
Поправка
к мощности турбины на подачу пара на эжекторы из деаэратора
МВт
при
;
при ;
при ;
- 22.316 ; - 5.268; - 22.406 ; - 22.408 ; - 22.410 ; - 26.1 ; - 26.2 ; - 26.3 ; - 26.4 ; - 26.5 ; - 26.6
-
26.32
Отпуск
тепла из j -го отбора турбины (выхлопа ПТН) на калориферы
Гкал/ч
Q кф - 25.10 ; - 25.42 ; τ0
- 6.44; - 5.82; - 22.206 ; - 22.207 ; K 26 - 2.26; - 26.1 ; - 26.2 ; - 26.3 ; - 26.4 ; - 26.5 ; - 26.6
-
26.33
Расход
пара на калориферы из j -го отбора турбин
т/ч
- 26.32 ;
Δ i кф -
5.83; - 26.1 ;
- 26.2 ; - 26.3 ;
- 26.4 ;
- 26.5 ;
- 26.6
-
26.34
Поправка
к мощности турбины на отпуск тепла на калориферы из j -го
отбора (выхлопа ПТН)
МВт
- 22.315 ;
- 26.33 ;
- 26.1 ;
- 26.2 ;
- 26.3 ;
- 26.4 ;
- 26.5 ;
- 26.6
-
26.35
Изменение
мощности турбины при переходе на работу со скользящим давлением свежего пара
ΔN ск
МВт
f - 11.33;
- 26.7 при ; - 26.11 при ; - 26.17 при ; - 26.20 при ; - 26.23 при ; - 22.420 ; - 26.1 ; - 26.2 ; - 26.3 ; - 26.4 ; - 26.5 ; - 26.6
-
26.36
Расход
пара через 26-ю ступень
Д26
т/ч
f -
11.133; - 22.290 ; - 26.11 при ; - 26.14 при ; - 26.17 при ; - 26.20 при ; - 26.2 ; - 26.3 ; - 26.4 ; - 26.5
-
26.37
Доля
поправки к мощности, относимой к теплофикационному потоку
d т
Q т - 25.54 ; Д26
- 26.36 ; - 26.2 ;
- 26.3 ;
- 26.4 ;
- 26.5
-
26.38
Расход
пара в ЦНД
т/ч
Д26 (1 - d т )
Д26
- 26.36 ; d т - 26.37
-
26.39
Давление
пара в конденсаторе при расчетном расходе охлаждающей воды
кгс/см2
f - 11.50;
- 22.203 ; - 26.38 при или , или , или ; - 26.9 при R к = 1
-
26.40
Поправка
к давлению отработавшего пара на отклонение оптимального расхода охлаждающей
воды от расчетного
кгс/см2
- 5.84; - 26.38 при , или , или , или ; - 26.9 при R к = 1; W опт - 24.65 ; W расч - 5.86
-
26.41
Давление
пара в конденсаторе при оптимальном расходе охлаждающей воды
кгс/см2
- 26.39 ; - 26.40
-
26.42
Давление
отработавшего пара в конденсаторе при расчетном расходе и расчетной
температуре охлаждающей воды
кгс/см2
f - 11.50;
- 5.85; - 26.9 при R к = 1; - 26.38 при , или , или , или ; R к - 26.1 ; - 26.2 ; - 26.3 ; - 26.4 ; - 26.5
Рассчитывается
при построении диаграммы режимов при и W = const
26.43
Изменение
мощности турбины при отклонении давления отработавшего пара от расчетного
Δ N рк
МВт
f -
11.189; - 26.41 ; - 26.42 ; - 26.9 при R к = 1; - 26.38 при , или , или , или ; R к - 26.1 ; - 26.2 ; - 26.3 ; - 26.4 ; - 26.5
26.44
Расход
питательной воды, идущей на впрыск в промежуточный пароперегреватель
т/ч
f - 11.51;
- 26.7 при R к = 1; - 26.11 при ; - 26.14 при ; - 26.17 при ; - 26.20 при ; - 26.23 при ; R к - 26.1 ; - 26.2 ; - 26.3 ; - 26.4 ; - 26.5 ; - 26.6
-
26.45
Изменение
мощности турбины из-за впрыска питательной воды в промежуточный
пароперегреватель
Δ N впр
МВт
- 22.465 ; - 26.44
-
26.46
Изменение
мощности турбины при отклонении cosf от номинального
ΔNcosf
МВт
f - 11.53;
N т - 22.295 при , или , или R к = 1; N т - 26.10 при ; N т - 26.16 при ; N т - 26.22 при ; R к - 26.1 ;
- 26.2 ;
- 26.3 ;
- 26.4 ;
- 26.5 ;
- 26.6
-
26.47
Поправка
к мощности турбины на отклонение нормативного расхода конденсата ПСВ,
поступающего на обессоливание, от расчетного значения
Δ N пс
МВт
- 22.349 ; - 22.350 ; - 22.22 ; - 22.21 ; - 22.26 ; - 22.25 ; - 26.2 ; - 26.4 ; - 26.5 ; - 26.3 ; - 26.6
-
26.48
Поправка
к расходу тепла на турбину на охлаждение основного конденсата перед БОУ
циркуляционной водой
Гкал/ч
При
При
- 22.189 ; - 22.188 ; K 44 -
2.44; - 22.22 ; - 22.21 ; - 22.28 ; - 22.23 ; - 22.188 ; - 22.354 ; - 22.26 ; - 22.25 ; - 22.18 ; - 22.189 ; - 22.22 ; - 26.2 ; - 26.4 ; - 26.5 ; - 26.3 ; - 26.6 ; K 44 - 2.44
-
26.49
Поправка
к расходу тепла на турбину на охлаждение встроенного пучка подпиточной водой
теплосети
Гкал/ч
G ВПК - 22.16 ; - 22.226 ; - 22.225 ; K 45 -
2.45; - 26.6
-
Для
открытых систем водоразбора
26.50
Электромеханический
КПД турбоагрегата
%
f -
11.155; N т - 22.295 при R к = 1, или , или ; N т - 26.10 при ; N т - 26.16 при ; N т - 26.22 при ; R к - 26.1 ; - 26.2 ; - 26.3 ; - 26.4 ; - 26.5 ; - 24.6
-
26.51
Изменение
расхода тепла, отводимого из конденсатора, из-за подачи пара на основные
эжекторы
Δ Q кэж
Гкал/ч
При
При
При
- 22.346 ; - 5.268; - 22.406 ; - 22.408 ; - 22.410 ; R к - 26.1 ; - 26.2 ; - 26.3 ; - 26.4 ; - 26.5 ; - 26.6
-
26.52
Изменение
расхода тепла в конденсатор при отклонении исходно нормативной плотности
диафрагмы от нормативной
Гкал/ч
- 5.210; - 5.420; - 22.282 ; Δ i к - 5.203; - 26.2 ; - 26.4 ; - 26.6
-
26.53
Изменение
мощности турбоагрегата при отклонении исходно нормативной плотности диафрагмы
от нормативной
Δ N дф
МВт
Эк
- 22.334 ; - 26.52
-
26.54
Изменение
расхода тепла, отводимого из конденсатора, из-за подачи пара на концевые
уплотнения турбины из деаэратора
Гкал/ч
- 22.348 ; - 5.194
-
26.55
Изменение
расхода тепла, отводимого из конденсатора, из-за подачи пара на калориферы
котла из j -го отбора турбины (выхлопа ПТН)
Гкал/ч
- 22.345 ; - 26.33
-
26.56
Мощность
турбины при работе по тепловому графику (с поправками на внешние условия)
кВт
- 26.10 при или ; - 26.16 при или ; - 26.22 при ; - 26.26 ; ΔN Δτ - 26.27 ; - 26.28 ; Δ N дск - 22.466 ; - 26.29 ; - 26.30 ; - 26.31 ; - 26.34 ; Δ N ск - 26.35 ;
Δ N пс - 26.47 ; Δ N впр - 26.45 ;
Δ N дф - 26.53 ; Δ Ncosf - 26.46 ; Δ N рк - 26.43
-
26.57
...
26.58
Внутренняя
мощность питательного турбонасоса
Ni ПТН
кВт
f - 11.30;
- 26.7 при R к = 1; - 26.11 при ; - 26.14 при ; - 26.17 при ; - 26.20 при ; - 26.23 при
-
26.59
Удельный
расход тепла брутто на турбину (без поправок на внешние условия)
ккал/кВт ∙ ч
- 26.24 при или ; - 26.25 при или ; N т - 22.295 при или ; N т - 26.10 при ; N т - 26.16 при ; - 26.2 ;
- 26.4 ;
- 26.3 ;
- 26.5
-
26.60
Условный
расход тепла на ПТН (без поправок на внешние условия)
Гкал/ч
- 26.59 ; - 26.58
-
26.61
Расход
тепла на турбину с учетом ПТН (без поправок на внешние условия)
Гкал/ч
- 26.24 при или ; - 26.25 при или ; - 26.60 ; - 26.3 ; - 26.5 ; - 26.2 ; - 26.4
-
26.62
Расход
тепла на турбину с учетом ПТН, приведенный к фактическим внешним условиям
Гкал/ч
а) Трехступенчатый подогрев сетевой воды
б)
Одно- или двухступенчатый подогрев сетевой воды
Тепловой график
Электрический график
в) Конденсационный режим
- 26.56 ; - 26.58 ; - 26.50 ; Δ Q т - 5.87; - 26.6 ; - 26.61 ; - 26.32 ; - 25.97 ; - 26.48 ; - 26.49 ; Δ Q к кф - 26.55 ; - 26.54 ; - 26.52 ; - 22.324 ; Δ Q к эж - 26.51 ; - 26.56 ; - 26.10 ; 26.16 ; - 26.18 при ; - 26.12 при ; - 26.2 ; - 26.4 ; - 26.26 ; - 26.28 ; ΔN Δτ - 26.27 ; ΔN пс - 26.47 ; - 26.34 ; Δ N в пр - 26.45 ;
Δ N дск - 22.466 ; - 26.29 ; - 26.31 ; Δ N ск - 26.35 ; - 26.50 ; Δ N рк - 26.43 ; - 26.13 при ; - 26.19 при ; - 26.18 при ; - 26.12 при ; - 26.3 ; R к - 26.1 ; - 26.5 ; Δ q кн - 5.217
-
26.63
Удельный
расход тепла брутто на турбину (с учетом поправок на внешние условия)
ккал/кВт ∙ ч
- 26.62 ; N т - 22.295 при R к = 1, или ; N т - 26.56 при , или , или
-
26.64
Условный
расход тепла на ПТН (с учетом поправок на внешние условия)
Гкал/ч
- 26.63 ; - 26.58
-
26.65
Расход
тепла на выработку электроэнергии
Гкал/ч
- 26.62 ; - 26.64
-
26.66
Расход
тепла на выработку электроэнергии за первичный интервал обработки
Гкал
- 26.65 ; τ0 - 6.44
+
26.67
Суммарная
мощность турбины
NΣ
кВт
N т - 22.295 при
R к = 1,
или , или ; N т - 26.56 при , или , или ; - 26.58
-
26.68
Расход
тепла на турбину (включая ПТН) за первичный интервал
Гкал
- 26.62 ;
τ0 - 6.44
+
26.69
Суммарная
выработка энергии турбиной и ПТН за первичный интервал
ЭΣ
кВт ∙ ч
NΣ τ 0
NΣ - 26.67 ;
τ0 - 6.44
+
26.70
Условный
расход тепла на ПТН за первичный интервал обработки
Гкал
- 26.64 ;
τ0 - 6.44
+
26.71
Расход
пара на турбину за первичный интервал обработки
т
- 26.7 при R к = 1; τ0
- 6.44; - 26.11 при ; - 26.14 при ; - 26.17 при ; - 26.20 при ; - 26.23 при
+
26.72
Расход
пара в тракте промперегрева
т/ч
f - 11.19;
- 26.7 при R к = 1; - 26.11 при ; - 26.14 при ; - 26.17 при ; - 26.20 при ; - 26.23 при
-
26.73
Расход
пара в тракте промперегрева за первичный интервал обработки
т
- 26.72 ; τ0
- 6.44
-
26.74
Температурный
напор в конденсаторе
°С
f -
11.130; t 1в - 22.203 ; - 26.9 при R к = 1; - 26.38 при , или , или , или ; - 5.86; - 24.65 ; - 5.89; - 26.1 ; - 26.2 ; - 26.3 ; - 26.4 ; - 26.5
-
26.75
Мощность
механизмов СН турбоагрегата
кВт
f -
11.131; - 26.9 при R к = 1; - 26.38 при или ; - 26.56 ; - 5.93; - 26.1 ; - 26.3 ; - 26.5 ; - 26.4 ; - 26.6 ; - 26.2
-
26.76
Расход
электроэнергии на СН за первичный интервал
кВт ∙ ч
- 26.75 ;
τ0 - 6.44
+
26.77
Расход
электроэнергии на циркуляционные насосы за первичный интервал
кВт ∙ ч
- 24.94 ; R к - 26.1 ; - 26.3 ; - 26.5 ; τ0 - 6.44
+
26.78
Расход
тепла на отопление турбинного цеха
Гкал/ч
-
5.91; t нв - 22.215 ; - 5.90
-
26.79
Расход
тепла на СН турбинного цеха
Гкал/ч
- 26.78 ; - 6.31
-
26.80
То
же за первичный интервал обработки
Гкал
- 26.79 ; τ0 - 6.44
+
26.81
Мощность
нетто турбины
кВт
N т - 22.295 при
R к = 1,
или , или ; N т - 26.10 при ; N т - 26.16 при ; N т - 26.22 при ; - 26.75 ;
26.82
Мощность
нетто турбины за первичный интервал
кВт ∙ ч
- 26.81 ; τ0 - 6.44
+
26.83
Расход
пара в ЦНД за первичный интервал обработки
т
- 26 9; при R к = 1 - 26.38 при или или ; τ0
- 6.44
26.84
Расход
тепла на калориферы за первичный интервал обработки
Гкал
- 26.32 ;
τ0 - 6.44
+
26.85
Выработка
электроэнергии по теплофикационному циклу
кВт ∙ ч
- 22.326 ; - 22.84 ; - 22.186 ; - 22.151 ; - 22.327 ; - 22.85 ; - 22.187 ; - 22.150 ; - 22.329 ; - 26.32 ; - 22.331 ; - 22.13 ; - 22.97 ; i исх - 22.116 ; - 26.50 ; τ0 - 6.44; N т - 22.295 при или ; N т - 26.10 при ; N т - 26.22 при ; - 26.58
26.86
Расход
тепла на отопление котельного цеха
Гкал/ч
Котельная установка
-
5.92; t нв - 22.215 ; - 5.90
-
26.87
Расход
тепла на СН котельного цеха
Гкал/ч
- 26.86 ; - 6.33; G м - 22.10 ; t м - 22.204 ; t нв - 22.215 ; - 5.185
-
26.88
Расход
тепла на СН котельного цеха за первичный интервал обработки
Гкал
- 26.87 ; τ0 - 6.44
+
26.89
Потери
теплового потока
Гкал/ч
a - 5.97; - 5.98
-
26.90
Потери
теплового потока за первичный интервал обработки
Гкал
- 26.89 ; τ0 - 6.44
+
26.91
Теплопроизводительность
брутто котла
Гкал/ч
- 26.62 ; - 26.79 ; Q отп - 25.60 ; - 25.61 ; τ0 - 6.44; - 26.87 ;
- 26.89
26.92
Теплопроизводительность
брутто котла за первичный интервал обработки
Гкал
- 26.91 ; τ0 - 6.44
+
Температура
уходящих газов:
26.93
при
сжигании мазута (исходная)
°С
f - 11.54;
- 26.91 ; - 6.5
-
26.94
при
сжигании газа
°С
f - 11.54;
- 26.91
-
26.95
при
сжигании твердого топлива
°С
f - 11.54;
- 26.91 ; - 6.4
-
26.96
для
смеси топлив
°С
- 26.93 ; - 26.94 ; - 26.95 ; l м - 25.15 ; l г - 25.16 ; l т - 25.14
-
26.97
Коэффициент
избытка воздуха за котлом
f -
11.134; - 26.91
-
26.98
Присосы
воздуха на тракте котел-воздухоподогреватель
-
5.94; - 5.98; - 26.91
-
26.99
Коэффициент
избытка воздуха в уходящих газах
α(н)
- 26.97 ; - 26.98 ;
-
26.100
Присосы
воздуха на тракте котел-дымосос
-
5.95; - 5.98; - 26.91
-
26.101
Присосы
воздуха в воздухоподогревателе
-
5.96; - 5.98; - 26.91
-
26.102
Физическое
тепло мазута
Гкал/ч
G м - 22.10 ; - 5.99; - 5.100
-
26.103
Расчетный
параметр
R 97
- 26.102 ; τ0 - 6.44; B к - 25.38
+
26.104
Расчетный
параметр
R 98
- 26.32 ; τ0 - 6.44; B к - 25.38
+
26.105
Коэффициент
R 97 - 26.103 ; R 98 - 26.104
-
26.106
Температура
уходящих газов, приведенная к фактической структуре сожженного топлива и
нормативной температуре воздуха перед воздухоподогревателем
°С
Если
, то: ; .
Если
, то:
при
;
- 26.96 ; - 5.82; t хв - 22.205 ; - 22.207 ; - 22.206
Формула
соответствует комбинированному способу предварительного подогрева воздуха:
рециркуляцией горячего воздуха и в калориферах
26.107
Содержание
горючих в уносе
%
f -
11.198;
-
26.91 ;
l м - 25.15 ;
l г - 25.16
-
Потери
тепла:
26.108
с
механической неполнотой сгорания
%
- 5.103;
- 5.101;
- 6.15; -
5.102;
- 26.107
26.109
с
уходящими газами
%
K - 25.22 ; c - 25.23 ; b - 25.24 ; - 26.99 ; - 26.106 ; t хв - 22.205 ;
- 26.108
-
26.110
с
химической неполнотой сгорания
%
q 3 - 5.104;
- 26.105
-
26.111
в
окружающую среду
%
-
5.105; -
5.98; - 26.91 ; - 26.105
26.112
с
физическим теплом шлака и золы
%
l т - 25.14 ;
- 6.15;
- 5.102; - 5.106; - 26.105 ; - 6.3;
- 5.101
-
26.113
КПД
брутто котла
%
- 26.109 ;
- 26.110 ;
- 26.108 ;
- 26.111 ;
- 26.112
-
26.114
Удельный
расход электроэнергии на тягу и дутье
кВт ∙ ч
Гкал
f -
11.136;
- 26.91
-
26.115
Расход
электроэнергии на тягу и дутье за первичный интервал обработки
кВт ∙ ч
- 26.114 ; - 26.92
+
26.116
Удельный
расход электроэнергии на ПЭН
кВт ∙ ч
т пара
f - 11.55;
- 26.91
-
26.117
Расход
электроэнергии на ПЭН за первичный интервал обработки
кВт ∙ ч
- 26.116 ; - 26.71
+
26.118
Удельный
расход электроэнергии на пылеприготовление
кВт ∙ ч
т нат. топл.
f -
11.201;
- 26.91
-
26.119
Расход
электроэнергии на пылеприготовление за первичный интервал обработки
кВт ∙ ч
- 26.118 ; - 25.41
+
26.120
Удельный
расход электроэнергии на прочие СН котла
кВт ∙ ч
Гкал
f -
11.135;
- 26.91
-
26.121
Расход
электроэнергии на прочие СН котла за первичный интервал обработки
кВт ∙ ч
- 26.120 ; - 26.92
+
26.122
Расход
электроэнергии на СН котла за первичный интервал обработки
кВт ∙ ч
- 26.115 ; - 26.117 ; - 26.119 ; - 26.121
+
26.123
Тепло,
сообщенное мазуту за первичный интервал обработки
Гкал
G м - 22.10 ;
τ0
- 6.44;
-
5.99;
-
5.100;
- 22.216
+
26.124
Расчетный
комплекс
R 124
Гкал
- 26.92 ; - 26.88 ; - 26.84
+
26.125
Коэффициент
теплового потока
%
- 26.90 ; R 124 - 26.124
-
26.126
Коэффициент
отнесения расхода электроэнергии на СН котла на производство электроэнергии
-
- 26.66 ; - 26.80 ;
Q от - 25.60 ;
- 25.61
-
26.127
Расход
электроэнергии на СН котла, относимый на производство электроэнергии
кВт ∙ ч
- 26.122 ; - 26.126
+
26.128
Расход
условного топлива на котел
т
- 26.92 ; - 26.113 ; - 26.84 ; - 26.123
+
Энергоблок
Расход
электроэнергии на:
26.129
СН
энергоблока, относимый на производство электроэнергии
кВт ∙ ч
- 26.76 ; - 26.127
+
26.130
теплофикационную
установку
кВт ∙ ч
f - 11.56;
τ0 - 6.44; - 6.34;
Q от - 25.60 ; l ПВК - 9.51; Q ПВК - 43.3
+
26.131
СН
энергоблока, относимый на производство тепловой энергии
кВт ∙ ч
- 26.122 ; - 26.126 ; - 26.130
+
26.132
Отпуск
электроэнергии за первичный интервал
кВт ∙ ч
эбл
- 25.80 ;
- 26.129 ;
- 26.131
+
Расход
условного топлива на отпуск:
26.133
электроэнергии
т
- 26.128 ; - 26.126 ; - 26.132 ; - 26.131
+
26.134
тепловой
энергии
т
- 26.128 ; - 26.133 ; - 9.51;
-
44.8
+
26.135
Располагаемое
тепло топлива за первичный интервал
Гкал
- 26.128 ; - 26.105
+
26.136
Температура
питательной воды за последним ПВД
°С
f -
11.129;
- 26.7 при R к = 1;
- 26.11 при ;
- 26.14 при ;
- 26.17 при ;
- 26.20 при ;
- 26.23 при
26.137
26.138
Расчетный
комплект
R 138
% ∙ Гкал
- 26.109 ; - 26.135
+
26.139
То же
R 139
% ∙ Гкал
- 26.111 ; - 26.135
+
26.140
-»
R 140
% ∙ Гкал
- 26.112 ; - 26.135
+
26.141
-»
R 141
% ∙ Гкал
- 26.110 ; - 26.135
+
26.142
-»
R 142
% ∙ Гкал
- 26.108 ; - 26.135
+
26.143
-»
R 143
кгс ∙ т
см2
;
- 26.71 ; f
- 11.145;
- 26.7 при R к = 1; - 26.11 при ;
- 26.14 при ; - 26.17 при ;
- 26.20 при ;
- 26.23 при
+
26.144
-»
R 144
кгс ∙ т
см2
- 26.41 ; - 26.83
+
26.145
-»
R 145
°С ∙ т
- 26.106 ; - 26.128
+
26.146
-»
R 146
т
- 26.99 ;
- 26.128
+
26.147
Расчетный
комплекс
R 147
т
- 26.97 ;
- 26.128
+
26.148
То же
R 148
°С ∙ т
- 26.74 ; - 26.83
+
26.149
-»
R 149
%·∙
Ккал
- 26.113 ; - 26.92
+
26.150
-»
R 150
кгс ∙·Гкал
см2
- 22.290 ;
- 25.54
+
26.151
-»
R 151
кгс ∙·Гкал
см2
- 22.282 ;
- 25.54
+
26.152
-»
R 152
°С ∙ т
-
5.108;
- 26.71
+
26.153
-»
R 153
кгс ∙ т
см2
-
5.109;
- 26.71
26.154
-»
R 154
°С ∙ т
-
5.110; - 26.73
+
26.155
-»
R 155
°С ∙ т
- 26.136 ;
- 26.71
+
26.156
.......
26.157
Вакуум
V
%
- 26.41
-
26.158
Расчетный
комплекс
R 158
%·т
V ( н) - 26.149 ; - 26.83
+
26.159
To же
R 159
°С ∙ т
-
5.82;
- 26.128
+
26.160
-»
R 160
Гкал
R 124 - 26.124 ; - 26.90
+
Таблица 27
Номер показателя
Наименование показателя
Обозначение
Размерность
Формула вычисления
Значение в контрольном примере
Исходная информация
Накопление
Примечание
1
2
3
4
5
6
7
8
9
Суммарный
перерасход условного топлива на отпущенную:
27.1
электроэнергию
т
B э - 25.82 ;
- 26.133
+
27.2
тепловую
энергию
т
- 25.83 ;
- 26.134
+
Изменение
мощности турбины из-за отклонения от нормативных значений:
27.3
температуры
свежего пара
МВт
- 22.467 ; t 0 - 22.191 ; - 5.108
-
27.4
температуры
пара после промперегрева
МВт
- 22.468 ; - 22.193 ; - 5.110
-
27.5
давления
свежего пара
МВт
- 22.469 ; P 0 - 22.266 ;
-
5.109
-
27.6
потерь
давления в тракте промперегрева
МВт
- 22.464 ; - 22.291 ;
- 22.292 ;
- 5.81
27.7
давления
отработавшего пара
МВт
f -
11.189;
- 26.41 ;
P к - 22.270 ;
- 26.9 при R к = 1;
- 26.38 при , или , или , или ;
Р к - 26.1 ;
- 26.2 ;
- 26.4 ;
- 26.5 ;
- 26.3
-
27.8
Относительный
прирост расхода топлива на энергоблок, компенсирующий изменение электрической
нагрузки
Δвкомп
а) При компенсации недовыработки анализируемого
энергоблока другими энергоблоками электростанции работающими по
электрическому графику или конденсационному циклу:
- 5.217 при R к j = 1;
- 26.13 при ;
- 26.19 при ;
- 26.1 ;
- 26.3 ;
- 26.5 ;
- 26.113 ;
- 26.2 ;
- 26.4 ; - 26.6
-
j - номер
компенсирующего энергоблока
б) При работе данного и всех остальных энергоблоков
по тепловому графику:
Δ q сист - 6.35; - 6.36; ,
- 26.2 ; ,
- 26.4 ; ,
- 26.6
j -
станционный номер энергоблока
в) При работе анализируемого энергоблока по
конденсационному циклу:
Δ q кн - 5.217; - 26.113 ;
R к - 26.1
г) При работе анализируемого энергоблока по
электрическому графику:
- 26.13 при ;
- 26.19 при ;
- 26.3 ;
- 26.5 ; - 26.113
27.9
Изменение
расхода топлива на энергоблок при изменении внутренней мощности турбины на 1
МВт
Δв
Δвкомп
- 27.8 ;
- 26.12 при или ;
- 26.18 при или ;
- 26.113 ;
= 26.50 ;
- 26.2 ;
- 26.4 ;
- 26.3 ;
- 26.5 ;
R к - 26.1
при
R к = 1
Составляющие
перерасхода топлива из-за отклонения от нормативных значений:
27.10
температуры
свежего пара
т
- 27.3 ;
Δв
- 27.9 ; τ
0 - 6.44
+
27.11
температуры
пара после промперегрева
т
- 27.4 ;
Δв
- 27.9 ;
τ0
- 6.44
+
27.12
давления
свежего пара
т
- 27.5 ;
Δв
- 27.9 ;
τ0
- 6.44
+
27.13
потерь
давления в тракте промперегрева
т
- 27.6 ;
Δв
- 27.9 ;
τ0
- 6.44
+
27.14
давления
отработавшего пара
т
- 27.7 ; Δвкомп - 27.8 ;
τ0
- 6.44
+
27.15
Суммарный
перерасход топлива по турбине, относимый на электроэнергию
т
a) При работе энергоблока по тепловому графику и
компенсации недовыработки другими энергоблоками электростанции, работающими
по электрическому или тепловому графику:
- 26.56 ;
N т - 22.295 ;
Δв
- 27.9 ;
τ0
- 6.44;
- 26.50 ;
- 26.2 ;
- 26.4 ;
- 26.6 ;
- 26.3 ;
- 26.5 ;
R к
j - 26.1
+
j - номер
компенсирующего энергоблока; Rj - режимный признак работы; j -го
энергоблока по электрическому или тепловому графику или конденсационному
циклу
б) При работе данного и всех остальных энергоблоков
по тепловому графику:
- 26.56 ;
N т - 22.295 ;
Δв
- 27.9 ;
τ0
- 25.2 ;
- 26.50 ;
,
- 26.2 ;
,
- 26.4 ;
,
- 26.6
в) При работе данного энергоблока по электрическому
графику или конденсационному циклу:
Q э - 25.66 ;
Эбл
- 25.80 ;
- 26.63 ;
Вэ
- 25.82 ;
R к - 26.1 ;
- 26.3 ;
- 26.5
+
27.16
Перерасход
топлива из-за пониженной экономичности котла
т
- 26.113 ; B к - 25.38 ;
- 25.39
+
27.17
Перерасход
топлива на котле из-за пониженной экономичности турбины
т
- 26.128
+
Составляющие
перерасхода топлива по котлу:
27.18
из-за
повышенной температуры уходящих газов
т
- 5.111 - 5.113;
B к - 25.38 ; υух
- 22.209 ;
- 26.106 ;
- 26.113
+
27.19
из-за
повышенного избытка воздуха в уходящих газах
т
- 5.114 - 5.116;
B к - 25.38 ;
αух
- 25.27 ;
- 26.99
+
27.20
из-за
повышенных потерь тепла с механической неполнотой сгорания
т
q 4 - 25.31 ;
- 26.108 ;
B к - 25.38 ;
- 26.113
27.21
из-за
повышенных потерь тепла с химической неполнотой сгорания
т
q 3 - 25.36 ;
- 26.110 ;
B к - 25.38
+
Перерасход
условного топлива из-за пониженной экономичности котла, относимый на:
27.22
электроэнергию
т
Δ B к - 27.16 ;
- 26.133 ;
- 26.128
+
27.23
тепловую
энергию
Δ B к тэ
т
Δ B к - Δ B кэ
Δ B к - 27.16 ;
Δ B кэ - 27.22
+
Перерасход
топлива из-за повышенной температуры уходящих газов, относимый на:
27.24
электроэнергию
т
- 27.18 ;
- 26.133 ;
- 26.128
+
27.25
тепловую
энергию
т
- 27.18 ;
- 27.24
+
Перерасход
топлива из-за повышенного избытка воздуха в уходящих газах относимых на:
27.26
электроэнергию
т
- 27.19 ;
- 26.133 ;
- 26.128
+
27.27
тепловую
энергию
т
- 27.19 ; - 27.26
+
Перерасход
условного топлива из-за повышенных потерь тепла с механической неполнотой
сгорания относимых на:
27.28
электроэнергию
т
- 27.20 ;
- 26.133 ; - 26.128
+
27.29
тепловую
энергию
т
- 27.20 ;
- 27.28
+
Перерасход
условного топлива из-за повышенных потерь тепла с химической неполнотой
сгорания, относимый на:
27.30
электроэнергию
т
- 27.21 ;
- 26.133 ;
- 26.128
+
27.31
тепловую
энергию
т
- 27.21 ;
- 27.30
+
Перерасход
условного топлива на отпуск электроэнергии из-за повышенного расхода
электроэнергии на СН:
27.32
турбины
т
- 25.52 ;
- 26.76 ;
Δвкомп
- 27.8
+
27.33
котла
т
- 25.51 ;
- 26.122
+
27.34
относимый
на электроэнергию
т
- 27.33 ; - 26.133 ; - 26.128
+
27.35
на
тепловую энергию
т
- 27.33 ; - 27.34
+
Составляющие
перерасхода условного топлива из-за повышенного расхода электроэнергии на СН
котла из-за повышенного расхода электроэнергии на:
27.36
тягу
и дутье
т
этд
- 25.47 ;
- 26.115 ;
Δвкомп
- 27.8
+
27.37
ПЭН
т
- 22.300 ;
τ0 - 6.44;
- 26.117 ;
Δвкомп
- 27.8
+
27.38
пылеприготовление
т
эпп
- 25.49 ;
- 26.119 ;
Δвкомп
- 27.8
+
Перерасход
условного топлива из-за повышенного расхода тепла на:
27.39
ПТН
т
Q ПТН - 25.65 ;
- 25.39 ;
- 26.70 ;
- 26.135
+
27.40
собственные
нужды котла
т
+
Перерасход
условного топлива из-за повышенного расхода электроэнергии на тягу и дутье,
относимый на производство:
27.41
электроэнергии
т
- 27.36 ; - 26.133 ; - 26.128
+
27.42
тепловой
энергии
т
- 27.36 ; - 27.41
+
Перерасход
условного топлива из-за повышенного расхода электроэнергии на ПЭН, относимый
на производство:
27.43
электроэнергии
т
- 27.37 ; - 26.133 ; - 26.128
+
27.44
тепловой
энергии
т
- 27.37 ; - 27.43
+
Перерасход
условного топлива из-за повышенного расхода электроэнергии на
пылеприготовление относимый на:
27.45
электроэнергию
т
- 27.38 ; - 26.133 ; - 26.128
+
27.46
тепловую
энергию
т
- 27.38 ; - 27.45
+
Перерасход
условного топлива из-за повышенного расхода тепла на ПТН, относимый на:
27.47
электроэнергию
т
- 27.39 ; - 26.133 ; - 26.128
+
27.48
тепловую
энергию
т
- 27.39 ; - 27.47
+
Перерасход
условного топлива из-за повышенного расхода тепла на СН котла, относимый на:
27.49
электроэнергию
т
- 27.40 ;
- 26.133 ;
- 26.128
+
27.50
тепловую
энергию
т
- 27.40 ; - 27.49
+
Перерасход
условного топлива из-за повышенного расхода электроэнергии на СH энергоблока,
относимый на:
27.51
электроэнергию
т
- 25.77 ;
- 2.129;
Δвкомп
- 27.8
+
27.52
тепловую
энергию
т
- 25.78 ;
- 26.131 ;
Δвкомп
- 27.8
+
Таблица 28
Номер показателя
Наименование показателя
Обозначение
Размерность
Контрольное значение
Исходная информация
А
В
λ
1
2
3
4
5
6
7
8
Расчетная формула: ,
где А и В - накопленные величины; λ - масштабный
коэффициент
Нормативные показатели
28.1
Удельный
расход условного топлива на отпущенную электроэнергию
г/(кВт ∙ ч)
26.133
26.132
106
28.2
Удельный
расход условного топлива на отпущенную тепловую энергию
кг
Гкал
26.134
25.60
103
28.3
Расход
электроэнергии на СН, относимый на производство электроэнергии
%
26.129
25.80
102
28.4
Расход
электроэнергии на СН, относимый на тепловую энергию
кВт ∙ ч
Гкал
26.131
25.60
1
28.5
Удельная
выработка электроэнергии по теплофикационному циклу
кВт ∙ ч
Гкал
26.85
25.54
1
28.6
Давление
свежего пара перед стопорными клапанами турбины
кгс/см2
26.143
26.71
1
28.7
Температура
свежего пара перед стопорными клапанами турбины
°С
26.152
26.71
1
28.8
Температура
пара перед отсечными клапанами ЦСД
°С
26.154
26.73
1
28.9
Вакуум
%
26.157
26.83
1
28.10
Температурный
напор в конденсаторе
°С
26.148
26.83
1
28.11
Температура
питательной воды
°С
26.155
26.71
1
28.12
Удельный
расход тепла брутто на турбину
ккал/(кВт ∙ ч)
26.68
26.69
106
28.13
Расход
тепла на СН турбины
%
26.80
26.66
102
Расход
электроэнергии на:
28.14
СН
турбины
%
26.76
25.80
102
28.15
...
28.16
теплофикационную
установку
кВт ∙ ч
Гкал
26.130
25.60
1
28.17
Теплопроизводительность
брутто котла
Гкал/ч
26.92
6.44
1
28.18
Температура
воздуха перед воздухоподогревателем
°С
26.159
26.128
1
28.19
Коэффициент
избытка воздуха за котлом
26.147
26.128
1
28.20
Коэффициент
избытка воздуха в уходящих газах
26.146
26.128
1
28.21
Температура
уходящих газов
°С
26.145
26.128
1
Потери
тепла:
28.22
с
уходящими газами
%
26.138
26.135
1
28.23
с
химической неполнотой сгорания
%
26.141
26.135
1
28.24
с
механической неполнотой сгорания
%
26.142
26.135
1
28.25
в
окружающую среду
%
26.139
26.135
1
28.26
с
физическим теплом шлака и золы
%
26.140
26.135
1
28.27
КПД
брутто котла
%
26.149
26.92
1
Расход
электроэнергии на:
28.28
СН
котла
кВт ∙ ч/Гкал
26.122
25.92
1
28.29
тягу
и дутье
кВт ∙ ч
Гкал
26.115
26.92
1
28.30
пылеприготовление
кВт ∙ ч
т нат. топлива
26.119
25.41
1
28.31
питательный
электронасос
кВт ∙ ч
т пара
26.117
26.71
1
Расход
тепла на:
28.32
СН
котла
%
26.88
26.92
102
28.33
ПТН
q ПТН
%
26.70
26.92
102
28.34
...
28.35
Коэффициент
теплового потока
%
26.160
26.124
102
28.36
Средний
расход топлива на котел
т/ч
26.128
6.44
1
Давление
пара в регулируемом отборе:
28.37
верхнем
кгс/см2
26.150
25.54
1
28.38
нижнем
кгс/см2
26.151
25.54
1
28.39
...
28.40
...
Фактические
показатели
28.41
Средняя
паровая нагрузка котла
Дк
т/ч
851
25.91
6.44
1
28.42
Средняя
тепловая нагрузка котла
Гкал/ч
541,5
25.6
6.44
1
28.43
Давление
свежего пара за котлом
Р пе
кгс/см2
222,5
25.100
25.91
1
Температура:
28.44
свежего
пара за котлом
t пе
°С
545,5
25.101
25.91
1
28.45
пара
после промежуточного пароперегревателя за котлом
°С
549,1
25.102
25.91
1
28.46
питательной
воды на входе в котел
°С
263,8
25.103
25.91
1
28.47
холодного
воздуха
t хв
°С
10
25.104
25.38
1
28.48
воздуха
после калориферов
°С
70
25.105
25.38
1
28.49
Нагрев
воздуха в калориферах
Δ t кф
°С
50
25.107
25.38
1
28.50
Температура
воздуха после воздухоподогревателя
t гв
°С
352
25.108
25.38
1
28.51
Температура
уходящих газов
°С
152
25.109
25.38
1
Коэффициент
избытка воздуха:
28.52
за
котлом
α
1,1127
25.110
25.38
1
28.53
в
уходящих газах
αух
1,3868
25.111
25.38
1
Присосы
воздуха в тракте:
28.54
котел-воздухонагреватель
Δα1
0,2741
25.112
25.38
1
28.55
котел-дымосос
Δα
0,3165
25.113
25.38
1
28.56
...
28.57
...
28.58
...
28.59
...
Расход:
28.60
газа
на котел в условном топливе
B г
т/ч
57,14
25.12
6.44
1
28.61
мазута
на котел в условном топливе
B м
т/ч
24
25.11
6.44
1
28.62
условного
топлива на котел по обратному балансу
B к
т/ч
81,87
25.38
6.44
1
Потери
тепла котлом:
28.63
с
уходящими газами
q 2
%
7,61
25.114
25.39
1
28.64
с
химической неполнотой сгорания
q 3
%
0
25.115
25.39
1
28.65
с
механической неполнотой сгорания
q 4
%
0
25.116
25.39
1
28.66
в
окружающую среду
q 5
%
0,23
25.117
25.39
1
28.67
с
физическим теплом шлака
q 6 шл
%
0
25.118
25.39
1
28.68
на
охлаждение
q 6охл
%
0
25.119
25.39
1
КПД
брутто котла:
28.69
по
обратному балансу
%
92,16
25.6
25.39
102
28.70
по
прямому балансу
%
92,97
25.6
25.93
102
28.71
Расход
тепла на СH котельной установки
%
1,49
25.45
25.6
102
Тепло,
сообщенное:
28.72
воздуху
в калориферах
%
2,47
25.10
25.6
102
28.73
мазуту
%
0,185
25.9
25.6
102
28.74
Потери
тепла в мазутном хозяйстве
q мх
%
0,538
25.43
25.6
102
Расход
тепла на:
28.75
размораживающие
устройства
q рм
%
0
25.44
25.6
102
28.76
отопление
производственных помещений, относимый к данному энергоблоку
q отоп
%
1,11
25.98
25.6
102
28.77
ПТН
q ПТН
%
2,74
25.65
25.6
102
Расход
электроэнергии на СH котельной установки:
28.78
всего
кВт ∙ ч/Гкал
9,96
25.51
25.6
102
28.79
относимый
на производство электроэнергии
%
1,52
25.76
25.80
102
Удельный
расход электроэнергии:
28.80
на
пылеприготовление
эпп
кВт ∙ ч/т
0
25.49
25.41
1
28.81
на
тягу и дутье
этд
кВт ∙ ч/Гкал
6,29
25.47
25.6
1
28.82
на
питание котлоагрегата водой
эпв
кВт ∙ ч/т
0,83
25.94
25.91
1
28.83
Удельный
расход энергии на питание котла водой
кВт ∙ ч/т
12,67
25.48
25.91
1
Удельный
расход условного топлива:
28.84
на
отпущенную электроэнергию
г/(кВт ∙ ч)
248,42
25.82
25.81
106
28.85
на
отпущенную тепловую энергию
кг/Гкал
171,04
25.83
25.60
103
28.86
на
отпущенную электроэнергию в месячном интервале (с учетом пусков)
вэ мес
г/(кВт ∙ ч)
30.1
30.3
106
28.87
Средняя
электрическая нагрузка
N т
МВт
242,58
25.80
6.44
10-3
28.88
Мощность
на тепловом потреблении
N тф
МВТ
104,83
25.67
6.44
10-3
28.89
То
же в процентах от N т
%
43,21
28.88
28.87
102
28.90
Удельная
выработка электроэнергии на тепловом потреблении
этф
кВт ∙ ч/Гкал
638,02
25.67
25.54
1
Отпуск
тепла энергоблоком:
28.91
всего
Q т
Гкал/ч
211,9
25.60
6.44
1
28.92
из
теплофикационных отборов
Q то
Гкал/ч
164,3
25.54
6.44
1
28.93
от
конденсатора (встроенного пучка)
Q ВПК
Гкал/ч
0
25.55
6.44
1
28.94
из
нерегулируемых отборов
Q но
Гкал/ч
28.95
Средний
расход свежего пара на турбину
Д0
т/ч
851
25.91
6.44
1
28.96
Давление
свежего пара у турбины
P 0
кгс/см2
244
25.121
25.91
1
28.97
Давление
пара регулируемого теплофикационного отбора
P т
кгс/см2
1,254
25.123
25.92
1
Температура
пара у турбины:
28.98
свежего
t 0
°С
544
25.122
25.91
1
28.99
за
ЦВД
t ЦВД
°С
315,4
25.124
25.92
1
28.100
после
промежуточного пароперегревателя
°С
548
25.125
25.92
1
28.101
Температура
питательной воды за ПВД
t пв
°С
263,8
25.126
25.91
1
Температурный
напор:
28.102
в
верхнем подогревателе сетевой воды
δ t пс2
°С
0,5
25.127
25.74
1
28.103
в
нижнем подогревателе сетевой воды
δ t пс1
°С
3,8
25.128
25.73
1
28.104
в
конденсаторе
δ t к
°С
20,3
25.129
25.96
1
28.105
Давление
отработанного пара
P к
кгс/см2
0,098
25.130
25.96
1
Температура
охлаждающей воды:
28.106
на
входе в конденсатор
t 1в
°С
18,3
25.131
25.96
1
28.107
на
выходе из конденсатора
t 2в
°С
24,8
25.132
25.96
1
Удельный
расход тепла:
28.108
брутто
на турбину
q т
ккал
кВт ∙ ч
1472,2
25.63
25.120
106
28.109
на
СН турбины
%
0,7
25.53
25.63
102
Удельный расход электроэнергии на СН турбины:
28.110
всего
%
1,51
25.52
25.80
102
28.111
на
циркуляционные насосы
эцн
%
1,42
25.133
25.87
102
28.112
на
конденсатные насосы
экн
%
0,37
25.95
25.80
102
28.113
Расход
электроэнергии на отпуск тепловой энергии энергоблоком
кВт ∙ ч
Гкал
24,75
25.78
25.60
1
28.114
Расход
электроэнергии на теплофикационную установку энергоблока
кВт ∙ ч/Гкал
16,66
25.75
25.60
1
28.115
Температура
конденсата на выходе из последнего ПНД
°С
194,6
25.135
25.91
1
28.116
Расход
электроэнергии на СН на выработку электроэнергии
%
3,03
25.77
25.80
102
28.117
Расход
электроэнергии на СН на выработку электроэнергии с учетом пусков
%
30.2
30.6
102
28.118
Доля
газа
l г
0,697
25.12
25.13
1
28.119
Доля
мазута
l м
0,293
25.11
25.13
1
28.120
Потери
тепла с непрерывной продувкой
%
25.96
25.91
102
Перерасход топлива
Перерасход
топлива на отпущенную:
28.121
электроэнергию
г/(кВт ∙ ч)
27.1
25.81
106
28.122
тепловую
энергию
кг/Гкал
27.2
25.60
103
Составляющие
перерасхода топлива на отпущенную электроэнергию:
28.123
из-за
пониженной экономичности турбины
%
27.15
25.38
102
В
том числе из-за отклонения от нормативных значений:
28.124
температуры
свежего пара
%
27.10
25.38
102
28.125
давления
свежего пара
%
27.12
25.38
102
28.126
температуры
пара после промперегрева
%
27.11
25.38
102
28.127
потерь
давления в тракте промперегрева
%
27.13
25.38
102
28.128
давления
отработавшего пара
%
27.14
25.38
102
28.129
...
28.130
Из-за
пониженной экономичности котла
%
27.16
25.38
102
В
том числе из-за отклонения от нормативных значений:
28.131
температуры
уходящих газов
%
27.24
25.38
102
28.132
избытка
воздуха в уходящих газах
%
27.26
25.38
102
28.133
потерь
тепла с механической неполнотой сгорания
%
27.28
25.38
102
28.134
потерь
тепла с химической неполнотой сгорания
%
27.30
25.38
102
28.135
Из-за
повышенного расхода электроэнергии на СН энергоблока
%
27.51
25.38
102
В
том число из-за отклонений от нормативных значений:
28.136
расхода
электроэнергии на СН турбины
%
27.32
25.38
102
28.137
расхода
электроэнергии на СН котла
%
27.34
25.38
102
В
том числе из-за отклонений от нормативных значений расхода электроэнергии на:
28.138
тягу
и дутье
%
27.41
25.38
102
28.139
ПЭН
%
27.43
25.38
102
28.140
пылеприготовление
%
27.45
25.38
102
Из-за
повышенного расхода тепла на:
28.141
СН
котла
%
27.49
25.38
102
28.142
ПТН
%
27.47
25.38
102
Составляющие
перерасхода топлива на отпущенную тепловую энергию:
28.143
Из-за
пониженной экономичности котла
%
27.23
25.38
102
В
том числе из-за отклонения от нормативных значений:
28.144
температуры
уходящих газов
%
27.25
25.38
102
28.145
избытка
воздуха в уходящих газах
%
27.27
25.38
102
28.146
потерь
тепла с механической неполнотой сгорания
%
27.29
25.38
102
28.147
потерь
тепла с химической неполнотой сгорания
%
27.31
25.38
102
28.148
Из-за
пониженной экономичности ПВК
%
45.1
43.21
102
В
том числе из-за отклонения от нормативных значений:
28.149
температуры
уходящих газов
%
45.2
43.21
102
28.150
избытка
воздуха в уходящих газах
%
45.3
43.21
102
28.151
Из-за
повышенного расхода электроэнергии на СН, относимого на тепловую энергию
%
27.52
25.38
102
В
том числе из-за отклонения расхода электроэнергии от нормы:
28.152
на
СН ПВК
%
45.4
43.21
102
28.153
на
собственные нужды энергетического котла
%
27.35
25.38
102
В
том числе из-за отклонений от нормативных значений расхода электроэнергии на:
28.154
тягу
и дутье
%
27.42
25.38
102
28.155
ПЭН
%
27.44
25.38
102
28.156
пылеприготовление
%
27.46
25.38
102
Из-за
повышенного расхода тепла на:
28.157
СН
котла
%
27.49
25.38
102
28.158
ПТН
%
27.48
25.38
102
Таблица 29
Номер показателя
Наименование показателя
Обозначение
Размерность
Формула вычисления
Контрольное значение
Исходная информация
Накопление
Примечание
1
2
3
4
5
6
7
8
9
29.1
Расход
электроэнергии на общестанционные СН, относимый к энергоблоку
кВт ∙ ч
τ0
- 25.2 ; - 22.33 ; - 22.458 ; K 56 -
2.56; G м - 22.10 ; эмх - 22.459 ; K 23 - 2.23
-
29.2
Расход
электроэнергии на СН энергоблока
кВт ∙ ч
- 4.215; - 8.211; - 22.461 ; τ0 - 25.2 ; - 29.1 ; K 23 - 2.23
+
29.3
Выработка
электроэнергии энергоблоком
эпуск
кВт ∙ ч
N т τ0
N т - 9.12; τ0 - 25.2
+
29.4
Расход
мазута (газа) на котел (прямое измерение) в условном топливе
т
G м - 22.10 ; - 6.1; K 23 - 2.23; G г - 22.11 ; - 6.2; τ 0 - 2.52; K 61 - 2.61
+
29.5
Расход
тепла на энергоблок от общестанционного коллектора давлением 13 кгс/см2
Q пер
Гкал
G м - 22.10 ; q мх - 22.451 ; - 22.33 ; - 22.114 ; i исх - 22.116 ; K ХОВ -
5.167; d ф - 22.455 ; K 27 -
2.27; G кф - 22.9 ; K 31 -
2.31; Дд - 22.14 ; K 47 - 2.47; Дупл
- 22.34 ; K 48 - 2.48; Дэж
- 22.36 ; Друск - 22.13 ; i руск - 22.97 ; - 22.37 ; i кмх - 22.127 ; τ 0 - 2.52
29.6
Количество
тепла, полученное энергоблоком с химически очищенной водой
Q ХОВ
Гкал
- 22.33 ; - 22.114 ; i исх - 22.116 ; τ 0 - 2.52; K 56 - 2.56
29.7
Расход
тепла на мазутное хозяйство, относимый на энергоблок
Q мх
Гкал
G м - 22.10 ; q мх - 22.451 ; τ0 - 2.52; - 25.9 ; K 23 -
2.23;
-
29.8
Количество
тепла конденсата, получаемого энергоблоком
Q кмх
Гкал
G кмх - 8.187; i кмх - 22.127 ; i исх - 22.116 ; τ0 - 2.52; K 23 - 2.23
-
29.9
Расход
условного топлива, эквивалентный расходу тепла на энергоблок, полученного со
стороны
B ст
т
- 29.5 ; - 29.6 ; - 29.7 ; - 29.8 ; - 6.22
+
29.10
Расход
условного топлива на пуск (останов) энергоблока
B пуск
т
- 29.4 ; B ст - 29.9
+
29.11
Потери
топлива во время пуска
т
B пуск - 29.10 ; эпуск
- 29.3 ; - 29.2 ; -
5.189
+
Рассчитываются
после окончания пуска(признак K 55 = 1) и выводятся на печать
29.12
Удельный
расход условного топлива во время пуска
г/(кВт ∙ ч)
B пуск - 29.10 ; эпуск
- 29.3 ; - 29.2
Таблица 30
Номер показателя
Наименование показателя
Обозначение
Размерность
Формула вычисления
Контрольное значение
Исходная информация
Накопление
Примечание
1
2
3
4
5
6
7
8
9
30.1
Расход
условного топлива на отпущенную электроэнергию
т
B э + B пуск
B э - 25.82 ; B пуск - 29.10
30.2
Расход
электроэнергии на СН на выработку электроэнергии
кВт ∙ ч
- 25.77 ; - 29.2
30.3
Отпуск
электроэнергии энергоблоком
кВт ∙ ч
- 25.81 ; - 29.2 ; эпуск - 29.3
30.4
Нормативные
потери топлива на пуски в месячном интервале
т
- 5.318 ÷ 5.321; n пуск - 6.53 ÷ 6.56
30.5
Нормативный
расход условного топлива на отпущенную электроэнергию
т
- 26.165; - 30.4
30.6
Выработка
электроэнергии
эмес
кВт ∙ ч
эбл + эпуск
эбл
- 25.80 ; эпуск - 29.3
Расчетные формулы:
При т/ч .
При т/ч ,
где х - искомая накапливаемая величина за
период пропуска;
x 1 , x 2 - те же величины за
оперативный интервал до пропуска и после него;
, , - расход
пара на турбину за оперативный интервал до пропуска, после него и за период
пропуска, т/ч;
τ пр , T 01 , Т02 -
продолжительность пропуска, оперативного интервала до пропуска и после него, ч.
Таблица 31
Определяемые величины
Расчетная формула:
,
где x - искомая накапливаемая величина за период пропуска;
x 1 , x 2 - те же величины за
оперативные интервалы до пропуска и после него;
τ пр , T 01 , T 02 - продолжительность пропуска,
оперативного интервала до пропуска и после него, ч.
Таблица 32
Определяемые величины
Таблица 33
Номер показателя
Наименование показателя
Обозначение
Размерность
Формула вычисления
Контрольное значение
Исходная информация
Накопление
Примечание
33.1
Приведенный
расход свежего пара на турбину
т/ч
P 0 - 22.266 ; - 5.348; V 0 - 22.337 ; G п . в - 22.1
-
- определено при P 0 = 240, t 0 = 540
33.2
Внутренний
относительный КПД ЦВД
-
i 0 - 22.91 ; - 22.24 ; - 22.135
-
33.3
Отклонение
КПД ЦВД от нормативного значения
-
;
при
K 62 = 1,
η ЦВД - 33.2 ; - 33.1 ; K 62 - 2.62; f - 11.28
-
При
скользящем давлении - 5.355
33.4
Изменение
внутренней мощности турбоагрегата из-за изменения КПД ЦВД
ΔN ηb
МВт
-
п. 21.5 - 33.3
-
33.5
Перерасход
топлива из-за отклонения КПД ЦВД от нормативного значения
т
Δb ΔN ηb τ 0
Δb
- 27.9 ;
ΔN ηb
- 33.4 ; τ0 - 6.44
+
33.6
Внутренний
относительный КПД ЦСД № 1
η ЦСД1
-
- 22.93 ; - 22.133 ; - 22.136
-
33.7
Отклонение
КПД ЦСД № 1 от нормативного значения
Δη ЦСД1
-
- 5.229; η ЦСД1 - 33.6
-
33.8
Изменение
внутренней мощности турбоагрегата из-за изменения КПД ЦСД № 1
МВт
-
п. 21.6; - 33.7
-
33.9
Перерасход
топлива из-за отклонения КПД ЦСД № 1 от нормативного значения
т
Δв
- 22.9 ; τ0 - 6.44; - 33.8
+
33.10
Условие
расчета КПД ЦСД № 2 на наличие в верхнем отопительном отборе перегретого пара
Δ ts 3
°С
При t 3 – ts 3 ≤
Δt 3мин или
G пс2 ≤
G пс2 мин
перейти к п. 33.15 ,
принять
t 3 - 22.250 ; ts 3 - 22.243 ; - 22.25 ; Δt 3мин -
5.350; -
5.349
-
33.11
Внутренний
относительный КПД ЦСД № 2
ηЦСД2
-
- 22.134 ; - 22.142 ; - 22.137
-
33.12
Отклонение
КПД ЦСД № 2 от нормативного значения
ΔηЦСД2
-
-
5.230; ηЦСД2 - 33.11
-
33.13
Изменение
внутренней мощности турбоагрегата из-за изменения КПД ЦСД № 2
МВт
-
п. 21.7; ΔηЦСД2 - 33.12
-
33.14
Перерасход
топлива из-за отклонения КПД ЦСД № 2 от нормативного значения
т
Δ b
- 27.9 ; -
33.13 ; τ0 - 6.44
+
33.15
Нормативное
давление пара в регулирующей ступени турбины
кгс/см2
a 0 - 5.351; a 1 - 5.352; a 2 - 5.353; - 33.1 ; x 7(1) - 22.389 ; x 8(1) - 22.394
-
33.16
Приведенное
давление пара в регулируемой ступени
кгс/см2
p рт.ст - 22.271 ; p 0 - 22.266
-
33.17
Отклонение
приведенного давления пара в регулирующей ступени от нормативного значения
Δ p рт.ст
кгс/см2
- 33.15 ; - 33.16
-
33.18
Расход
пара из I камеры переднего уплотнения ЦВД
-
;
- 22.62 ; f - 11.1; Д0 = G пв - 22.1
-
33.19
Изменение
расхода условного топлива при отклонении расхода пара из I камеры переднего
уплотнения ЦВД от нормативного значения
т
-
33.18 ; - 22.319 ; f -
11.1; Д0 = G пв - 22.1 ;
Δв - 27.9 ; τ0 - 6.44
+
33.20
Расход
пара из II камеры переднего уплотнения ЦВД
-
;
- 22.63 ; f - 11.2; Д0 = G пв - 22.1
-
33.21
Изменение
расхода условного топлива при отклонении расхода пара из II камеры переднего
уплотнения ЦВД от нормативного значения
т
-
33.20 ; - 22.320 ; f - 11.2
+
33.22
Расход
пара из I камеры заднего уплотнения ЦВД
-
;
- 22.64 ; f - 11.3; Д0 = G пв - 22.1
-
33.23
Изменение
расхода условного топлива при отклонении расхода пара из I камеры заднего
уплотнения ЦВД от нормативного значения
т
;
-
33.22 ; - 22.321 ; Δв - 27.9 ; τ0
- 6.44; f - 11.3; Д0 = G пв - 22.1
+
33.24
Расход
пара из I камеры переднего уплотнения ЦСД № 1
-
;
- 22.65 ; f - 11.4; Д0 = G пв - 22.1
-
33.25
Изменение
расхода условного топлива при отклонении расхода пара из I камеры переднего
уплотнения ЦСД № 1 от нормативного значения
т
-
33.24 ; - 22.322 ;
Δв - 27.9 ; τ0 - 6.44; f - 11.4; Д0 = G пв - 22.1
+
33.26
Расход
пара на концевые уплотнения всех цилиндров
-
Дупл
- 22.34 ; - 5.194
-
33.27
Изменение
расхода условного топлива при отклонении расхода пара на концевые уплотнения
всех цилиндров от нормативного значения
ΔB упл
т
- 33.26 ; - 22.430 ; - 22.318 ; - 22.317 ;
- 22.348 ;
- 22.347 ; Δв
- 27.9 ; τ0 - 6.44; - 5.194; -
26.113
+
33.28
Суммарный
перерасход топлива из-за состояния проточной части турбины
т
-
33.5 ; - 33.9 ; - 33.14 ; - 33.19 ; - 33.21 ; - 33.23 ; - 33.25 ; - 33.27
+
33.29
Расчетный
комплекс
R 29
т
-
33.5 ; - 33.3
+
33.30
-»
R 30
т
-
33.9 ; - 33.7
+
33.31
-»
R 31
т
-
33.14 ; - 33.12
+
33.32
-»
R 32
т
-
33.19 ; - 33.18
+
33.33
-»
R 33
т
-
33.21 ; - 33.20
+
33.34
-»
R 34
т
-
33.23 ; - 33.22
+
33.35
Расчетный
комплекс
R 35
т
-
33.25 ; - 33.24
+
33.36
-»
R 36
т
-
33.27 ; - 33.26
+
33.37
-»
R 37
т
- 33.1 ; τ0
- 6.44
+
33.38
-»
R 38
кгс∙т/см2
-
33.17 ; - 33.1 ; τ0 - 6.44
+
33.39
-»
R 39
ч
τ0
τ0
- 6.44
+
Таблица 34
Номер показателя
Наименование показателя
Обозначение
Размерность
Формула вычисления
Контрольное значение
Исходная информация
Накопление
Примечание
1
2
3
4
5
6
7
8
9
34.1
Нормативный
температурный напор конденсатора
°С
f -
11.130; t 1в - 22.203 ; Дк - 22.29 ; - 5.86; W к - 22.30 ; - 5.89
-
34.2
Нормативное
давление пара в конденсаторе
кгс/см2
f - 7,5; - 34.1 ; t 2 в - 22.202
-
34.3
Отклонение
от норматива давления пара в конденсаторе
ΔP к
кгс/см2
P к - 22.270 ; - 34.2
-
34.4
Изменение
мощности турбоагрегата из-за отклонения от норматива давления пара в
конденсаторе
Δ N к
МВт
P к - 22.270 ; - 34.2; Дк
- 22.29 ; f - 11.189
-
34.5
Изменение
расхода топлива
т
Δ b комп Δ N к τ0
Δ b комп - 27.8 ; Δ N к - 34.4 ;
τ0 - 6.44
+
Нормативные
потери давления воды:
34.6
в
половине 1 конденсатора
кгс/см2
f (W 1 )
f -
11.159; W 1 - 22.31
-
34.7
в
половине 2
кгс/см2
f (W 2 )
f -
11.159; W 2 - 22.32
-
Коэффициент
гидравлических потерь:
34.8
в
половине 1 конденсатора
h к1
-
ΔРк1
- 22.286 ; - 34.6
-
34.9
в
половине 2 конденсатора
h к2
-
ΔРк2
- 22.287 ; - 34.7
-
Отклонение
от норматива коэффициента гидравлических потерь:
34.10
в
половине 1 конденсатора
Δh к1
h к1 - 1
h к1 - 34.8
-
34.11
в
половине 2
Δ h к2
h к2 - 1
h к2 - 34.9
-
34.12
Расход
охлаждающей воды при нормативном гидравлическом сопротивлении конденсатора
т/ч
W к - 22.30 ; Ky - 5.344; ΔP к1 - 22.286 ;
Δ P к2 - 22.287 ; - 34.6 ; - 34.7
-
34.13
Поправка
к давлению пара в конденсаторе на изменение расхода охлаждающей воды
кгс/см2
Kw 2 -
5.81; Дк - 22.29 ; - 34.12 ; W к - 22.30
-
34.14
Давление
пара в конденсаторе при нормативном гидравлическом сопротивлении
кгс/см2
-
22.270 ; - 34.13
-
34.15
Изменение
мощности турбоагрегата из-за отклонения от норматива гидравлического
сопротивления конденсатора
МВт
-
22.270 ; Дк - 22.29 ; - 34.14 ; f - 11.189
-
34.16
Изменение
расхода топлива
т
Δвкомп
- 27.8 ; τ0 - 6.44; - 34.15
+
34.17
Суммарное
изменение расхода топлива из-за изменения термического и гидравлического
сопротивлений конденсатора
т
-
34.5 ; - 34.16
+
Отклонение
от норматива:
34.18
температурного
напора конденсатора
°С
- 24.83 ; - 34.1
-
34.19
степени
чистоты поверхности охлаждения
Δ a
-
a - a н
a - 22.344 ; a н - 5.337
-
34.20
присосов
воздуха в конденсатор
ΔG пр
кг/ч
G пр.в - 6.39; - 5.343
-
34.21
Изменение
мощности турбоагрегата из-за изменения присосов воздуха в конденсатор
МВт
P к - 22.270 ; - 22.288 ; Дк - 22.29 ; f - 11.189
-
34.22
Изменение
расхода топлива из-за изменения присосов воздуха в конденсатор
т
Δвкомп
- 27.8 ; - 34.21 ; τ0 - 6.44
+
34.23
Расчетный
комплекс
R 24
кгс ∙ т/см2
- 34.2; Дк - 22.29 ; τ0 - 6.44
+
34.24
-»
R 25
кгс ∙ т/см2
ΔP к Дк τ0
Δ P к - 34.3 ; Дк - 22.29 ; τ0 - 6.44
+
34.25
-»
R 26
м3
h к1 W 1 τ 0
h к1 - 34.8 ; W 2 - 22.31 ; τ0 - 6.44
+
34.26
-»
R 27
м3
Δh к1 W 1 τ 0
Δh к1 - 34.10 ; W 1 - 22.31 ;
τ0 - 6.44
+
34.27
-»
R 28
м3
h к 2 W 2 τ 0
h к2 - 34.9 ; W 2 - 22.32 ; τ0
- 6.44
+
34.28
-»
R 29
м3
Δh к 2 W 2 τ 0
Δ h к2 - 34.11 ; W 2 - 22.32 ; τ0 - 6.44
+
34.29
-»
R 30
м3
W 1 τ 0
W 1 - 22.31 ; τ0
- 6.44
+
34.30
-»
R 31
м3
W 2 τ 0
W 2 - 22.32 ; τ0
- 6.44
+
34.31
-»
R 32
°С ∙ т
- 34.1 ; Дк
- 22.29 ; τ0
- 6.44
+
34.32
-»
R 33
°С ∙ т
Δδt к Дк τ0
Δδt к - 34.18 ; Дк - 22.29 ; τ0 - 6.44
+
34.33
Расчетный
комплекс
R 34
ч
aτ 0
a - 22.344 ; τ0 - 6.44
+
34.34
То
же
R 35
ч
Δaτ 0
Δ a
- 34.19 ; τ0
- 6.44
+
34.35
-»
R 36
кг ∙ т/ч
G пр.в Дк τ0
G пр.в - 6.39; Дк - 22.29 ; τ0 - 6.44
+
34.36
-»
R 37
т
Дк τ0
Дк
- 22.29 ; τ0 -
6.44
+
34.37
-»
R 38
м3 ∙ т/ч
W к Дк τ0
W к - 22.30 ; Дк
- 22.29 ; τ0 -
6.44
+
34.38
-»
R 39
кг ∙ т/ч
Δ G пр τ0 Дк
ΔG пр - 34.20 ; τ0 - 6.44; Дк
- 22.29
+
Таблица 35
Номер показателя
Наименование показателя
Обозначение
Размерность
Формула вычисления
Контрольное значение
Исходная информация
Накопление
Примечание
1
2
3
4
5
6
7
8
9
35.1
Условие
проведения расчетов
Если
K 60 = 1,
то расчеты не выполняются по пп. 35.1 - 35.102
K 60 - 2.60
-
35.2
Выбор
схемы расчета
Если
rc = 1, то продолжить с п. 35.3
Если
rc ≥
2, то продолжить с п. 35.21
rc
- 22.340
-
Анализ состояния поверхности нагрева ПСВ № 1 при
одноступенчатом подогреве сетевой воды
35.3
Давление
пара в ПСВ № 1 при фактическом состоянии
P пс1
кгс/см2
P 2 - 22.273 ; Дпс1 - 22.74 ; -
5.238; -
5.239
-
Относительный
температурный напор ПСВ № 1:
35.4
при
фактическом состоянии поверхности нагрева
-
;
- 22.219 ; - 22.198 ; f - 7.6; P пс1 - 35.3
-
35.5
при
нормативном состоянии
-
- 22.219 ; - 22.198 ; - 22.220
-
35.6
Отклонение
относительного температурного напора ПСВ № 1 от норматива
-
-
35.4 ; - 35.5
-
35.7
Отклонение
от норматива давления пара в отборе на ПСВ № 1
Δ P 2
кгс/см2
P 2 - 22.273 ; - 22.282
-
35.8
Изменение
мощности турбоагрегата из-за состояния ПСВ № 1
ΔN пс1
МВт
21.13
ΔP 2 - 35.7
-
35.9
Изменение
расхода топлива из-за состояния поверхности нагрева ПСВ № 1
ΔB пс1
т
Δв ΔN пс1 τ0
Δв
- 27.9 ; ΔN пс1 - 35.8 ; τ0 - 6.44
+
Анализ влияния отклонения от норматива
(двухступенчатая схема) количества ступеней подогрева сетевой воды
35.10
Изменение
мощности турбоагрегата
МВт
21.12
- 22.283 ; - 22.284 ; - 22.75 ; - 22.76
-
35.11
Изменение
расхода топлива на турбоагрегат из-за отклонения от норматива количества
ступеней подогрева
т
Δв
- 27.9 ; - 35.10 ; τ0 - 6.44
+
При rc ≥
2
Анализ состояния обводной арматуры ПСВ № 1 при
одноступенчатом подогреве сетевой воды
35.12
Условие
выполнения расчетов
Если
K 65 = 1 и
, то расчеты не выполняются по пп. 35.12 - 35.20
K 65 - 2.65; K 89j - 2.89
-
j - номер
ПК; n - количество ПК
35.13
Режимный
коэффициент ПСВ № 1 при нормативном расходе сетевой воды
α пс1 - 22.341 ; G св - 22.15
-
При
фактическом состоянии поверхности нагрева и паропровода ПСВ № 1
35.14
Температура
насыщения пара в ПСВ № 1
°С
- 22.219 ; - 22.198 ; - 35.13
-
35.15
Давление
пара в ПСВ № 1
кгс/см2
f - 7.5; - 35.14
-
35.16
Изменение
давления пара в отборе на ПСВ № 1
кгс/см2
- 22.285 ; - 35.15
-
35.17
Относительный
расход сетевой воды через обводную арматуру ПСВ
-
G св1 - 22.72 ; G св - 22.15
-
35.18
Изменение
мощности турбоагрегата из-за состояния обводной арматуры ПСВ
МВт
21.13
- 35.17
-
35.19
Изменение
расхода топлива из-за состояния обводной арматуры
т
Δв - 27.9 ; τ0 - 6.44; - 35.18
+
; ;
35.20
Фактическая
тепловая нагрузка сетевой установки
Q пс
Гкал/ч
и
перейти к п. 35.81
G св - 22.15 ; - 22.121 ; - 22.118
Расчет сетевой установки при фактическом состоянии
подогревателей (двух-, трехступенчатый подогрев воды)
35.21
Расчет
фактических давлений и расходов пара
16.1 - 16.12
- 22.72 ; - 22.73 ; - 22.341 ; - 22.342 ; ; - 22.343
-
35.22
Давление
пара в отборе на ПСВ № 1
кгс/см2
; - 16.1
-
При
фактическом состоянии всех элементов сетевой установки
35.23
Температура
сетевой воды за ПСВ № 1
°С
-
16.3
-
35.24
Расход
пара на ПСВ № 1
т/ч
-
16.4
-
35.25
Давление
пара в отборе на ПСВ № 2
кгс/см2
-
16.5
-
35.26
Расход
пара на ПСВ № 2
т/ч
-
16.7
-
35.27
Давление
пара перед ПСВ № 2
кгс/см2
-
16.8
-
35.28
Давление
пара перед ПСВ № 1
кгс/см2
- 35.22 ; - 35.24 ; - 5.238; - 5.239
-
35.29
Относительный
температурный напор ПСВ № 1 при фактическом состоянии
-
;
- 22.219 ; - 35.23 ; f - 7.6; - 35.28
-
35.30
Относительный
температурный напор ПСВ № 2 при фактическом состоянии
-
;
- 22.200 ; - 35.23 ; f - 7.6; - 35.27
-
Анализ состояния поверхности нагрева ПСВ № 1 при
двух-, трехступенчатом подогреве сетевой воды
35.31
Расчет
давлений и расходов пара
-
16.1 - 16.12
- 22.72 ; - 22.73 ; - 5.338; - 22.342 ; ; - 22.343 ; - 35.22 ; - 35.25 ; - 35.24 ; - 35.26
При
нормативном состоянии поверхности нагрева ПСВ № 1, фактическом состоянии ПСВ
№ 2, паропровода ПСВ № 2, обводной арматуры
35.32
Изменение
давления пара в отборе на ПСВ № 1
кгс/см2
; - 16.1
-
35.33
Изменение
давления пара в отборе на ПСВ № 2
кгс/см2
; - 16.5
-
35.34
Изменение
расхода пара на ПСВ № 1
т/ч
; - 16.4
-
35.35
Изменение
расхода пара на ПСВ № 2
т/ч
; - 16.7
-
35.36
Температура
сетевой воды за ПСВ N1
°С
-
16.3
-
35.37
Давление
пара перед ПСВ № 1
кгс/см2
; - 16.1; - 16.4
-
35.38
Относительный
температурный напор ПСВ № 1 при его нормативном состоянии
-
;
- 35.36 ; - 22.219 ; f - 7.6; - 35.37
-
35.39
Отклонение
температурного напора ПСВ № 1 от норматива
-
- 35.29 ; - 35.38
-
35.40
Изменение
мощности турбоагрегата из-за состояния ПСВ № 1
МВт
21.12
- 35.32 ; - 35.33 ; - 35.34 ; - 35.35
-
35.41
Изменение
расхода топлива на турбоагрегат из-за состояния ПСВ № 1
т
Δв
- 27.9 ; τ0 - 6.44; - 35.40
+
Анализ состояния поверхности нагрева ПСВ № 2 при
двух-, трехступенчатом подогреве сетевой воды
35.42
Расчет
давлений и расходов пара
16.1 - 16.12
- 22.72 ; - 22.73 ; - 22.341 ; - 5.339; ; - 22.343 ; - 35.22 ; - 35.25 ; - 35.24 ; - 35.26
-
При
фактическом состоянии поверхности нагрева ПСВ № 1, обводной арматуры,
паропровода ПСВ № 2, нормативном состоянии поверхности нагрева ПСВ № 2
35.43
Изменение
давления пара в отборе на ПСВ № 1
кгс/см2
; - 16.1
-
35.44
Изменение
давления пара в отборе на ПСВ № 2
кгс/см2
; - 16.5
-
35.45
Изменение
расхода пара на ПСВ № 1
т/ч
; - 16.4
-
35.46
Изменение
расхода пара на ПСВ № 2
т/ч
; - 16.7
-
35.47
Температура
сетевой воды за ПСВ № 1
°С
-
16.3
-
35.48
Давление
пара перед ПСВ № 2
кгс/см2
-
16.8
-
35.49
Относительный
температурный напор ПСВ № 2 при нормативном состоянии
-
;
- 22.200 ; - 35.47 ; f - 7.6; - 35.48
-
35.50
Отклонение
температурного напора ПСВ № 2 от норматива
-
- 35.30 ; - 35.49
-
35.51
Изменение
мощности турбоагрегата из-за состояния ПСВ № 2
ΔN пс2
МВт
21.12
- 35.43 ; - 35.44 ; - 35.45 ; - 35.46
-
35.52
Изменение
расхода топлива на турбоагрегат из-за состояния ПСВ № 2
ΔВпс2
т
ΔвΔ N пс2 τ0
Δв
- 27.9 ; Δ N пс2 - 35.51 ;
τ0 - 6.44
+
Анализ состояния паропровода ПСВ № 2
35.53
Расчет
давлений и расходов пара
16.1 - 16.12
- 22.72 ; - 22.73 ; - 22.341 ; - 22.342 ; - 5.240; - 5.241; - 35.22 ; - 35.25 ; - 35.24 ; - 35.26
-
При
фактическом состоянии поверхностей нагрева ПСВ № 1, ПСВ № 2 и обводной
арматуры
35.54
Изменение
давления пара в отборе на ПСВ № 1
кгс/см2
; - 16.1
-
35.55
Изменение
давления пара в отборе на ПСВ № 2
кгс/см2
; - 16.5
-
35.56
Изменение
расхода пара на ПСВ № 1
т/ч
; - 16.4
-
35.57
Изменение
расхода пара на ПСВ № 2
т/ч
; - 16.7
-
35.58
Относительные
фактические потери давления в паропроводе ПСВ № 2
-
- 35.25 ; - 35.27 ; - 5.240; - 5.241; - 35.26
-
35.59
Отклонение
от норматива потерь давления в паропроводе ПСВ № 2
-
- 1
- 35.58
-
35.60
Изменение
мощности турбоагрегата из-за состояния паропровода ПСВ № 2
МВт
21.12
- 35.54 ; - 35.55 ; - 35.56 ; - 35.57
-
35.61
Изменение
расхода топлива из-за состояния паропровода ПСВ № 2
Δв
- 27.9 ; τ0 - 6.44; - 35.60
+
Анализ состояния обводной арматуры при двух-,
трехступенчатом подогреве сетевой воды.
Групповой обвод ПСВ № 1 и 2
35.62
Условие
анализа обвода ПСВ № 2
Если
K 63 = 1 и
, то расчеты по п. 35.71 - 35.78 не
производятся. Принимается
K 63 - 2.63; K 89j -
2.89
j - номер
ПК; n - количество ПК
35.63
Расчет
давлений и расходов пара
16.1 - 16.12
- 22.15 ; - 22.73 ; - 22.341 ; - 22.342 ; ; - 22.221 ; - 22.343 ; - 35.22 ; - 35.25 ; - 35.24 ; - 35.26
-
При
фактическом состоянии поверхностей нагрева ПСВ № 1, ПСВ № 2, паропроводов,
расходе воды на ПСВ № 2, нормативном расходе воды на ПСВ № 1
35.64
Изменение
давления пара в отборе на ПСВ № 1
кгс/см2
; - 16.1
-
35.65
Изменение
давления пара в отборе на ПСВ № 2
кгс/см2
; - 16.5
-
35.66
Изменение
расхода пара на ПСВ № 1
т/ч
; - 16.4
-
35.67
Изменение
расхода пара на ПСВ № 2
т/ч
; - 16.7
-
35.68
Относительный
расход воды через обвод ПСВ № 1 и ПСВ № 2
-
G св1 - 22.72 ; - 22.222 ; G св - 22.15 ; - 22.221 ; - 22.219
-
35.69
Изменение
мощности турбоагрегата из-за состояния обвода ПСВ № 1 и ПСВ № 2
МВт
21.12
- 35.64 ; - 35.65 ; - 35.66 ; - 35.67
-
При
K 63 = 1 и
35.70
Изменение
расхода топлива из-за состояния группового обвода ПСВ № 1 и ПСВ № 2
т
Δв - 27.9 ; - 35.69 ; τ0 - 6.44
+
Обвод ПСВ № 2
35.71
Расчет
давлений и расходов пара
16.1 - 16.12
- 22.72 ; - 22.72 ; - 22.341 ; - 22.342 ; ; - 22.343 ; - 22.222 ; - 35.22 ; - 35.25 ; - 35.24 ; - 35.26
При
фактическом состоянии поверхностей нагрева ПСВ № 1 и ПСВ № 2 паропроводов,
расходе воды на ПСВ № 1, нормативном расходе воды на ПСВ № 2
35.72
Изменение
давления пара в отборе на ПСВ № 1
кгс/см2
; - 16.1
-
35.73
Изменение
давления пара в отборе на ПСВ № 2
кгс/см2
; - 16.5
-
35.74
Изменение
расхода пара на ПСВ № 1
т/ч
; - 16.4
-
35.75
Изменение
расхода пара на ПСВ № 2
т/ч
; - 16.7
-
35.76
Относительный
расход воды через обводную арматуру
-
1 – G св2 / G св1
G св1 - 22.72 ; G св2 - 22.73
-
35.77
Изменение
мощности турбоагрегата из-за состояния обвода ПСВ № 2
МВт
21.12
- 35.72 ; - 35.73 ; - 35.74 ; - 35.75
-
35.78
Изменение
расхода топлива из-за состояния обвода ПСВ № 2
т
Δв
- 27.9 ; - 35.77 ; τ0 - 6.44
+
Фактическая
тепловая нагрузка:
35.79
ПСВ
№ 1
Q пс1
Гкал/ч
G св1 - 22.72 ; - 22.121 ; - 22.120
-
35.80
ПСВ
№ 2
Q пс2
Гкал/ч
G св1 - 22.72 ; - 22.120 ; - 22.118
-
При
rc =
1 Q пс2 = 0
35.81
сетевой
установки
Q пс
Гкал/ч
G св - 22.15 ; - 22.121 ; - 22.118
-
35.82
Суммарный
перерасход топлива из-за состояния сетевых подогревателей
т
Если rc = 1, то
- 35.9 ; - 35.19
-
Сумма
накопленных величин
Если
rc ≥ 2 , то
- 35.41 ; - 35.52 ; - 35.61 ; - 35.70 ; - 35.78
35.83
Расчетный
комплекс
R 83
-
При
rc =1 - 35.4 ; G св - 22.15
При
rc ≥
2 - 35.29
+
35.84
-»
R 84
-
При
rc = 1 - 35.5 ; G св - 22.15
При
rc ≥
2 - 35.38
+
35.85
-»
R 85
-
При
rc = 1 - 35.6 ; G св - 22.15
При
rc ≥
2 - 35.39
+
35.86
-»
R 86
-
- 35.30 ; G св - 22.15
+
35.87
-»
R 87
-
- 35.49 ; G св - 22.15
+
35.88
-»
R 88
-
- 35.50 ; G св - 22.15
+
35.89
-»
R 89
-
G св τ0
G св - 22.15 ; τ0
- 6.44
+
35.90
-»
R 90
-
- 35.58 ; Q пс2 - 35.80
+
35.91
-»
R 91
-
- 35.59 ; Q пс2 - 35.80
+
35.92
-»
R 92
-
При
rc = 1 - 35.17 ; G св - 22.15
При
rc ≥
2 - 35.68
+
35.93
-»
R 93
-
- 35.76 ; G св - 22.15
+
35.94
-»
R 94
-
Q пс2 τ 0
Q пс2 - 35.80 ; τ0
- 6.44
+
35.95
-»
R 95
-
rc
- 22.340 ; τ0
- 6.44
+
35.96
-»
R 96
G св - 22.15 ; τ0 - 6.44
+
35.97
-»
R 97
-
- 22.219 ; G св - 22.15
+
35.98
-»
R 98
-
- 22.221 ; G св - 22.15
+
35.99
-»
R 99
-
Q пс1 τ 0
Q пс1 - 35.79 ;
τ0 - 6.44
+
35.100
-»
R 100
-
Q пс2 τ 0
Q пс2 - 35.80 ;
τ0 - 6.44
+
35.101
-»
R 101
-
Q пс τ 0
Q пс - 35.81 ;
τ0 - 6.44
+
Таблица 36
Номер показателя
Наименование показателя
Обозначение
Размерность
Формула вычисления
Контрольное значение
Исходная информация
Накопление
Примечание
1
2
3
4
5
6
7
8
9
Расчет нормативных характеристик состояния ПНД № 1 -
3 ( j = 1 ÷ 3)
36.1
Давление
пара в подогревателе
p п j
кгс/см2
pj
- 22.272 - 22.274 ; Д j - 22.39 - 22.41 ; - 5.326 - 5.328
-
36.2
Режимный
коэффициент поверхности нагрева
-
- 5.405 -
5.407; Gj - 22.54 - 22.56
-
36.3
Температура
основного конденсата за подогревателем
°С
;
- 22.227 ; 22.228 ; 22.230 ; - 36.2 ; f - 7.6; p п j - 36.1
-
- 22.228
36.4
Тепловая
нагрузка подогревателя при нормативном состоянии
Гкал/ч
Gj
- 22.54 - 22.56 ; - 22.227 ; 22.228 ; 22.230 ; - 36.3
-
- 22.228
Расчет нормативных характеристик состояния ПНД № 4 и
5, ПВД № 6 - 8 ( j = 4 ÷ 8)
36.5
Давление
пара в подогревателе
кгс/см2
pj
- 22.275 - 22.279 ; Д j - 22.42 - 22.46 ; - 5.329 - 5.333
-
36.6
Режимный
коэффициент основной поверхности нагрева
-
- 5.408 - 5.412; Gj - 22.57 - 22.61
-
36.7
Эквивалент
расхода пара через пароохладитель
кал/(ч град)
Д j - 22.42 - 22.46 ; ij - 22.143 , 22.144 , 22.146 - 2.148; - 22.159 , 22.160 , 22.162 - 22.164 ; tsj - 22.244 - 22.248 ; tj - 22.251 - 22.255
-
36.8
Вспомогательный
коэффициент
Mj
-
- 5.416,
5.413 - 5.415; - 36.7 ; Gj - 22.57 - 22.61
-
36.9
Режимный
коэффициент поверхности пароохладителя
-
- 36.7 ; Gj - 22.57 - 22.61 ; Mj - 36.8
-
36.10
Температура
основного конденсата (питательной воды) за подогревателем при его нормативном
состоянии
°С
tj
- 22.251 - 22.253 ; 22.255 ; - 22.194 ; - 22.232 , 22.234 , 22.237 , 22.238 , 22.239 ; - 36.6 ; f - 7.6; - 36.9 ; - 36.5
-
Нагрев
воды за счет охлаждения дренажа не учитывается. - 22.237 ; - 22.238 ; - 22.239
36.11
Тепловая
нагрузка подогревателя при нормативном состоянии
Гкал/ч
; ;
Gj
- 22.57 - 22.61 ; - 22.232 , 22.234 , 22.237 - 22.239 ; - 36.10
-
- 22.237 ; - 22.238 ; - 22.239
Расчет изменений расходов топлива на турбоагрегат
из-за изменения состояния подогревателей
36.12
Изменение
тепловой нагрузки подогревателя ( j = 1 ÷ 8)
ΔQj
Гкал/ч
Qj
- 22.257 - 22.264 ; - 36.4 для j = 1 ÷ 3; - 36.11 для j
= 4 ÷ 8
-
36.13
Изменение
мощности турбоагрегата из-за состояния подогревателей ( j
= 1 ÷ 8)
МВт
21.10
ΔQj - 36.12
-
36.14
Изменение
расхода топлива на турбоагрегат из-за состояния подогревателей ( j
= 1 ÷ 8)
т
Δв
- 27.9 ; - 36.13 ;
τ0 - 6.44
+
При
отключении подогревателя или ΔВ п
j = 0
В
выходной форме ставятся прочерки для остальных параметров
36.15
Изменение
расхода топлива (составляющая котла) из-за снижения температуры питательной
воды ( j = 7, 8)
т
; для j = 8, δj +1 = 1;
B к - 25.38 ; - 25.37 ;
δj +1
- 5.221; k 1 - 5.417; f - 11.167; - 25.6 ; - 36.10 ; - 36.10 ; - 22.239 ; - 22.240 ;
τ0 - 6.44
+
36.16
Изменение
расхода топлива на энергоблок из-за состояния ПВД № 7 и 8 ( j = 7, 8)
т
- 36.14 ; - 36.15
-
Расчет изменений расходов топлива при отключении ПНД
( j = 1 ÷ 5)
36.17
Условие
выполнения расчетов
Если xj (1) = 0, то расчеты по пп. 36.18 - 36.19 не
выполняются для соответствующего j
xj (1) - 22.355 ; 22.357 ; 22.363 ; 22.369 ; 22.375
-
Принимается
36.18
Изменение
мощности турбоагрегата при отключении j -го ПНД
ΔNj
МВт
21.18 при j = 1, 2,
3, 5; 21.19 при j = 4
-
36.19
Изменение
расходов топлива на турбоагрегат при отключении ПНД
т
Δв - 27.9 ; τ0 - 6.44; Δ Nj - 36.18
-
Расчет изменений расходов топлива из-за протечек
пара по дренажным линиям ПВД
Изменение
расхода топлива при протечке пара по дренажной линии:
36.20
ПВД
№ 7
т
- 22.78 ; x 7(5)
- 22.391 ; э 6 - 22.330 ; эд - 22.333 ; i 6 - 22.146 ; i 7
- 22.147 ; - 22.93 ; i д 7 - 22.145 ; x 7(6) - 22.392 ; Δb
- 27.9
+
36.21
ПВД
№ 8
т
- 22.79 ; э7 - 22.331 ; i 8 - 22.148 ; i 7 - 22.147 ;
Δв - 27.9 ; τ0 - 6.44
Расчет изменения расхода топлива при протечке питательной
воды через байпас ПВД
36.22
Изменение
мощности турбоагрегата
МВт
21.11
- 22.80
-
36.23
Изменение
расхода условного топлива на энергоблок из-за протечки воды через байпас ПВД
т
; ;
В к - 25.38 ; - 25.37 ; - 36.22 ;
Δв - 27.9 ;
τ0 - 6.44; - 22.240 ; t пв - 22.196 ; k 1 -
5.417; f - 11.167; - 25.6
+
Расчет изменений расходов топлива при отключении ПВД
Отключение ПВД № 6
36.24
Условие
выполнения расчета
Если x 6(1) = 0, то расчеты по п. 36.25 не выполняются
x 6(1) - 22.381
-
ΔB 6 = 0
36.25
Изменение
расхода топлива на энергоблок из-за отключения ПВД № 6
ΔB 6
т
ΔвΔ N 6 τ 0 ; Δ N 6 - 21.14
Δв - 27.9 ; τ0 - 6.44
+
Отключение ПВД № 7 и 8
36.26
Условие
выполнения расчета
Если x 7(1) = 0, то расчеты по п. 36.27 не выполняются
x 7 (1) - 22.389
-
ΔВ7,8
= 0
36.27
Изменение
расхода топлива на энергоблок из-за отключения ПВД № 7 и 8
ΔВ7,8
т
* ; ; Δ N 7,8 - 21.15; ;
Δв
- 27.9 ; Вк - 25.38 ; - 25.37 ; k 1 - 5.417; f - 11.146; f 1 - 11.167; Д0 - 22.1 ; - 25.6 ;
τ0 - 6.44
+
Д0
= G пв - 22.1
Отключение ПВД № 8
36.28
Условие
выполнения расчетов
Если x 8(1) = 0, то расчеты по п. 36.99 не выполняются
x 8(1) - 22.394
-
ΔB 8 = 0
36.29
Изменение
расхода топлива на турбоагрегат из-за отключения ПВД № 8
ΔB 8
т
; ΔN 8 - 21.16; ; ;
Δв
- 27.9 ; Вк - 25.38 ; - 25.37 ; k 1 - 5.417; f - 11.147; Д0 - 22.1 ; f 1 - 11.167; -
25.6 ; τ0 - 6.44
+
Д0
= G пв - 22.1
Отключение ПВД № 6 - 8
36.30
Условие
выполнения расчетов
Если x 9(1) = 0, то расчеты по п. 36.31 не выполняются
x 9(1) - 22.396
-
ΔB 6,7,8 = 0
36.31
Изменение
расхода топлива на энергоблок из-за отключения ПВД № 6, 7, 8
ΔB 6,7,8
т
;
ΔN 6 ,7,8 -
21.17; ;
;
Δв - 27.9 ; Вк - 25.38 ; - 25.37 ; k 1 -
5.417; f - 11.148; Д0 - 22.1 ; f 1 -
11.167; -
25.6 ; τ0 - 6.44
+
Д0
= G пв - 22.1
36.32 ÷ 36.39...
Расчет отклонений параметров от нормативных значений
36.40
Отклонение
температур воды на выходе из подогревателей
Δtj
°С
- 22.228 ; 22.229 ; 22.231 ; 22.233 ; 22.235 ; 22.238 - 22.240 ; - 36.3 ; 36.10
-
36.41
Отклонение
температуры питательной воды ПВД ( j = 6
÷ 8)
°С
-
36.10 ; - 22.228 ; 22.229 ; 22.231 ; 22.233 ; 22.235 ; 22.238 - 22.240
-
36.42
Расчетный
комплекс
R 42
°С ∙ т
Gj
- 22.54 - 22.61 ; при j = 1 ÷ 3 - 36.3 ; При j
= 4 ÷ 8 - 36.10 ; τ0 - 6.44
+
36.43
-»
R 43
°С ∙ т
- 22.228 ; 22.229 ; 22.231 ; 22.233 ; 22.235 ; 22.238 - 22.240 ; Gj - 22.54 - 22.61 ; τ0
- 6.44
+
36.44
-»
R 44
°С ∙ т
Gj
- 22.54 - 22.61 ; При j = 1 ÷ 5 Δtj - 36.40
При
j = 6 ÷ 8 Δtj - 36.41 ;
τ0 - 6.44
+
36.45
-»
R 45
т
Gj
- 22.54 - 22.61 ; τ0 - 6.44
+
36.46
-»
R 46
т 2 /ч
- 22.78 ; Д7 - 22.45 ; τ0 - 6.44
+
36.47
-»
R 4 7
т
Д7 τ0
Д7
- 22.45 ; τ0 -
6.44
+
36.48
-»
R 4 8
т2 /ч
- 22.79 ; Д8 - 22.46 ; τ0 - 6.44
+
36.49
Расчетный
комплекс
R 4 9
т
Д8 τ0
Д8
- 22.46 ; τ0 -
6.44
+
36.50
-»
R 50
т2 /ч
- 22.80 ; G пв - 22.1 ; τ0 - 6.44
+
36.51
-»
R 51
т
G пв ∙
τ0
G пв - 22.1 ;
τ0 - 6.44
+
Изменение
расхода топлива из-за отключения:
36.52
ПВД
для выдачи в выходную форму
т
ΔВ 6
+ ΔВ 7, 8 + ΔВ 8 + ΔВ 6,
7, 8
ΔВ 6
- 36.25 ; ΔВ 7,8
- 36.27 ; ΔВ 8
- 36.29 ; ΔВ 6,7,8
- 36.31
+
36.53
ПНД
для выдачи в выходную форму
т
- 36.19
+
36.54
Суммарное
изменение расхода топлива по системе регенерации для выдачи в выходную форму
ΔВрег
т
-
36.14 ; - 36.16 ; - 36.53 ; - 36.20 ; - 36.21 ; - 36.23 ; - 36.52
+
Таблица 37
Номер показателя
Наименование показателя
Обозначение
Размерность
Формула вычисления
Контрольное значение
Исходная информация
Накопление
Примечание
1
2
3
4
5
6
7
8
9
37.1
Относительный
расход конденсата на уплотнения питательного насоса
-
G к
упл - 22.35; -
5.354
+
37.2
Отклонение
относительного расхода конденсата на уплотнения питательного насоса от
нормативного значения
-
-
37.1
-
37.3
Изменение
внутренней мощности турбоагрегата из-за отклонения расхода конденсата на
уплотнения питательных насосов
Δ N упл.пн
МВт
; - 21.21
-
37.2 ; - 5.354
-
37.4
Изменение
расхода тепла на турбоагрегат из-за отклонения расхода конденсата на
уплотнения питательных насосов
Δ Q к.упл
; - 21.22
-
37.2 ; - 5.354
-
37.5
Перерасход
топлива из-за отклонения расхода конденсата на уплотнения питательного насоса
от нормативного значения
Δ B к.упл
т
Δв -
27.9; - 25.37; Δ Q к.упл - 37.4 ; Δ N упл.пн - 37.3 ;
τ0 - 6.44
+
Питательные электронасосы
37.6
Внутренняя
мощность изоэнтропийного сжатия воды в насосе без мощности впрыска
МВт
- 22.249; - 22.280; -
22.281; G пв -
22.1
-
37.7
Внутренняя
мощность изоэнтропийного сжатия воды в насосе на впрыск из промежуточной
ступени
МВт
0,9 ∙ 10-3 G впр
-
G впр - 22.5
-
Расчеты
по пп. 37.6 - 37.10 выполняются для турбоагрегатов типа T-100-130,
T-175-130, Т-180-130, каждого работающего насоса
37.8
Фактический
КПД агрегата ПЭН
ηПЭН
-
- 37.6 ; -
37.7 ; N ПЭН -
22.300
-
37.9
Отклонение
КПД ПЭН от нормативного значения
-
;
G пв - 22.1; ηПЭН - 37.7
37.10
Перерасход
топлива из-за отклонения КПД ПЭН от нормативного
т
Δв
- 27.9; N ПЭН -
22.300; ΔηПЭН - 37.9 ;τ0 - 6.44
+
37.11
Суммарный
перерасход топлива из-за состояния ПЭН
Δ B ПЭН
т
Δ B к.упл - 37.5 ; - 37.10
+
37.12
Суммарный
перерасход из-за состояния питательных электронасосов
т
Δ B ПЭН-1 + Δ B ПЭН-2
Δ B ПЭН-1 - 37.11 ; Δ B ПЭН-2 - 37.11
+
37.12.
Рассчитывается для блочных показателей. В форму АЭ6 выдается показатель п. 37.11
Питательные турбонасосы
37.13
Внутренний
относительный КПД приводной турбины ПТН
ηпт
-
- 22.101; - 22.102; - 22.138
-
37.14
Отклонение
КПД приводной турбины ПТН от нормативного
Δηпт
-
-
5.231; ηпт - 37.13
-
37.15
Изменение
внутренней мощности турбоагрегата из-за изменения КПД приводной турбины ПТН
МВт
Δηпт
- 37.14 ; ηпт
- 37.13 ; -
21.8
-
37.16
Перерасход
топлива из-за отклонения КПД приводной турбины ПТН
Δ B пт
т
- 37.15 ;
Δв - 27.9; -
22.101; -
22.133; Δηпт - 37.14 ; ηпт - 37.13 ; - 25.37; τ0
- 6.44; f - 11.29; Д0 = G пв - 22.1
+
37.17
Внутренняя
мощность изоэнтропийного сжатия воды в насосе без мощности впрыска
МВт
- 22.249; - 22.280; -
22.281; G пв -
22.1
-
37.18
Внутренняя
мощность изоэнтропийного сжатия воды в насосе на впрыск из промежуточной
ступени
МВт
0,9 ∙ 10-3 G впр
G впр - 22.5
-
37.19
Мощность,
подводимая к агрегату ПТН
N ПТН
МВт
- 22.101; - 22.138; ДПТН - 22.12
-
37.20
Внутренний
относительный КПД агрегата ПТН
ηПТН
-
37.17 ; - 37.18 ; N ПТН - 37.19
-
37.21
Нормативный
КПД питательного насоса
-
f ( G пв )
f - 11.58;
G пв -
22.1
-
37.22
Отклонение
КПД ПТН от нормативного значения
ΔηПТН
-
;
-
37.21 ; - 5.231; ηПТН - 37.20
-
37.23
Внутренний
относительный КПД питательного насоса
ηна
-
ηПТН
- 37.20 ; ηпт
- 37.13 ; ηмех.н
- 5.277
-
37.24
Отклонение
КПД питательного насоса от нормативного значения
Δηна
-
-
37.21 ; ηна - 37.23
-
37.25
Изменение
внутренней мощности турбоагрегата из-за изменения КПД питательного насоса
МВт
Δηна
- 37.24 ; ηна
- 37.23 ; -
21.9
-
37.26
Перерасход
топлива из-за отклонения КПД питательного насоса от нормативного значения
Δ B на
т
-
37.25 ; Δв - 27.9; - 22.101; - 22.133; Δη на - 37.24 ; -
37.23 ; - 25.37; f
- 11.29; τ0 - 6.44; Д0 = G пв - 22.1
+
37.27
Перерасход
топлива из-за отклонения КПД ПТН от нормативного значения
т
- 37.6 ; - 37.26
+
37.28
Суммарный
перерасход топлива из-за состояния ПТН
ΔB ПТН
т
- 37.5 ; - 37.7
+
37.29
Расчетный
комплекс
R 22
-
- 37.5 ; - 37.2
+
37.30
-»
R 23
т
- 37.10 ; - 37.9
+
37.31
-»
R 23
т
- 37.16 ; - 37.14
+
37.32
-»
R 24
т
- 37.26 ;
Δηна - 37.24
+
37.33
-»
R 25
т
-
37.27 ; ΔηПТН - 37.22
+
37.34
-»
R 26
т
G пв ∙
τ0
G пв - 22.1
+
37.35
-»
R 27
-
τ 0
τ 0 - 6.44
+
Таблица 38
Номер показателя
Наименование показателя
Обозначение
Размерность
Формула вычисления
Контрольное значение
Исходная информация
Накопление
Примечание
1
2
3
4
5
6
7
8
9
38.1
Теоретический
объем:
Воздуха
газов
м3 /кг
;
; ;
; ; ;
;
- 6.4; - 6.5; - 5.123; - 5.127; - 5.119; - 5.120; - 5.124; l т - 25.14; l м - 25.15; l г - 25.16; - 5.122; - 5.126; - 5.129; - 5.121; - 5.125; - 5.128
м3 /кг
38.2
Теплоемкость
газов теоретического состава:
за
воздухоподогревателем
ккал/м3 ∙ °С
;
;
υух
- 22.209; - 22.450; t хв - 22.205; - 22.207
перед
воздухоподогревателем
ккал/м3 ∙ °С
;
;
t гв - 22.208; l т - 25.14; l м - 25.15; l г - 25.16; f - 11.175
Теплоемкость
воздуха:
холодного
c хв
ккал/м3 ∙ °С
0,315 + 13 ∙ 10-6 t хв
перед
воздухоподогревателем
c в(вп)
ккал/м3 ∙ °С
горячего
c гв
ккал/м3 ∙ °С
0,315 + 21 ∙ 10-6 t гв
в
газах за воздухоподогревателем
c в(ух)
ккал/м3 ∙ °С
0,315 + 15 ∙ 10-6 υух
в
газах перед воздухоподогревателем
c в(вх)
ккал/м3 ∙ °С
38.3
Изменение
подогрева воздуха
δ t кф
°С
- 22.206; t хв - 22.205; - 22.207; - 21.106; -
26.106
δ t рец
°С
38.4
Коэффициент
изменения объема воздуха из-за рециркуляции:
фактический
K ψ
;
Δt рец - 38.3 ; - 26.106; t гв - 22.208; t хв - 22.205
нормативный
38.5
Исходно-нормативное
разрежение и давление среды по тракту котла:
за переходной зоной
кгс/м2
f - 11.168
÷ 11.171, 11.173 ÷ 11.174; - 25.6
за экономайзером
кгс/м2
за воздухоподогревателем
кгс/м2
за золоуловителями
кгс/м2
перед вентиляторами
кгс/м2
за вентиляторами
кгс/м2
38.6
Объем
газов рециркуляции
V рец
тыс. м3 /ч
f ( N др , S вп )
N др -
22.299; S вп -
22.443; B к -
25.38; , -
38.1 ; α - 25.26; - 38.5 ; n - f - 11.169
Коэффициент
изменения объема газов из-за рециркуляции
Kr
Рост
разрежения газов за экономайзером из-за рециркуляции
ΔSr
кгс/м2
38.7
Нормативное
разрежение и давление среды по тракту котла:
за
переходной зоной
кгс/м2
, - 38.5 ; Kr - 38.6 ; ΔSr - 38.6 ; - 38.4 ; - 25.6; f - 11.172; n - f -
11.168; f - 11.169; f - 11.173; f - 11.174;
за
экономайзером
кгс/м2
за
воздухоподогревателем
кгс/м2
за
золоуловителями
кгс/м2
за
дымососами
кгс/м2
перед
вентиляторами
кгс/м2
за
вентиляторами
кгс/м2
38.8
Фактический
и нормативный перепад разрежения по тракту газов:
ΔS
кгс/м2
- 5.141; S н - 38.7 ; H н - 38.7 ; S т -
22.441; - 22.442; - 22.443; -
22.444; - 22.445; - 22.446; -
22.447; - 22.448
в
пароперегревателе
;
;
в
экономайзере
;
;
в
воздухоподогревателе
;
;
в
золоуловителях
;
;
в
конвективной шахте (тракт ПП-ЭК)
;
;
Полный
напор, развиваемый дымососами
;
;
Полный
напор, развиваемый вентиляторами
;
38.9
Нормативные
присосы и перетоки воздуха:
в
системе пылеприготовления
,
;
- 5.144; - 5.145; - 5.147; - 5.146; - 5.98; -
25.6; -
5.148; - 38.7 ; - 38.5 n - f - 11.168 ÷ 11.174
в
топке
в
экономайзере
;
;
в
конвективной шахте (тракт ПП-ВП)
;
;
в
воздухоподогревателе
в
верхнем сечении воздухоподогревателя
в
нижнем сечении воздухоподогревателя
в
золоуловителях
;
38.10
Фактические
присосы и перетоки воздуха:
в
системе пылеприготовления
Δαпс
-
Если N м i = 0, то ппс i =
0
Если N м i > 0 то ппс i =
1.
l - 38.9 ; - 5.157; -
5.158; Δα д(из) -
5.160; - 38.7 ; - 5.161; - 5.162; Диз -
5.163; Дк - 22.29; - 22.445; -
38.9 ; N м i -
22.303
в
топке
Δαт
;
в
экономайзере
Δαэк
;
в
воздухоподогревателе
Δβвп
-
Δα кш -
Δαэк ;
в
верхнем сечении воздухоподогревателя
Δβвр
-
0,5Δβвп
в
нижнем сечении воздухоподогревателя
Δβнж
-
Δβвп
- Δβвр
в
золоуловителях
Δαд
-
38.11
Фактический
и нормативный коэффициент избытка воздуха:
в
воздухоподогревателе со стороны воздуха
-
βвп = α - Δαт - Δαпс + Δβвр ;
αн
- 26.107; α - 25.26; Δα, Δβ - 38.10 ; Δαн , Δβн
- 38.9
в
вентиляторе
-
βдв = βвп +
Δβиж ; ;
за
экономайзером
-
αэк = α + Δαэк ;
;
в
воздухоподогревателе со стороны газов
-
αвп = αэк +
Δβвр ; ;
в
уходящих газах
-
αух = αвп +
Δβиж ; ;
за
золоуловителями
-
αд = αух +
Δαд ; ;
38.12
Фактический
и нормативный избыток воздуха
-
ΔαΣ = α - 1; ;
α
- 25.26; αн - 26.97; - 38.11
-
ΔαэкΣ = αэк
- 1; ;
-
ΔαвпΣ = αвп
- 1; ;
-
ΔαухΣ = αух
- 1; ;
-
ΔαдΣ = αд
- 1; ;
38.13
Рост
сопротивления из-за отложений:
в
пароперегревателе
δS ξ пп
кгс/м2
;
;
Δ S ,
ΔS н - 38.8 ; ΔαΣ , -
38.12 ; , - 38.1 ; n - f - 11.168; f -
11.169; f - 11.170
в
экономайзере
δS ξ эк
кгс/м2
;
в
воздухоподогревателе
δS ξ вп
кгс/м2
;
в
конвективной шахте (тракт ПП-ЭК)
δS ξ кш
кгс/м2
δS ξ пп + δS ξ эк ;
Если δS ξ кш , δS ξ вп <
0, принять δS ξ кш , δS ξ вп = 0
Коэффициент
роста отложений
в
конвективной шахте
ξкш
в
воздухоподогревателе
ξвп
Анализ влияния параметров на режим работы
воздухоподогревателя и температуру уходящих газов
38.14
Расчетные
комплексы
W г( вх)
;
, - 38.1 ; c в(вх) - 38.2 ; ΔαΣ - 38.12 ; - 38.2 ; - 38.2
W г( вых)
;
W г( ух)
;
W г(д )
38.15
Тепло,
полученное воздухом
Q б
ккал/кг
;
-
38.1 ; K ψ - 38.4 ; β вп - 38.11 ; c гв - 38.2 ; t гв -
28.208; c в(вп) - 38.2 ; - 22.207; φрвп - 5.152; υух
- 22.209; W г i - 38.14 ; Δβвр - 38.10 ; - 38.9
Снижение
температуры газов из-за перетока воздуха в нижнем сечении
°С
,
;
Температура
газов в нижнем сечении
°С
;
Температура
газов в верхнем сечении
°С
;
Изменение
температуры газов из-за перетока в верхнем сечении
°С
Температурный
напор
Δ t рвп
°С
38.16
Температура
газов перед экономайзером (приближенное значение)
°С
;
t пв - 22.196; - 25.6; - 22.450; G пв - 22.1; B к - 25.38; f
- 11.176; - 22.439
38.17
Тепловоспринимающая
способность воздухоподогревателя
Q рвп
Гкал/°С
Q
- 38.15 ; δB к - 25.38; - 38.15 ; - 6.50; - 25.6; f - 11.177
Снижение
тепловоспринимающей способности воздухоподогревателя
δ Q рвп
%
,
Если δ Q рвп < 0, принять δ Q рвп = 0 δ Q рвп выводится на печать и вносится в массив
нормативно-справочной информации алгоритма (табл. 5). После расчета признак
чистки K рвп
зануляется.
38.18
Коэффициент
влияния температуры питательной воды на температуру газов за экономайзером
K эк
- 38.16 ; - 22.450; t пв - 22.196;
Коэффициент
влияния температуры воздуха за калориферами на температуру уходящих газов
K 10
- 38.15 ; - 38.15 ; - 22.207
38.19
Изменение
температуры уходящих газов из-за изменения:
δ t кф - 38.3 ; δ t рец - 38.3 ;
Δα, Δαн - 38.9 ; Δβ, Δβн - 38.9 ; α - 25.26; - 26.97; -
38.15 ; S т -
22.441; - 5.141; - 6.47; Kr
- 38.6 ; t пв -
22.196; - 26.136; - 38.13 ; - 38.13 ; K 10 , K эк - 38.18 ; K 16 - 38.15 ; K 12 -
5.132; K 13 -
5.133; K 14 -
5.134; K 17 -
5.136; K 19 -
5.138; f - 11.178; f - 11.179
подогрева
воздуха в калориферах
°С
K 0 δt кф
подогрева
рециркуляцией
°С
0,856 K 10 δt рец
присосов
в систему пылеприготовления
°С
присосов
в топку
°С
коэффициент
избытка воздуха в топке
°С
перетока
в верхнем сечении воздухоподогревателя
°С
перетока
в нижнем сечении воздухоподогревателя
°С
разрежения
в верху топки
°С
тепловоспринимающей
способности РВП
°С
рециркуляции
газов
°С
температуры
питательной воды
°С
отложений
на тракте ПП-ЭК
°С
отложений
в воздухоподогревателе
°С
38.20
Общее
изменение температуры уходящих газов
°С
υух
- 22.209; -
22.106; - 38.19
Изменение
температуры уходящих газов из-за анализируемых параметров
°С
,
i = 10 ÷ 22
Остаток
баланса
°С
Анализ расхода электроэнергии механизмами тяги и
дутья
38.21
Изменение
температуры газов из-за присосов в золоуловители
°С
υух
- 22.209; -
22.440; t нв -
22.215; - 38.14 ; Δαд - 38.9 ; - 38.9 ; - 38.20
Нормативная
температура газов за дымососами
°С
Фактическая
температура газов за дымососами
°С
38.22
Фактический
и нормативный объем среды, проходящей:
дымососы
тыс. м3 /ч
B к - 25.38; - 26.128; , - 38.1 ;
αд - 38.11 ; - 22.206; βдв , - 38.11 ; K ψ , - 38.4
тыс. м3 /ч
вентиляторы
тыс. м3 /ч
тыс. м3 /ч
38.23
Фактический
и нормативный КПД:
дымососа
ηд
V д , V дв - 38.22 ; , - 38.22 ; - 5.142; - 5.143; N д - 22.297; N дв - 22.298; - 22.289; f - 11.180
÷ 11.183; - 5.140
%
;
вентилятора
%
%
;
Нормативная
мощность дымососа
38.24
Отклонение
расхода электроэнергии дымососами из-за изменения:
кВт
, - 38.22 ; , - 38.8 ; , - 38.23 ; - 5.140; - 22.289
объема
газов
кВт
полного
напора
кВт
КПД
кВт
Общее
отклонение
кВт
Нормативная
мощность вентилятора
38.25
Отклонение
расхода электроэнергии вентиляторами из-за изменения:
кВт
, - 38.22 ; , - 38.8 ; , - 38.2 ; - 5.140; - 22.289
объема
воздуха
Δ N дв Q
кВт
полного
напора
Δ N дв H
кВт
КПД
ΔN двη
кВт
Общее
отклонение
Δ N дв
кВт
Анализ изменения расхода топлива
38.41
Расчетные
комплексы
ω г
, - 38.1 ; - 38.2 ; - 38.2 ; - 38.2 ; - 38.12 ; - 26.108; - 26.105; - 25.38; - 26.113
ωв
ωхв
f ω
φ
Δ t ух
°С
Поправки
к расходу топлива из-за изменения потери q 2 в тоннах условного топлива
т/ч
; i = 11 ÷ 13; 17 ÷ 23
t хв - 22.205; υух
- 22.209; -
38.19 ; - 38.3 ; , -
38.9 ; , -
38.9 ; -
38.11 ; α - 25.26; αн -
26.97
т/ч
т/ч
т/ч
т/ч
Поправка
к расходу условного топлива из-за общего изменения потери q 2
т/ч
, i = 10 ÷ 15, 17 ÷ 24
- 38.41
38.42
Поправки
к расходу условного топлива из-за изменения расхода электроэнергии на тягу и
дутье
т/ч
Δвкомп Δ Ni , i = Д( Q ), Д( S ),
Д(η), Д, Дв( Q ), Дв( H ), Дв(η), Дв
Δвкомп
- 27.8; Δ Ni - 38.24 ; 38.25
-
Поправка
к расходу условного топлива из-за изменения расхода электроэнергии на тягу и
дутье
т/ч
,
i = Д, Дв
38.43
Суммарная
поправка к расходу условного топлива из-за изменения состояния котла
ΔB к
т/ч
i = 12, 13, 15, 18, 21, 22, Д(η),
Дв(η)
- 38.41 ; - 38.42
+
38.48
Расчетные
комплексы
ατ
αВк
α
- 25.26; t хв -
25.205; -
22.207; αн - 26.97; - 5.141; - 5.82; S т - 22.441; В к , - 25.38, 26.128
+
t хвτ
t хв Вк
+
+
+
+
+
+
Таблица 38
Номер показателя
Наименование показателя
Обозначение
Размерность
Формула вычисления
Контрольное значение
Исходная информация
Накопление
Примечание
1
2
3
4
5
6
7
8
9
38.1
Теоретический
объем:
Воздуха
газов
м3 /кг
;
; ;
; ; ;
;
- 6.4; - 6.5; - 5.123; - 5.127; - 5.119; - 5.120; - 5.124; l т - 25.14; l м - 25.15; l г - 25.16; - 5.122; - 5.126; - 5.129; - 5.121; - 5.125; - 5.128
м3 /кг
38.2
Теплоемкость
газов теоретического состава:
за
воздухоподогревателем
ккал/м3 ∙ °С
;
;
υух
- 22.209; - 22.450; t хв - 22.205; - 22.207
перед
воздухоподогревателем
ккал/м3 ∙ °С
;
;
t гв - 22.208; l т - 25.14; l м - 25.15; l г - 25.16; f - 11.175
Теплоемкость
воздуха:
холодного
c хв
ккал/м3 ∙ °С
0,315 + 13 ∙ 10-6 t хв
перед
воздухоподогревателем
c в(вп)
ккал/м3 ∙ °С
горячего
c гв
ккал/м3 ∙ °С
0,315 + 21 ∙ 10-6 t гв
в
газах за воздухоподогревателем
c в(ух)
ккал/м3 ∙ °С
0,315 + 15 ∙ 10-6 υух
в
газах перед воздухоподогревателем
c в(вх)
ккал/м3 ∙ °С
38.3
Изменение
подогрева воздуха
δ t кф
°С
- 22.206; t хв - 22.205; - 22.207; - 21.106; -
26.106
δ t рец
°С
38.4
Коэффициент
изменения объема воздуха из-за рециркуляции:
фактический
K ψ
;
Δt рец - 38.3 ; - 26.106; t гв - 22.208; t хв - 22.205
нормативный
38.5
Исходно-нормативное
разрежение и давление среды по тракту котла:
за переходной зоной
кгс/м2
f - 11.168
÷ 11.171, 11.173 ÷ 11.174; - 25.6
за экономайзером
кгс/м2
за воздухоподогревателем
кгс/м2
за золоуловителями
кгс/м2
перед вентиляторами
кгс/м2
за вентиляторами
кгс/м2
38.6
Объем
газов рециркуляции
V рец
тыс. м3 /ч
f ( N др , S вп )
N др -
22.299; S вп -
22.443; B к -
25.38; , -
38.1 ; α - 25.26; - 38.5 ; n - f - 11.169
Коэффициент
изменения объема газов из-за рециркуляции
Kr
Рост
разрежения газов за экономайзером из-за рециркуляции
ΔSr
кгс/м2
38.7
Нормативное
разрежение и давление среды по тракту котла:
за
переходной зоной
кгс/м2
, - 38.5 ; Kr - 38.6 ; ΔSr - 38.6 ; - 38.4 ; - 25.6; f - 11.172; n - f -
11.168; f - 11.169; f - 11.173; f - 11.174;
за
экономайзером
кгс/м2
за
воздухоподогревателем
кгс/м2
за
золоуловителями
кгс/м2
за
дымососами
кгс/м2
перед
вентиляторами
кгс/м2
за
вентиляторами
кгс/м2
38.8
Фактический
и нормативный перепад разрежения по тракту газов:
ΔS
кгс/м2
- 5.141; S н - 38.7 ; H н - 38.7 ; S т -
22.441; - 22.442; - 22.443; -
22.444; - 22.445; - 22.446; -
22.447; - 22.448
в
пароперегревателе
;
;
в
экономайзере
;
;
в
воздухоподогревателе
;
;
в
золоуловителях
;
;
в
конвективной шахте (тракт ПП-ЭК)
;
;
Полный
напор, развиваемый дымососами
;
;
Полный
напор, развиваемый вентиляторами
;
38.9
Нормативные
присосы и перетоки воздуха:
в
системе пылеприготовления
,
;
- 5.144; - 5.145; - 5.147; - 5.146; - 5.98; -
25.6; -
5.148; - 38.7 ; - 38.5 n - f - 11.168 ÷ 11.174
в
топке
в
экономайзере
;
;
в
конвективной шахте (тракт ПП-ВП)
;
;
в
воздухоподогревателе
в
верхнем сечении воздухоподогревателя
в
нижнем сечении воздухоподогревателя
в
золоуловителях
;
38.10
Фактические
присосы и перетоки воздуха:
в
системе пылеприготовления
Δαпс
-
Если N м i = 0, то ппс i =
0
Если N м i > 0 то ппс i =
1.
l - 38.9 ; - 5.157; -
5.158; Δα д(из) -
5.160; - 38.7 ; - 5.161; - 5.162; Диз -
5.163; Дк - 22.29; - 22.445; -
38.9 ; N м i -
22.303
в
топке
Δαт
;
в
экономайзере
Δαэк
;
в
воздухоподогревателе
Δβвп
-
Δα кш -
Δαэк ;
в
верхнем сечении воздухоподогревателя
Δβвр
-
0,5Δβвп
в
нижнем сечении воздухоподогревателя
Δβнж
-
Δβвп
- Δβвр
в
золоуловителях
Δαд
-
38.11
Фактический
и нормативный коэффициент избытка воздуха:
в
воздухоподогревателе со стороны воздуха
-
βвп = α - Δαт - Δαпс + Δβвр ;
αн
- 26.107; α - 25.26; Δα, Δβ - 38.10 ; Δαн , Δβн
- 38.9
в
вентиляторе
-
βдв = βвп +
Δβиж ; ;
за
экономайзером
-
αэк = α + Δαэк ;
;
в
воздухоподогревателе со стороны газов
-
αвп = αэк +
Δβвр ; ;
в
уходящих газах
-
αух = αвп +
Δβиж ; ;
за
золоуловителями
-
αд = αух +
Δαд ; ;
38.12
Фактический
и нормативный избыток воздуха
-
ΔαΣ = α - 1; ;
α
- 25.26; αн - 26.97; - 38.11
-
ΔαэкΣ = αэк
- 1; ;
-
ΔαвпΣ = αвп
- 1; ;
-
ΔαухΣ = αух
- 1; ;
-
ΔαдΣ = αд
- 1; ;
38.13
Рост
сопротивления из-за отложений:
в
пароперегревателе
δS ξ пп
кгс/м2
;
;
Δ S ,
ΔS н - 38.8 ; ΔαΣ , - 38.12 ; , - 38.1 ; n - f - 11.168; f -
11.169; f - 11.170
в
экономайзере
δS ξ эк
кгс/м2
;
в
воздухоподогревателе
δS ξ вп
кгс/м2
;
в
конвективной шахте (тракт ПП-ЭК)
δS ξ кш
кгс/м2
δS ξ пп + δS ξ эк ;
Если δS ξ кш , δS ξ вп <
0, принять δS ξ кш , δS ξ вп = 0
Коэффициент
роста отложений
в
конвективной шахте
ξкш
в
воздухоподогревателе
ξвп
Анализ влияния параметров на режим работы
воздухоподогревателя и температуру уходящих газов
38.14
Расчетные
комплексы
W г( вх)
;
, - 38.1 ; c в(вх) - 38.2 ; ΔαΣ - 38.12 ; - 38.2 ; - 38.2
W г( вых)
;
W г( ух)
;
W г(д )
38.15
Тепло,
полученное воздухом
Q б
ккал/кг
;
-
38.1 ; K ψ - 38.4 ; β вп - 38.11 ; c гв - 38.2 ; t гв -
28.208; c в(вп) - 38.2 ; - 22.207; φрвп - 5.152; υух
- 22.209; W г i - 38.14 ; Δβвр - 38.10 ; - 38.9
Снижение
температуры газов из-за перетока воздуха в нижнем сечении
°С
,
;
Температура
газов в нижнем сечении
°С
;
Температура
газов в верхнем сечении
°С
;
Изменение
температуры газов из-за перетока в верхнем сечении
°С
Температурный
напор
Δ t рвп
°С
38.16
Температура
газов перед экономайзером (приближенное значение)
°С
;
t пв - 22.196; - 25.6; - 22.450; G пв - 22.1; B к - 25.38; f
- 11.176; - 22.439
38.17
Тепловоспринимающая
способность воздухоподогревателя
Q рвп
Гкал/°С
Q
- 38.15 ; δB к - 25.38; - 38.15 ; - 6.50; - 25.6; f - 11.177
Снижение
тепловоспринимающей способности воздухоподогревателя
δ Q рвп
%
,
Если δ Q рвп < 0, принять δ Q рвп = 0 δ Q рвп выводится на печать и вносится в массив
нормативно-справочной информации алгоритма (табл. 5). После расчета признак
чистки K рвп
зануляется.
38.18
Коэффициент
влияния температуры питательной воды на температуру газов за экономайзером
K эк
- 38.16 ; - 22.450; t пв - 22.196;
Коэффициент
влияния температуры воздуха за калориферами на температуру уходящих газов
K 10
- 38.15 ; - 38.15 ; - 22.207
38.19
Изменение
температуры уходящих газов из-за изменения:
δ t кф - 38.3 ; δ t рец - 38.3 ;
Δα, Δαн - 38.9 ; Δβ, Δβн - 38.9 ; α - 25.26; - 26.97; -
38.15 ; S т -
22.441; - 5.141; - 6.47; Kr
- 38.6 ; t пв -
22.196; - 26.136; - 38.13 ; - 38.13 ; K 10 , K эк - 38.18 ; K 16 - 38.15 ; K 12 -
5.132; K 13 -
5.133; K 14 -
5.134; K 17 -
5.136; K 19 -
5.138; f - 11.178; f - 11.179
подогрева
воздуха в калориферах
°С
K 0 δt кф
подогрева
рециркуляцией
°С
0,856 K 10 δt рец
присосов
в систему пылеприготовления
°С
присосов
в топку
°С
коэффициент
избытка воздуха в топке
°С
перетока
в верхнем сечении воздухоподогревателя
°С
перетока
в нижнем сечении воздухоподогревателя
°С
разрежения
в верху топки
°С
тепловоспринимающей
способности РВП
°С
рециркуляции
газов
°С
температуры
питательной воды
°С
отложений
на тракте ПП-ЭК
°С
отложений
в воздухоподогревателе
°С
38.20
Общее
изменение температуры уходящих газов
°С
υух
- 22.209; -
22.106; - 38.19
Изменение
температуры уходящих газов из-за анализируемых параметров
°С
,
i = 10 ÷ 22
Остаток
баланса
°С
Анализ расхода электроэнергии механизмами тяги и
дутья
38.21
Изменение
температуры газов из-за присосов в золоуловители
°С
υух
- 22.209; -
22.440; t нв - 22.215;
- 38.14 ; Δαд - 38.9 ; - 38.9 ; - 38.20
Нормативная
температура газов за дымососами
°С
Фактическая
температура газов за дымососами
°С
38.22
Фактический
и нормативный объем среды, проходящей:
дымососы
тыс. м3 /ч
B к - 25.38; - 26.128; , - 38.1 ;
αд - 38.11 ; - 22.206; βдв , - 38.11 ; K ψ , - 38.4
тыс. м3 /ч
вентиляторы
тыс. м3 /ч
тыс. м3 /ч
38.23
Фактический
и нормативный КПД:
дымососа
ηд
V д , V дв - 38.22 ; , - 38.22 ; - 5.142; - 5.143; N д - 22.297; N дв - 22.298; - 22.289; f - 11.180
÷ 11.183; - 5.140
%
;
вентилятора
%
%
;
Нормативная
мощность дымососа
38.24
Отклонение
расхода электроэнергии дымососами из-за изменения:
кВт
, - 38.22 ; , - 38.8 ; , - 38.23 ; - 5.140; - 22.289
объема
газов
кВт
полного
напора
кВт
КПД
кВт
Общее
отклонение
кВт
Нормативная
мощность вентилятора
38.25
Отклонение
расхода электроэнергии вентиляторами из-за изменения:
кВт
, - 38.22 ; , - 38.8 ; , - 38.2 ; - 5.140; - 22.289
объема
воздуха
Δ N дв Q
кВт
полного
напора
Δ N дв H
кВт
КПД
ΔN двη
кВт
Общее
отклонение
Δ N дв
кВт
Анализ изменения расхода топлива
38.41
Расчетные
комплексы
ω г
, - 38.1 ; - 38.2 ; - 38.2 ; - 38.2 ; - 38.12 ; - 26.108; - 26.105; - 25.38; - 26.113
ωв
ωхв
f ω
φ
Δ t ух
°С
Поправки
к расходу топлива из-за изменения потери q 2 в тоннах условного топлива
т/ч
; i = 11 ÷ 13; 17 ÷ 23
t хв - 22.205; υух
- 22.209; -
38.19 ; - 38.3 ; , -
38.9 ; , -
38.9 ; -
38.11 ; α - 25.26; αн -
26.97
т/ч
т/ч
т/ч
т/ч
Поправка
к расходу условного топлива из-за общего изменения потери q 2
т/ч
, i = 10 ÷ 15, 17 ÷ 24
- 38.41
38.42
Поправки
к расходу условного топлива из-за изменения расхода электроэнергии на тягу и
дутье
т/ч
Δвкомп Δ Ni , i = Д( Q ), Д( S ),
Д(η), Д, Дв( Q ), Дв( H ), Дв(η), Дв
Δвкомп
- 27.8; Δ Ni - 38.24 ; 38.25
-
Поправка
к расходу условного топлива из-за изменения расхода электроэнергии на тягу и
дутье
т/ч
,
i = Д, Дв
38.43
Суммарная
поправка к расходу условного топлива из-за изменения состояния котла
ΔB к
т/ч
i = 12, 13, 15, 18, 21, 22, Д(η),
Дв(η)
- 38.41 ; - 38.42
+
38.48
Расчетные
комплексы
ατ
αВк
α
- 25.26; t хв -
25.205; -
22.207; αн - 26.97; - 5.141; - 5.82; S т - 22.441; В к , - 25.38, 26.128
+
t хвτ
t хв Вк
+
+
+
+
+
+
Таблица 39
Номер показателя
Наименование показателя
Обозначение
Размерность
Контрольное значение
Исходная информация
A
B
λ
1
2
3
4
5
6
7
8
Расчетная формула , где А и В
- накопленные величины λ - масштабный коэффициент
39.1
Отклонение
КПД ЦВД от нормативного значения
ΔηЦВД
-
33.5
33.29
1
39.2
Относительный
перерасход топлива из-за отклонения КПД ЦВД от нормативного значения
%
33.5
25.38
100
39.3
Отклонение
КПД ЦСД № 1 от нормативного значения
ΔηЦСД1
-
33.9
33.30
1
39.4
Относительный
перерасход топлива из-за отклонения КПД ЦСД-1 от нормативного значения
%
33.9
25.38
100
39.5
Отклонение
КПД ЦСД № 2 от нормативного значения
ΔηЦСД2
-
33.14
33.31
1
39.6
Относительный
перерасход топлива из-за отклонения КПД ЦСД № 2 от нормативного значения
%
33.14
25.38
100
39.7
Отклонение
расхода пара из I камеры переднего уплотнения ЦВД от нормативного
значения
-
33.19
33.32
1
39.8
Относительный
перерасход топлива из-за отклонения расхода пара из I камеры переднего
уплотнения ЦВД от нормативного значения
%
33.29
25.38
100
39.9
Отклонение
расхода пара из II камеры переднего уплотнения ЦВД от нормативного
значения
-
33.21
33.33
1
39.10
Относительный
перерасход топлива из-за отклонения расхода пара из II камеры
переднего уплотнения ЦВД от нормативного значения
%
33.21
25.38
100
39.11
Отклонение
расхода пара из I камеры заднего уплотнения ЦВД от нормативного
значения
-
33.23
33.34
1
39.12
Относительный
перерасход топлива из-за отклонения расхода пара из I камеры заднего
уплотнения ЦВД от нормативного значения
%
33.23
25.38
100
39.13
Отклонение
расхода пара из I камеры переднего уплотнения ЦСД № 1 от нормативного
значения
-
33.25
33.35
1
39.14
Относительный
перерасход топлива из-за отклонения расхода пара из I камеры переднего
уплотнения ЦСД № 1 от нормативного значения
%
33.25
25.38
100
39.15
Отклонение
расхода пара на концевые уплотнения всех цилиндров от нормативного значения
-
33.27
33.36
1
39.16
Относительный
перерасход топлива из-за отклонения расхода пара на концевые уплотнения всех
цилиндров от нормативного значения
Δ B упл
%
33.27
25.38
100
39.17
Суммарный
относительный перерасход топлива из-за состояния проточной части трубы
%
33.28
25.38
100
39.18
Отклонение
давления пара в камере регулирующей ступени ЦВД от нормативного значения
кгс/см2
33.38
33.37
1
39.19
...
39.20
Приведенный
расход свежего пара
т/ч
33.37
33.39
1
39.21
Отклонение
расхода конденсата на уплотнения питательного насоса от нормативного значения
Δ G к.упл
-
37.5
37.29
1
39.22
Относительный
перерасход топлива из-за отклонения расхода конденсата на уплотнения
питательного насоса от нормативного значения
Δ B к.упл
%
37.5
25.38
100
39.23
Отклонение
КПД ПЭН от нормативного значения
Δη ПЭН
-
37.10
37.30
1
39.24
Относительный
перерасход топлива из-за отклонения КПД ПЭН от нормативного значения
%
37.10
25.38
100
39.25
Суммарный
относительный перерасход топлива из-за состояния ПЭН
Δ B ПЭН
%
37.11
25.38
100
39.26
Отклонение
КПД ПТН от нормативного значения
ΔηПТН
-
37.27
37.33
1
39.27
Относительный
перерасход топлива из-за отклонения КПД ПТН от его нормативного значения
%
37.27
25.38
100
39.28
Суммарный
относительный перерасход топлива из-за состояния ПТН
Δ B ПТН
%
37.28
25.38
100
39.29
Отклонение
КПД приводной турбины ПТН от нормативного значения
Δηпт
-
37.16
37.31
1
39.30
Относительный
перерасход топлива из-за отклонения КПД приводной турбины ПТН от нормативного
значения
Δ B пт
%
37.16
25.38
100
39.31
Отклонение
КПД питательного насоса от нормативного значения
Δηпн
-
37.26
37.32
1
39.32
Относительный
перерасход топлива из-за отклонения КПД питательного насоса от нормативного
значения
Δ B пн
%
37.26
25.38
100
39.33
Расход
питательной воды
G п.в
т/ч
37.34
37.35
1
Относительный
температурный напор ПСВ № 1:
39.34
при
фактическом состоянии
-
35.83
35.89
1
39.35
при
нормативном состоянии
-
35.84
35.89
1
39.36
Отклонение
относительного температурного напора ПСВ № 1 от норматива
-
35.85
35.89
1
39.37
Относительный
перерасход топлива из-за отклонения от норматива температурного напора ПСВ №
1
Δ B пс1
%
35.9
35.41
25.38
100
Относительный
температурный напор ПСВ № 2:
39.38
при
фактическом состоянии
-
35.86
35.89
1
39.39
при
нормативном состоянии
-
35.87
35.89
1
39.40
Отклонение
относительного температурного напора ПСВ № 2 от норматива
-
35.88
35.89
1
39.41
Относительный
перерасход топлива из-за отклонения от норматива температурного напора ПСВ №
2
Δ B пс2
%
35.52
25.38
100
39.42
Относительные
потери давления в паропроводе ПСВ № 2 при фактическом состоянии
-
35.90
35.94
1
39.43
Отклонение
потерь давления в паропроводе ПСВ № 2 от норматива
-
35.91
35.94
1
39.44
Относительный
перерасход топлива из-за отклонения от норматива потерь давления в
паропроводе ПСВ № 2
%
35.61
25.38
100
39.45
Относительный
перерасход топлива из-за состояния ПСВ
Δ B пс
%
35.82
25.38
100
39.46
Относительный
перерасход топлива из-за отключения ПСВ № 2
Δ B 1
%
35.11
25.38
100
39.47
Количество
ступеней подогрева сетевой воды
r с
шт.
35.95
6.44
1
39.48
Расход
сетевой воды
G св
т/ч
35.96
6.44
1
Температура
воды:
39.49
перед
сетевой установкой
°С
35.97
35.89
1
39.50
за
сетевой установкой
°С
35.98
35.89
1
Тепловая
нагрузка:
39.51
ПСВ
№ 1
Q пс1
Гкал/ч
35.99
6.44
1
39.52
ПСВ
№ 2
Q пс2
Гкал/ч
35.100
6.44
1
39.53
Общая
тепловая нагрузка сетевой установки
Q пс
Гкал/ч
35.101
6.44
1
39.54
Относительный
расход воды через групповой обвод ПСВ № 1 и ПСВ № 2
-
35.92
35.89
1
39.55
Отклонение
относительного расхода воды через групповой обвод ПСВ № 1 и ПСВ № 2 от
норматива
-
35.92
35.89
1
39.56
Относительный
перерасход топлива из-за состояния группового обвода ПСВ № 1 и ПСВ № 2
%
35.19
35.70
25.38
100
39.57
Относительный
расход воды через обвод ПСВ № 2
-
35.93
35.89
1
39.58
Отклонение
относительного расхода воды через обвод ПСВ № 2 от норматива
-
35.93
35.89
1
39.59
Относительный
перерасход топлива из-за состояния обводной арматуры ПСВ № 2
%
35.78
25.38
100
39.60
Фактическое
давление пара в конденсаторе
p к
кгс/см2
25.130
34.36
1
39.61
Нормативное
давление пара в конденсаторе
кгс/см2
34.23
34.36
1
39.62
Отклонение
давления пара в конденсаторе от норматива
Δ p к
кгс/см2
34.24
34.36
1
39.63
Относительный
перерасход топлива из-за отклонения от норматива давления пара в конденсаторе
Δ B к
%
34.5
25.38
100
Коэффициент
гидравлических потерь:
39.64
в
половине 1 конденсатора
h к1
-
34.25
34.29
1
39.65
в
половине 2 конденсатора
h к2
-
34.27
34.30
1
Отклонение
от норматива коэффициента гидравлических потерь:
39.66
в
половине 1 конденсатора
Δ h к1
-
34.26
34.29
1
39.67
в
половине 2 конденсатора
Δ h к2
-
34.28
34.30
1
39.68
Относительный
перерасход топлива из-за отклонения от норматива гидравлического
сопротивления конденсатора
%
34.16
25.38
100
39.69
Относительный
суммарный перерасход топлива из-за отклонения от норматива термического и
гидравлического сопротивления конденсатора
%
34.17
25.38
100
39.70
Фактический
температурный напор конденсатора
δ t к
°С
25.129
34.36
1
39.71
Нормативный
температурный напор конденсатора
°С
34.31
34.36
1
39.72
Отклонение
температурного напора конденсатора от норматива
Δδ t к
°С
34.32
34.36
1
39.73
Степень
чистоты поверхности охлаждения конденсатора
a
-
34.33
6.44
1
39.74
Отклонение
степени чистоты поверхности охлаждения от норматива
Δ a
-
34.34
6.44
1
39.75
Фактические
присосы воздуха в конденсатор
G пр.в
кг/ч
34.35
34.36
1
39.76
Отклонение
присосов воздуха от норматива
Δ G пр
кг/ч
34.38
34.36
1
39.77
Относительный
перерасход топлива из-за отклонения от норматива присосов воздуха в
конденсатор
%
34.22
25.38
100
39.78
Расход
пара в конденсатор
Дк
т/ч
34.36
6.44
1
39.79
Расход
охлаждающей воды на конденсатор
W к
т/ч
34.37
34.36
1
39.80
Температура
охлаждающей воды на входе в конденсатор
t 1в
°С
25.131
6.44
1
Температура
основного конденсата:
39.81
за
ПНД № 1
°С
36.43
36.45
1
39.82
за
ПНД № 2
°С
36.43
36.45
1
39.83
за
ПНД № 3
°С
36.43
36.45
1
39.84
за
ПНД № 4
°С
36.43
36.45
1
39.85
за
ПНД № 5
°С
36.43
36.45
1
Температура
питательной воды:
39.86
за
ПВД № 6
°С
36.43
36.45
1
39.87
за
ПВД № 7
°С
36.43
36.45
1
39.88
за
ПВД № 8
°С
36.43
36.45
1
Нормативная
температура основного конденсата:
39.89
за
ПНД № 1
°С
36.42
36.45
1
39.90
за
ПНД № 2
°С
36.42
36.45
1
39.91
за
ПНД № 3
°С
36.42
36.45
1
39.92
за
ПНД № 4
°С
36.42
36.45
1
39.93
за
ПНД № 5
°С
36.42
36.45
1
Нормативная
температура питательной воды:
39.94
за
ПВД № 6
°С
36.42
36.45
1
39.95
за
ПВД № 7
°С
36.42
36.45
1
39.96
за
ПВД № 8
°С
36.42
36.45
1
Отклонение
от норматива температуры конденсата:
39.97
за
ПНД № 1
Δ t 1
°С
36.44
36.45
1
39.98
за
ПНД № 2
Δt 2
°С
36.44
36.45
1
39.99
за
ПНД № 3
Δt 3
°С
36.44
36.45
1
39.100
за
ПНД № 4
Δt 4
°С
36.44
36.45
1
39.101
за
ПНД № 5
Δt 5
°С
36.44
36.45
1
Отклонение
от норматива температуры питательной воды:
39.102
за
ПВД № 6
Δt 6
°С
36.44
36.45
1
39.103
за
ПВД № 7
Δt 7
°С
36.44
36.45
1
39.104
за
ПВД № 8
Δt 8
°С
36.44
36.45
1
Относительный
перерасход топлива из-за состояния:
39.105
ПНД
№ 1
%
36.14
25.38
100
39.106
ПНД
№ 2
%
36.14
25.38
100
39.107
ПНД
№ 3
%
36.14
25.38
100
39.108
ПНД
№ 4
%
36.14
25.38
100
39.109
ПНД
№ 5
%
36.14
25.38
100
39.110
ПВД
№ 6
%
36.14
25.38
100
39.111
ПВД
№ 7
%
36.16
25.38
100
39.112
ПВД
№ 8
%
36.16
25.38
100
Протечка
пара по дренажной линии:
39.113
ПВД
№ 7
т/ч
36.46
36.47
1
39.114
ПВД
№ 8
т/ч
36.48
36.49
1
Отклонение
от норматива протечки пара по дренажной линии:
39.115
ПВД
№ 7
т/ч
36.46
36.47
1
39.116
ПВД
№ 8
т/ч
36.48
36.49
1
Относительный
перерасход топлива из-за протечки пара по дренажной линии:
39.117
ПВД
№ 7
%
36.20
25.38
100
39.118
ПВД
№ 8
%
36.21
25.38
100
39.119
Расход
питательной воды через байпас ПВД
т/ч
36.50
36.51
1
Относительный
перерасход топлива:
39.120
из-за
протечки воды через байпас ПВД
%
36.23
25.38
100
39.121
из-за
отключения ПВД
%
36.52
25.38
100
39.122
по
системе регенерации
ΔB рег
%
36.54
25.38
100
39.123
из-за
отключения ПНД
%
36.53
25.38
100
39.124
Коэффициент
избытка воздуха в топке 39.125 ÷ 39.129 - резерв
α
-
38.48
25.38
1
39.130
Разрежение
в верху топки 39.131 ÷ 39.133 - резерв
S т
кгс/м2
38.48
25.38
1
39.134
Температура
воздуха перед воздухоподогревателем 39.135 ÷ 39.137 - резерв
°С
38.48
25.38
1
39.138
Нормативный
коэффициент избытка воздуха в топке 39.139 ÷ 39.143 - резерв
38.48
25.138
1
39.144
Нормативное
разрежение в верху топки 39.145 ÷ 39.146 - резерв
кгс/м2
38.48
25.138
39.147
Нормативная
температура воздуха перед воздухоподогревателями 39.148 ÷ 39.151 -
резерв
°С
38.48
25.138
Относительный
перерасход топлива из-за изменения:
39.152
коэффициента
избытка воздуха в топке
%
38.41
25.38
100
39.153
присосов
в систему пылеприготовления
%
38.41
25.38
100
39.154
присосов
в топку
%
38.41
25.38
100
39.155
присосов
в экономайзер
%
38.41
25.38
100
39.156
перетока
в верхнем сечении воздухоподогревателя
%
38.41
25.38
100
39.157
отложения
в конвективной шахте
%
38.41
25.38
100
39.158
отложений
в воздухоподогревателе
%
38.41
25.38
100
39.159
...
39.160
разрежения
газов в верху топки
%
38.41
25.38
100
39.161
поверхности
нагрева РВП
%
38.41
25.38
100
39.162
температуры
питательной воды
%
38.41
25.38
100
39.163
подогрева
воздуха рециркуляцией
%
38.41
25.38
100
39.164
подогрева
воздуха в калориферах
%
38.41
25.38
100
39.165
рециркуляции
газов
%
38.41
25.38
100
39.166
прочих
факторов потери q 2 и
небаланса
%
38.41
25.38
100
39.167
потери
2
%
38.41
25.38
100
Относительный
перерасход топлива из-за изменения расхода электроэнергии:
39.168
дымососами
%
38.42
25.38
100
39.169
дымососами
из-за КПД
%
38.42
25.38
100
39.170
дымососами
из-за объема газов
%
38.42
25.38
100
39.171
дымососами
из-за перепада разрежения
%
38.42
25.38
100
39.172
вентиляторами
%
38.42
25.38
100
39.173
вентиляторами
из-за КПД
%
38.42
25.38
100
39.174
вентиляторами
из-за объема воздуха
%
38.42
25.38
100
39.175
вентиляторами
из-за перепада разрежения
%
38.42
25.38
100
39.176
дымососами
и вентиляторами
%
38.42
25.38
100
39.177
Относительное
общее изменение расхода топлива котлом
ΔB к
%
38.43
25.38
Примечание . В пп. 39.37 и 39.56 условно
показаны два значения параметра. Вносится значение, соответствующее либо
режиму одноступенчатого подогрева сетевой воды (верхняя графа), либо двух-,
трехступенчатого.
Таблица 40
Номер показателя
Наименование показателя
Обозначение
Размерность
Формула вычисления
Контрольное значение
Исходная информация
Накопление
Примечание
1
2
3
4
5
6
7
8
9
Параметры пара и воды
40.1
Давление
на стороне нагнетания питательных насосов
-
;
-
22.281; f - 11.161; G пв - 22.1
-
40.2
Отклонение
давления на стороне нагнетания питательных насосов от нормативного значения
-
-
40.1
-
40.3
Изменение
расхода условного топлива при отклонении давления на стороне нагнетания
питательных насосов от нормативного значения
т
-
22.432; Δв - 27.9; ДПТН - 22.12; - 22.101; - 22.102; - 26.113; -
40.2 ; τ0 - 6.44
+
40.4
Фактическое
значение впрыска питательной воды в промежуточный пароперегреватель
-
G впр - 22.5; G пв - 22.1
-
40.5
Нормативное
значение впрыска
-
;
f - 11.51;
Д0 = G пв -
22.1
-
40.6
Отклонение
впрыска от нормативного значения
-
-
40.4 ; - 40.5
-
40.7
Изменение
расхода условного топлива при отклонении впрыска от нормативного значения
Δ B впр
т
- 22.465; G пв - 22.1; Δ в - 27.9; - 22.101; - 22.102; ДПТН - 22.12; - 22.281; - 22.280; р впр - 5.57; -
26.113; - 40.6 ; τ0 - 6.44
+
40.8
Изменение
расхода условного топлива при отклонении от нормы способа регулирования
мощности блока (Δ B ср ) и
сообщение персоналу о фактическом (Ф1) и нормативном (Н1) способах регулирования
мощности
Δ B с.р
т
Если X 14(1) = 0 и , то - N с.р Δвτ0 ;
Δ N с.р = f (Д0 )
при Д0 < Дск
X 14(1) - 22.419; - 22.420; f -
11.33; Δв - 27.9; τ0 - 6.44; Д0 = G пв - 22.1; Дск
- 5.266
+
Ф1
-
ПД;
Н1
-
СД
Δ B с.р
т
Если
X 14(1) =
1 и , то - N с.р Δвτ0 ; Δ N с.р = f (Д0 )
при Д0 > Дск
Ф1
-
СД;
Н1
-
ПД
40.9
Условия
проведения расчетов
Если
, то Δ B пс1 = 0 и расчеты по п. 40.10 - 40.12 не
производить.
Если , то Δ B пс2 = 0 и расчеты по п. 40.13 - 40.15 не
производить
- 22.18; - 22.22; - 22.23; - 22.26
40.10
Удельное
изменение мощности турбоагрегата при сливе конденсата ПСВ № 1 на
обессоливание по сравнению со сливом перед ПНД № 3 (без учета заноса солями
проточной части турбины)
МВт ∙ ч/т
21.43 - 21.47
Если
и , то в п. 21.44,
21.45 ,
Если и ,
то в п. 21.44, 21.45 ,
- 22.19; - 22.24; - 22.18; - 22.22; - 22.23; - 22.26
-
40.11
Удельное
изменение мощности турбоагрегата из-за дополнительного заноса солями
проточной части турбины при сливе конденсата ПСВ № 1 в направлении,
противоположном фактическому
МВт ∙ ч/т
21.49, 21.51, 21.53, 21.55, 21.56, 21.59
;
æпв - 22.112; - 22.18; - 22.22
40.12
Изменение
расхода условного топлива при отклонении от нормы расхода конденсата ПСВ № 1
на обессоливание
Δ B пс1
т
- 40.11 ; - 40.10 ; Δ в - 27.9; K 44
- 2.44; - 40.10 ; - 26.113; - 22.18; R - 21.47; - 22.22; τ 0 - 6.44
+
K пв = 1
при охлаждении ОК № 2 подпиточной водой
40.13
Удельное
изменение мощности турбоагрегата при сливе конденсата ПСВ № 2 на
обессоливание по сравнению со сливом перед ПНД № 4 (без учета заноса солями
проточной части турбины)
МВт ∙ ч/т
21.43 - 21.46; 21.48
Если
и , то в п. 21.44, 21.45 ,
Если и ,
то в п. 21.44, 21.45 ,
- 22.19; - 22.24; - 22.18; - 22.22; - 22.23; - 22.26
-
40.14
Удельное
изменение мощности турбоагрегата из-за дополнительного заноса солями
проточной части турбины при сливе конденсата ПСВ № 2 в направлении,
противоположном фактическому
МВт ∙ ч/т
21.49, 21.52, 21.54, 21.57, 21.58, 21.60
;
æпв - 22.112; - 22.23; - 22.26
-
40.15
Изменение
расхода условного топлива при отклонении от нормы расхода конденсата ПСВ № 2
на обессоливание
ΔB пс2
т
- 40.14 ; - 40.13 ; Δ в - 27.9; K 44
- 2.44; - 40.10 ; - 26.113; - 22.23; - 22.26; R - 21.47; τ 0 - 6.44
+
Структура тепловой схемы
40.16
Расчетный
комплекс
R 16
ккал/кг
э1
- 22.325; э2 - 22.326; - 22.228; - 22.229; - 22.201; X 1(1) - 22.355
-
40.17
Изменение
расхода условного топлива при отклонении от нормы направления слива дренажа
ПНД № 2 ( ) и сообщение персоналу о фактическом
(Ф2) и нормативном (Н2) направлении слива дренажа ПНД № 2
т
Если X 2(3) = 1 и , то
X 2(3) - 22.361; - 22.360; G др2 - 22.48; R 16 - 40.16 ; э3 - 22.327; i др.2 - 22.150; - 22.229; - 22.201; Δв - 27.9; Δвкомп -
27.8; - 26.113; N сл.н.2 - 5.279; τ0 - 6.44
+
В
остальных случаях фактическое направление слива совпадает с нормативным и
изменение расхода условного топлива равно нулю
Ф2
-
K ;
Н2
-
П3
40.18
Изменение
расхода условного топлива при отклонении от нормы направления слива дренажа
ПНД № 3 ( ) и сообщение персоналу о фактическом
(Ф3) и нормативном (Н3) направлении слива дренажа ПНД № 3
т
Если X 3(3) = 1, то
X 3(3) - 22.367; R 16 - 40.16 ; G др3 - 22.49; э3
- 22.327; -
22.231; -
22.229; i др3 -
22.151; - 22.201;
N сл.н.3 -
5.280; Δв - 27.9; - 26.113; Δвкомп -
27.8; τ0 - 6.44
+
То же
Ф3
-
K ;
+
То же
Н3
-
ЛОК
40.19
Изменение
расхода условного топлива при отклонении от нормы направления слива дренажа
ПНД № 4 ( ) и сообщение персоналу о фактическом
(Ф4) и нормативном (Н4) направлении слива дренажа ПНД № 4
т
Если X 4(3) = 1, то
X 4(3) - 22.373; R 16 - 40.16 ; G др4 - 22.50; э3
- 22.327; э4 - 22.328; - 22.229; - 22.231; - 22.233; i др4 - 22.152; - 22.201; Δв - 27.9; Δвкомп -
27.8; N сл.н.4 -
5.281; - 26.113; τ0 - 6.44
+
-»
Ф4
K ;
Н4
ЛОК
40.20
Изменение
расхода условного топлива при отклонении от нормы направления слива дренажа
ПНД № 5 ( ) и сообщение персоналу о фактическом
(Ф5) и нормативном (Н5) направлении слива дренажа ПНД № 5
т
Если X 5(3) = 1 и , то
X 5(3) - 22.379; - 22.378; G др5 - 22.51; R 16 - 40.16 ; э3 - 22.327; э4 - 22.328; - 22.229; - 22.231; i др5 - 22.153; - 22.201; Δв - 27.9; -
26.113; τ0 - 6.44
+
В
остальных случаях фактическое направление слива дренажа совпадает с
нормативным и изменение расхода условного топлива равно нулю
Ф5
K ;
Н5
П4
Изменение
расхода условного топлива при сливе дренажа ПВД № 6:
40.21
в
ПНД № 5 по сравнению со сливом в деаэратор 7 кгс/см2
т/ч
G др.6 - 22.52; эд - 22.333; э5 -
22.329; э4 - 22.328; i др.6 - 22.154; i др.5 - 22.153; - 22.235; - 22.233; Δ в - 27.9
-
40.22
в
конденсатор
т/ч
G др.6 - 22.52; R 16 - 40.16 ; э3
- 22.327; э4 - 22.328; э5 - 22.329; эд -
22.333; -
22.229; -
22.231; -
22.233; -
22.235; i др.6 -
22.154; -
22.201; Δв - 27.9; - 26.113
-
40.23
Изменение
расхода условного топлива при отклонении от нормы направления слива дренажа
ПВД № 6 ( ) и сообщение персоналу о фактическом
(Ф6) и нормативном (Н6) направлении слива дренажа ПВД № 6
т
Если , ,
то ;
- 22.387; - 22.386; - 40.22 ; - 40.21 ; - 22.384; - 22.385; τ0 - 6.44
+
В остальных случаях
фактическое направление слива дренажа совпадает с нормативным и изменение
расхода условного топлива равно нулю
Ф6
-
K ;
Н6
-
П5
т
Если
и , то ;
Ф6
-
K ;
Н6
-
Д
т
Если
, , то ;
Ф6
-
П5;
Н6
-
Д
40.24
Изменение
расхода условного топлива при отклонении от нормы направления слива дренажа
ПВД № 7 ( ) и сообщение персоналу о фактическом
(Ф7) и нормативном (Н7) направлении слива дренажа ПВД № 7
т
Если X 7(6) = 1 и , то
;
X 7(6) - 22.392; - 22.393; Д7и
- 22.81; i др7 -
22.155; i др6 -
22.154; э6 - 22.330; эд - 22.333; Δв - 27.9;
τ0 - 6.44; Д8и - 22.82
+
См. примечание 40.23
Ф7
-
Д;
Н7
-
П6
40.25
Изменение
расхода условного топлива при питании деаэратора 7 кгс/см2 из
вышестоящего (на ПВД № 6) отбора по сравнению с питанием из нижестоящего
отбора
т/ч
Дд - 22.14; эд -
22.333; i 6 - 22.146; i д - 22.145; Δв - 27.9
40.26
Изменение
расхода условного топлива при питании деаэратора 7 кгс/см2 из
коллектора собственных нужд 13 кгс/см2 по сравнению с питанием из
нижестоящего отбора
т/ч
Дд - 22.14; эд -
22.333; i 7 - 22.147; i д - 22.145; - 22.93; Δв - 27.9
40.27
Изменение
расхода условного топлива при отклонении от нормы способа питания деаэратора
(Δ B д7 ) и сообщение
персоналу о фактическом (Ф8) и нормативном (Н8) способах питания деаэратора:
а)
Перевод деаэратора на работу при скользящем давлении невозможен
Δ B д7
т
Если
X 10(9) =
1, и , то ;
X 10(9) - 22.400; - 22.401; - 40.26 ; τ0 - 6.44; - 22.399;
+
В
остальных случаях фактический способ питания деаэратора совпадает с
нормативным и Δ B д7 = 0
Ф8
-
K
- 13;
Н8
-
0Д.
Δ B д7
т
Если
X 10(9) =
1 и , то ;
Ф8
-
K
- 13
Н8
-
06
Δ B д7
т
Если
X 10(8) =
1, и , то ;
Ф8
06
Н8
0Д
б)
Перевод деаэратора на работу при скользящем давлении возможен
ΔB д7
т
Если K 31 = 1, то
-
22.382; b 2 -
5.262; p д7 -
22.294; K 31 -
2.31; ΔN 6 -
21.14; - 40.26 ; G пв -
22.1; - 22.165; - 22.174; Δв - 27.9; э6 - 22.330; эд
- 22.333; τ0 - 6.44; K 30 - 2.30
+
Ф8
-
K
- 13
Н8
-
0Д
ΔB д7
т
Если
p д7 ≥
в2 , то .
Если K 30 = 1, то
Ф8
-
06
Н8
-
0Д
Коэффициент
пересчета расхода пара, подаваемого на калориферы котла, в расход пара:
40.28
отбора
на коллектор собственных нужд 13 кгс/см2
-
i кф - 22.104; iS 1,2
- 5.271; i 7 - 22.147; - 22.106
K р.к = 1 для схем с расширителем конденсата калориферов
40.29
из
выхлопа ПТН
i кф - 22.104; iS 1,2 - 5.271; - 22.106; - 22.102
То же
40.30
Изменение
расхода условного топлива при отклонении от нормы способа питания калориферов
котла ( ) и сообщение персоналу о фактическом
(Ф9) и нормативном (Н9) способах питания калориферов
т
Если X 11(9) = 1 и , то
X 11(9) - 22.403; - 22.404; G кф - 22.9; -
40.28 ; - 40.29 ; - 22.314; -
22.315; - 22.345; Δв -
27.9; - 26.113; τ0 - 6.44
+
В
остальных случаях фактический способ питания калориферов совпадает с
нормативным и Δ B кф = 0
Ф9
K
- 13
Н9
ПТН
40.31
...
40.32
...
40.33
Давление пара в
конденсаторе при нормативном составе работающих эжекторов
кгс/см2
p к - 22.270; β - 5.228; α - 5.227; G пр.в - 6.39; -
26.29; n эж -
22.293
-
40.34
Изменение
расхода условного топлива за счет изменения давления пара в конденсаторе при
фактическом составе эжекторов по сравнению с нормативным
т/ч
;
f 1 - 11.189; - 40.33 ; - 22.270; χ - 5.259; K вл - 5.258; - 40.33 ; Дк - 22.29; - 22.201; - 8.67; - 22.113; f 2 - 7.6
-
40.35
Расчетный
комплекс
R 35
ккал/кг
R 16 - 40.16 ; э3
- 22.327; э4 - 22.328; э5 - 22.329; эд -
22.333; э6 - 22.330; э7 - 22.331; э8 -
22.332; -
22.229; -
22.231; -
22.233; -
22.235; -
22.249; -
22.238; -
22.239; -
22.240
Изменение
расхода условного топлива при питании одного основного эжектора:
40.36
из
выхлопа ПТН
т/ч
Д1эж
- 5.268; - 22.431; Δв - 27.9; -
22.346; - 26.113
40.37
из
деаэратора
т/ч
Д1эж
- 5.268; - 22.316; Δв - 27.9; -
22.346; - 26.113
40.38
из
коллектора собственных нужд 13 кгс/см2
т/ч
- 5.269; i 0 - 22.91; i 7
- 22.147; i др . эж - 5.272; - 22.201; э 1 - 22.325; э 2 - 22.326; R 35 - 40.35 ; Δв -
27.9; - 26.113
40.39
Изменение
расхода условного топлива при нормативном способе питания одного основного
эжектора
т/ч
- 22.412; - 22.414; - 22.416; - 40.36 ; м -
40.37 ; - 40.38
40.40
Изменение
расхода условного топлива при отклонении от нормы состава работающих
эжекторов ( ) и сообщение персоналу о фактическом
(Ф10) и нормативном (Н10) составе эжекторов
т
Если
X 12(1) =
1 и , то ;
X 12(1) - 22.405; - 22.408; - 40.34 ; - 40.39 ;
τ0 - 6.44
+
В остальных случаях
фактический состав эжекторов совпадает с нормативным и
Ф10
1э;
Н10
2э.
т
Если
X 12(1) =
1 и , то ;
- 22.410;
Ф10
1э;
Н10
3э.
т
Если
X 12(2) =
1 и , то ;
- 22.406; X 12(2) - 22.407;
Ф10
2э;
Н10
1э.
т
Если
X 12(2) =
1 и , то ;
Ф10
2э;
Н10
3э.
т
Если
X 12(3) =
1 и , то ;
X 12(3) - 22.409
Ф10
3э;
Н10
1э.
т
Если
X 12(3) =
1 и , то ;
Ф10
3э;
Н10
2э.
40.41
Изменение
расхода условного топлива при отклонении от нормы способа подачи пара на
основные эжекторы ( ) и сообщение персоналу и фактическом
(Ф11) и нормативном (Н11) способах подачи пара на эжекторы
т
Если
X 12(9) =
1 и , то ;
X 12(9) - 22.411; - 22.414; -
40.38 ; - 40.36 ; n эж -
22.293; τ0 - 6.44; - 22.416; -
40.37 ;
+
В остальных случаях
фактический способ подачи пара на эжекторы совпадает с нормативным и
Ф11
K
- 13;
Н11
ПТН
т
Если
X 12(9) =
1 и , то ;
Ф11
K
- 13;
Н11
Д
т
Если
X 12(11) =
1 и , то ;
X 12(11) - 22.415
Ф11
Д;
Н11
ПТН
40.42
Изменение
расхода условного топлива при отклонении от нормы способа подачи пара на
концевые уплотнения турбины ( ) и сообщение
персоналу о фактическом (Ф12) и нормативном (Н12) способах подачи пара на
уплотнения турбины
т
Если X 19(9) = 1 и , то
X 19(9) - 22.429; - 22.430; Дупл
- 22.34; -
22.317; -
22.318; -
22.347; -
22.348 Δв - 27.9; - 26.113; τ0 - 6.44
+
В остальных случаях
фактический способ подачи пара на концевые уплотнения турбины совпадает с
нормативным и
Ф12
K
- 13;
Н12
Д
Собственные нужды
40.43
Изменение
расхода условного топлива при отклонении от нормы состава бустерных насосов ( )
и сообщение персоналу о фактическом (Ф13) и нормативном (Н13) составе
бустерных насосов
т
Если X 15(2) = 1 и , то
;
X 15(2) - 22.421; - 22.422; f
- 11.162; G пв -
22.1; N бн -
22.302; Δвкомп - 27.8; τ0 - 6.44
+
В остальных случаях
фактический состав насосов совпадает с нормативным и изменение расхода
топлива равно нулю
Ф13
2Н;
Н13
1Н
40.44
Изменение
расхода условного топлива при отклонении от нормы состава конденсатных
насосов I ступени ( ) и сообщение
персоналу о фактическом (Ф14) и нормативном (Н14) составе конденсатных
насосов I ступени
т
Если X 16(2) = 1 и , то
, ;
X 16(2) - 22.423; - 22.424; f -
11.163; -
22.28; -
22.18; -
22.23; N кн1 -
22.311; Δвкомп - 27.8; τ0 - 6.44
+
См. примечание п. 40.43
Ф14
2Н;
Н14
1Н
40.45
Изменение
расхода условного топлива при отклонении от нормы состава конденсатных
насосов II ступени ( ) и сообщение
персоналу о фактическом (Ф15) и нормативном (Н15) составе конденсатных
насосов II ступени
т
Если X 17(2) = 1 и , то
; ;
X 17(2) - 22.425; - 22.426; f - 11.164;
-
22.28; Δвкомп - 27.8; N кн2 - 22.312; τ0 - 6.44
+
См. примечание п. 40.43
Ф15
2Н;
Н15
1Н
40.46
Изменение
расхода условного топлива при отклонении от нормы состава конденсатных
насосов ПСВ № 1 ( ) и сообщение персоналу о фактическом
(Ф16) и нормативном (Н16) составе конденсатных насосов ПСВ № 1
т
Если X 18(2) = 1 и , то
;
X 18(2) - 22.427; - 22.428; f 11.165; - 22.21; Δвкомп - 27.8; N кн пс1 - 22.313; τ0
- 6.44
+
См. примечание п. 40.43
Ф16
2Н;
Н16
1Н
40.47
Изменение
расхода условного топлива на турбоагрегат при отклонении от нормы температуры
воздуха перед воздухоподогревателем
т/ч
G кф - 22.9; - 26.106; Δ t кф - 38.3 ; - 22.404; -
40.29 ; - 40.28 ; - 22.315; -
22.314; - 22.345; Δв - 27.9; i кф - 22.104; -
26.113; i к кф -
22.105
40.48
Изменение
расхода условного топлива на энергоблок при отклонении от нормы температуры
воздуха перед воздухоподогревателем
т
- 40.47 ; - 38.41 ; - 38.41 ;
τ0 - 6.44
40.49
Фильтрация
изменений расходов условного топлива
Если , то Δ Bj = 0
-
27.10; - 5.297; - 27.12; -
5.298; - 27.11; - 5.299; -
27.13; - 5.300; - 40.3 ; - 5.301; ΔB впр - 40.7 ; - 5.302; Δ B с.р - 40.8 ; - 5.303; Δ B пс1 - 40.12 ; - 5.303; Δ B пс2 - 40.15 ; - 5.303; -
40.17 ; - 5.303; -
40.18 ; - 5.303; -
40.19 ; - 5.303; -
40.20 ; - 5.303; -
40.23 ; - 5.303; -
40.24 ; - 5.303; Δ B д7 - 40.27 ; - 5.303; -
40.30 ; - 5.303; -
40.40 ; - 5.303; -
40.41 ; - 5.303; -
40.42 ; - 5.303; -
40.43 ; - 5.303; -
40.44 ; - 5.303; -
40.45 ; - 5.303; -
40.46 ; - 5.303; -
38.41 ; - 5.304; -
40.48 ; - 5.305; -
38.41 ; - 5.306
Перерасход
условного топлива из-за:
40.50
параметров
пара и воды
Δ B п
т
-
27.10; - 27.12; - 27.11; -
27.13; - 40.3 ; ΔB впр - 40.7 ; Δ B с.р - 40.8 ;
Δ B пс1 - 40.12 ; Δ B пс2 - 40.15
+
Перерасходы топлива из-за
отклонения от нормы соответствующего показателя суммируются после фильтрации
в п. 40.49
40.51
газовоздушного
режима котла
Δ B г.в.р
т
-
38.41 ; - 40.47 ; - 38.41
+
См. примечание п. 40.50
40.52
структуры
тепловой схемы
Δ B стр
т
-
40.17 - 40.18 ; - 40.19 ; - 40.20; -
40.23 ; - 40.24 ; Δ B д7 - 40.27 ; -
40.30 ; - 40.40 ; - 40.41 ; - 40.42
+
См. примечание п. 40.50
40.53
расхода
электроэнергии на собственные нужды
Δ B с.н
т
-
40.43 ; - 40.44 ; - 40.45 ; - 40.46
+
См. примечание п. 40.50
40.54
Суммарный
перерасход условного топлива
т
Δ B п + Δ B гвр + Δ B стр + Δ B сн
Δ B п - 40.50 ; Δ B гвр - 40.51 ;
Δ B стр - 40.52 ; Δ B сн - 40.54
+
Расчетные комплексы для накопления показателей
40.55
Расчетный комплекс
R 55
т
- 40.3 ; - 40.2
+
40.56
То же
R 56
т
- 40.7 ; - 40.6
+
40.57
-»
R 57
- 40.12 ; - 22.18; - 22.22
+
40.58
-»
R 58
- 40.15 ; - 22.23; - 22.26
+
40.59
-»
R 59
ч
X 14(1) - 22.419; - 22.420; τ0 - 6.44
+
Если Rj 0, то принять
Rj = 0 ( j = 59)
40.60
-»
R 60
ч
X 2(3) - 22.361; - 22.362; τ0 - 6.44
+
To же для j = 60
40.61
-»
R 61
ч
X 3(3) - 22.367; - 22.368; τ0 - 6.44
+
To же для j = 61
40.62
-»
R 62
ч
X 4(3) - 22.373; - 22.374; τ0 - 6.44
+
To же для j = 62
40.63
-»
R 63
ч
X 5(3) - 22.379; - 22.380; τ0 - 6.44
+
To же для j = 63
40.64
-»
R 64
ч
X 6(7) - 22.385; - 22.386; τ0 - 6.44
+
Если Rj < 0, то
принять Ri = 0 ( j = 64)
40.65
-»
R 65
ч
X 6(3) - 22.387; - 22.388; τ0 - 6.44
+
To же для j = 65
40.66
-»
R 66
ч
X 7(6) - 22.392; - 22.393; τ0 - 6.44
+
To же для j = 66
40.67
-»
R 67
ч
X 10(8) - 22.398; - 22.399; τ0 - 6.44
+
To же для j = 67
40.68
-»
R 68
ч
X 10(9) - 22.400; - 22.401; τ0 - 6.44
+
To же для j = 68
40.69
-»
R 69
ч
X 11(9) - 22.403; - 22.404; τ0 - 6.44
+
To же для j = 69
40.70
-»
R 70
ч
X 12(1) - 22.405; - 22.406; τ0 - 6.44
+
To же для j = 70
40.71
-»
R 71
ч
X 12(2) - 22.407; - 22.408; τ0 - 6.44
+
To же для j = 71
40.72
-»
R 72
ч
X 12(3) - 22.409; - 22.410; τ0 - 6.44
+
Если
Rj < 0, то принять Rj
= 0 ( j = 72)
40.73
-»
R 73
ч
X 12(11) - 22.415; - 22.416; τ0 - 6.44
+
To же для j = 73
40.74
-»
R 74
ч
X 12(9) - 22.411; - 22.412; τ0 - 6.44
+
To же для j = 74
40.75
-»
R 75
ч
- 22.429; - 22.430; τ0 - 6.44
+
To же для j = 75
40.76
-»
R 76
ч
X 15(2) - 22.421; - 22.422; τ0 - 6.44
+
To же для j = 76
40.77
-»
R 77
ч
X 16(2) - 22.423; - 22.424; τ0 - 6.44
+
To же для j = 77
40.78
-»
R 78
ч
X 17(2) - 22.425; - 22.426; τ0
- 6.44
+
To же для j = 78
40.79
-»
R 79
ч
X 18(2) - 22.427; - 22.428; τ0
- 6.44
+
To же для j = 79
40.80
-»
R 80
τ 0
τ 0 - 6.44
+
Таблица 41
Номер показателя
Наименование показателя
Обозначение
Размерность
Контрольное значение
Исходная информация
A *
B
λ
1
2
3
4
5
6
7
8
Расчетная формула , где A
и B - накопленные величины, λ -
масштабный коэффициент
41.1
Отклонение
давления на стороне нагнетания питательных насосов
40.3
40.55
1
41.2
Относительный
перерасход топлива из-за отклонения давления на стороне нагнетания
питательных насосов
%
40.3
25.38
102
41.3
Отклонение
впрыска питательной воды от нормативного значения
40.7
40.56
1
41.4
Относительный
перерасход топлива из-за отклонения впрыска от нормативного значения
ΔB впр
%
40.7
25.38
102
41.5
Отклонение
характеристики способа регулирования мощности блока при скользящем начальном
давлении пара от нормативного значения
Δ X 14(1)
40.59
40.80
1
41.6
Относительный
перерасход топлива из-за отклонения способа регулирования мощности
энергоблока от нормативного значения
ΔB с.р
%
40.8
25.38
102
41.7
Отклонение
расхода конденсата ПСВ № 1 на обессоливание от нормативного значения
т/ч
40.12
40.57
1
41.8
Относительный
перерасход топлива из-за отклонения конденсата ПСВ № 1 на обессоливание от
нормативного значения
Δ B пс1
%
40.12
25.38
102
41.9
Отклонение
расхода конденсата ПСВ № 2 на обессоливание от нормативного значения
т/ч
40.15
40.58
1
41.10
Относительный
перерасход топлива из-за отклонения расхода конденсата ПСВ № 2 на
обессоливание от нормативного значения
Δ B пс2
%
40.15
25.38
102
41.11
Отклонение
характеристики слива конденсата ПНД № 2 в конденсатор от нормативного
значения
Δ X 2(3)
40.60
40.80
1
41.12
Относительный
перерасход топлива из-за отклонения от нормы направления слива конденсата ПНД
№ 2
%
40.17
25.38
102
41.13
Отклонение
характеристики слива конденсата ПНД № 3 в конденсатор от нормативного
значения
40.61
40.80
1
41.14
Относительный
перерасход топлива из-за отклонения от нормы направления слива конденсата ПНД
№ 3
%
40.18
25.38
102
41.15
Отклонение
характеристики слива конденсата ПНД № 4 в конденсатор от нормативного
значения
40.62
40.80
1
41.16
Относительный
перерасход топлива из-за отклонения от нормы направления слива конденсата ПНД
№ 4
%
40.19
25.38
102
41.17
Отклонение
характеристики слива конденсата ПНД № 5 в конденсатор от нормативного
значения
40.63
40.80
1
41.18
Относительный
перерасход топлива из-за отклонения от нормы направления слива конденсата ПНД
№ 4
%
40.20
25.38
102
41.19
Отклонение
характеристики слива конденсата ПВД № 6 в ПНД № 5 от нормативного значения
40.64
40.80
1
41.20
Отклонение
характеристики слива конденсата ПВД № 6 в конденсатор от нормативного
значения
40.65
40.80
1
41.21
Относительный
перерасход топлива из-за отклонения от нормы направления слива конденсата ПВД
№ 6
%
40.23
25.38
102
41.22
Отклонение
характеристики слива конденсата ПВД № 7 в деаэратор от нормативного значения
40.66
40.80
1
41.23
Относительный
перерасход топлива из-за отклонения от нормы направления слива конденсата ПВД
№ 7
%
40.24
25.38
102
41.24
Отклонение
характеристики подачи пара на деаэратор из отбора на ПВД № 6 от нормативного
значения
40.67
40.80
1
41.25
Отклонение
характеристики подачи пара на деаэратор из коллектора 13 кгс/см2
от нормативного значения
40.68
40.80
1
41.26
Относительный
перерасход топлива из-за отклонения от нормы способа подачи пара на деаэратор
%
40.27
25.38
102
41.27
Отклонение
характеристики подачи пара на калориферы котла из коллектора 13 кгс/см2
от нормативного значения
40.69
40.80
1
41.28
Относительный
перерасход топлива из-за отклонения от нормы способа подачи пара на
калориферы котла
%
40.30
25.38
102
Отклонение от нормативного
значения характеристики состава работы:
41.29
одного
эжектора
40.70
40.80
1
41.30
двух
эжекторов
40.71
40.80
1
41.31
трех
эжекторов
40.72
40.80
1
41.32
Относительный
перерасход топлива из-за отклонения от нормы состава эжекторов
%
40.40
25.38
102
Отклонение
от нормативного значения характеристики подачи пара на эжекторы:
41.33
из
деаэратора
40.73
40.80
1
41.34
из
коллектора 13 кгс/см2
40.74
40.80
1
41.35
Относительный
перерасход топлива из-за отклонения от нормы способа подачи пара на эжекторы
%
40.41
25.38
102
41.36
Отклонение
характеристики подачи пара на концевые уплотнения турбины из коллектора 13
кгс/см2 от нормативного значения
40.75
40.80
1
41.37
Относительный
перерасход топлива из-за отклонения от нормы способа подачи пара на концевые
уплотнения турбины
%
40.42
25.38
102
41.38
Отклонение
характеристики состава работы двух бустерных насосов от нормативного значения
40.76
40.80
1
41.39
Относительный
перерасход топлива из-за отклонения от нормы состава бустерных насосов
%
40.43
25.38
102
41.40
Отклонение
характеристики состава работы двух конденсатных насосов I ступени от
нормативного значения
40.77
40.80
1
41.41
Относительный
перерасход топлива из-за отклонения от нормы состава конденсатных насосов I
ступени
%
40.44
25.38
102
41.42
Отклонение
характеристики состава работы двух конденсатных насосов II ступени от
нормативного значения
40.78
40.80
1
41.43
Относительный
перерасход топлива из-за отклонения от нормы состава конденсатных насосов II
ступени
%
40.45
25.38
102
41.44
Отклонение
характеристики состава работы двух конденсатных насосов ПСВ № 1 от
нормативного значения
40.79
40.80
1
41.45
Относительный
перерасход топлива из-за отклонения от нормы состава конденсатных насосов ПСВ
№ 1
%
40.46
25.38
102
Относительный
перерасход топлива из-за отклонения от нормы:
41.46
температуры
свежего пара перед стопорными клапанами турбины
%
27.10
25.38
102
41.47
давления
свежего пара перед стопорными клапанами турбины
%
27.12
25.38
102
41.48
температуры
пара в тракте промперегрева перед стопорными клапанами ЦСД
%
27.11
25.38
102
41.49
сопротивления
тракта промперегрева
%
27.13
25.38
102
41.50
коэффициента
избытка воздуха в топке
Δ B 14
%
38.42
25.38
102
41.51
температуры
воздуха перед воздухоподогревателем
%
40.48
25.38
102
41.52
разрежения
газов в верху топки
Δ B 17
%
38.42
25.38
102
Относительный
перерасход топлива из-за:
41.53
параметров
пара и воды
Δ B п
%
40.50
25.38
102
41.54
газовоздушного
режима котла
Δ B гвр
%
40.51
25.38
102
41.55
структуры
тепловой схемы
ΔB стр
%
40.52
25.38
102
41.56
расхода
электроэнергии на собственные нужды
%
40.53
25.38
102
41.57
Относительный
суммарный перерасход топлива
%
40.54
25.38
102
* Перерасходы топлива после фильтрации в п. 40.49 .
Таблица 42
Номер показателя
Наименование показателя
Обозначение
Размерность
Формула вычисления
Контрольное значение
Исходная информация
Накопление
Примечание
1
2
3
4
5
6
7
8
9
42.1
Перерасход
условного топлива по отпуску электроэнергии
т
1.
Конденсационный режим или работа по электрическому графику ( K 60 = 1, K 63 = 1)
2.
Работа по тепловому графику ( K 57 = 1)
- 27.1; K 60 - 2.60; K 63
- 2.63; K 57 - 2.57; - 27.15; - 27.52
+
42.2
Перерасход
условного топлива по отпуску тепловой энергии
т
1.
Конденсационный режим или работа по электрическому графику( K 60 = 1, K 63 = 1)
2.
Работа по тепловому графику ( K 57 = 1)
K 60 - 2.60; K 63
- 2.63; - 27.2; K 57 - 2.57; - 27.24; - 27.53
+
42.3
Суммарный
перерасход условного топлива
ΔB
т
- 42.1 ; - 42.2
+
42.4
То
же
%
ΔB
- 42.3 ; B к -
25.38
42.5
Энергосистемный
перерасход условного топлива
ΔB сист.
т
При
работе данного энергоблока и всех остальных энергоблоков ТЭЦ по тепловому
графику ( K 57 = 1) ΔB сист =
Δ B
Во
всех остальных случаях ΔB сист = 0
K 57 - 2.57; ΔB - 42.3
+
42.6
То
же
%
ΔB сист - 42.5 ; B к -
25.38
42.7
Невязка
баланса по перерасходу топлива
ΔB неб
т
Δ B
- 42.3 ; - 40.54 ; ΔB к - 38.43 ; Δ B ПЭН - 37.11 ;
Δ B ПТН - 37.28 ; - 33.33; Δ B рег - 36.54; -
35.82; - 34.18; - 27.41
+
42.8
То
же
%
Δ B неб - 42.7 ; B к -
25.38
Таблица 43
Номер показателя
Наименование показателя
Обозначение
Размерность
Формула вычисления
Контрольное значение
Исходная информация
Накопление
Примечание
1
2
3
4
5
6
7
8
9
43.1
Условие
проведения расчетов
K 89 j = 1
K 89 j - 2.89
43.2
...
43.3
Средняя
тепловая нагрузка ПВК
Q ПВК
Гкал/ч
- 22.66; - 22.129; - 22.130
43.4
Теплопроизводительность
брутто ПВК
Гкал
Q ПВК τ0
Q ПВК - 43.3 ;
τ0 - 6.44
+
43.5
Теплоемкость
мазута
c тл
ккал/(кг ∙·°С)
-
22.214
43.6
Физическое
тепло мазута
Q тл
Гкал
-
9.25; c тл - 43.5 ; t м -
22.214; τ0 - 6.44
43.7
Тепло,
сообщенное мазуту
Гкал
-
9.25; c тл - 43.5 ; - 22.204; - 22.216; τ0 - 6.44
+
43.8
Расход
мазута на котел в условном топливе
т
-
9.25; - 6.1
+
43.9
Расход
газа на котел в условном топливе
т
-
9.26; - 6.2; τ0 - 6.44
+
43.10
Доля
газа в расходе топлива на ПВК
-
43.9 ; - 43.8
43.11
Коэффициент
избытка воздуха за ПВК
-
43.10 ; - 4.250
43.12
Доля
мазута в расходе топлива на ПВК
1 -
-
43.10
43.13
Коэффициент
для определения потерь тепла с уходящими газами при сжигании смеси топлив
K
-
43.10 ; - 6.5; - 6.1; - 43.12
43.14
Коэффициент
для определения потерь тепла с уходящими газами при сжигании смеси топлив
C
-
43.10 ; - 6.5; - 6.1; - 43.12
43.15
То
же
B
-
43.10 ; - 43.12
43.16
Коэффициент,
учитывающий физическое тепло топлива
KQ
- 43.8 ; - 43.9 ; Q тл - 43.6
Потери
тепла:
43.17
с
уходящими газами
%
K - 43.13 ; - 43.11 ; C - 43.14 ; - 22.212; в - 43.15 ; t нв -
22.215; KQ - 43.16
43.18
в
окружающую среду
%
-
9.50; Q ПВК - 43.3
КПД
брутто ПВК:
43.19
по
обратному балансу
%
-
43.17 ; - 43.18
43.20
по
прямому балансу
%
Q ПВК - 43.3 ; - 43.8 ; - 43.9 ; - 9.25; c тл - 43.5 ; - 22.214
43.21
Расход
условного топлива на котел (по обратному балансу)
B ПВК
т
-
43.4 ; - 43.19 ; Q тл - 43.6
+
43.22
Расход
мазута на котел по обратному балансу (расчетный)
т/ч
B ПВК - 43.21 ; - 43.9 ; - 6.1; τ0 - 6.44
43.23
Располагаемое
тепло топлива
Гкал
B ПВК 7 + Q тл
B ПВК - 43.21 ; Q тл - 43.6
43.24
Расход
мазута на котел в условном топливе (по обратному балансу)
т
B ПВК - 43.21 ; - 43.9
43.25
Располагаемое
тепло топлива (по измерениям газа и мазута)
Гкал
- 43.8 ; - 43.9 ; Q тл - 43.6
43.26
Расход
электроэнергии на СН ПВК
кВт ∙ ч
-
22.309; τ0 - 6.44; l - 9.51
+
43.27 ÷ 43.29
...
43.30
Расчетный
комплекс
p 30
°С ∙ Гкал
- 4.242; Q ПВК - 43.3
+
43.31
-»
p 31
°С ∙ Гкал
- 4.243; Q ПВК - 43.3
+
43.32
-»
p 32
°С ∙ т
- 4.249; B ПВК - 43.21
+
43.33
-»
p 33
т
- 43.11 ; B ПВК - 43.21
+
43.34
-»
p 34
Гкал
- 43.17 ; - 43.23
+
43.35
-»
p 35
Гкал
- 43.18 ; - 43.23
+
43.36
-»
p 36
°С
t нв τ0
t нв - 4.298; τ0 - 6.44
+
Таблица 44
Номер показателя
Наименование показателя
Обозначение
Размерность
Формула вычисления
Значение в контрольном примере
Исходная информация
Накопление
Примечание
1
2
3
4
5
6
7
8
9
44.1
Температура
уходящих газов
°С
f -
11.137; t нв -
22.215; - 5.399; - 22.211; - 5.400; - 5.401; - 5.402; Q ПВК - 43.3
44.2
Коэффициент
избытка воздуха за ПВК
f - 11.138
Потери
тепла:
44.3
с
уходящими газами
%
K - 43.13 ; C - 43.14 ; в -
43.15 ; - 44.1 ; - 44.2 ; t нв -
22.215; KQ - 43.16
44.4
...
44.5
в
окружающую среду
%
- 5.398; - 5.397; Q ПВК - 43.3
44.6
КПД
брутто ПВК
%
- 44.3 ; - 44.5
44.7
Расход
электроэнергии на СН ПВК за первичный интервал обработки
кВт ∙ ч
f - 11.56;
Q ПВК - 43.3 ; τ0 - 6.44
+
44.8
Расход
условного топлива на ПВК за первичный интервал
т
Q ПВК - 43.3 ;
τ0 - 6.44; - 44.6
+
44.9
Располагаемое
тепло топлива
Гкал
-
44.8 ; - 43.16
+
44.10
Расчетные
комплексы
°С ∙ т
- 44.1 ; -
44.8
+
44.11
То же
т
- 44.2 ; - 44.8
+
44.12
-»
% ∙ Гкал
- 44.3 ; - 44.9
+
44.13
-»
% ∙ Гкал
- 44.5 ; - 44.9
+
Таблица 45
Номер показателя
Наименование показателя
Обозначение
Размерность
Формула вычисления
Значение в контрольном примере
Исходная информация
Накопление
Примечание
1
2
3
4
5
6
7
8
9
45.1
Общий
перерасход условного топлива из-за пониженной экономичности ПВК
Δ B ПВК
т
-
44.6 ; - 43.19 ; B ПВК - 43.21
+
45.2
Перерасход
условного топлива из-за повышенной температуры уходящих газов
т
- 5.111; - 22.212; - 44.1 ; B ПВК - 43.21 ; - 44.6
+
Перерасход
условного топлива из-за повышенного:
45.3
избытка
воздуха в уходящих газах
т
- 5.114;
- 43.11 ; - 44.2 ; B ПВК - 43.21 ; - 44.6
+
45.4
расхода
электроэнергии на СН ПВК
т
-
43.26; - 44.7 ; Δвкомп - 27.8
+
Таблица 46
Номер показателя
Наименование показателя
Обозначение
Размерность
Контрольное значение
Исходная информация
A
B
λ
1
2
3
4
5
6
7
8
Расчетная формула , где A
и B - накопленные величины; λ -
масштабный коэффициент
Фактические
показатели
46.1
Средняя
тепловая нагрузка
Q ПВК
Гкал/ч
43.4
6.44
1
Температура
сетевой воды:
46.2
на
входе в котел
°С
43.30
6.44
1
46.3
на
выходе из котла
°С
43.31
43.3
1
46.4
Температура
холодного воздуха
t нв
°С
43.36
6.44
1
46.5
Температура
уходящих газов
°С
43.32
43.21
1
46.6
Коэффициент
избытка воздуха
43.33
43.21
1
46.7
Расход
условного топлива на котел (по обратному балансу)
B ПВК
т/ч
43.21
6.44
1
46.8
Расход
мазута на котел в условном топливе
т/ч
43.24
6.44
1
46.9
Расход
газа на котел в условном топливе
т/ч
43.9
6.44
1
Потери
тепла котлом:
46.10
с
уходящими газами
%
43.34
43.23
1
46.11
в
окружающую среду
%
43.35
43.23
1
КПД
брутто котла:
46.12
по
обратному балансу
%
43.4
43.23
1
46.13
по
прямому балансу
%
43.4
43.25
1
46.14
Время
работы котла
τраб
ч
6.44
1
1
46.15
Расход
электроэнергии на собственные нужды
кВт ∙ ч/Гкал
43.26
43.4
1
Нормативные
показатели
46.16
Температура
уходящих газов
°C
44.10
44.8
1
46.17
Коэффициент
избытка воздуха за котлом
44.10
44.9
1
Потери
тепла:
46.18
с
уходящими газами
%
44.12
44.9
1
46.19
в
окружающую среду
%
44.13
44.9
1
46.20
Расход
электроэнергии на СН котла
кВт ∙ ч/Гкал
44.7
6.44
1
46.21
Средний
расход условного топлива на котел
т/ч
46.21
6.44
1
Таблица 47
Номер показателя
Наименование показателя
Обозначение
Размерность
Формула вычисления
Контрольное значение
Исходная информация
Накопление
Примечание
1
2
3
4
5
6
7
8
9
47.1
...
47.2
Выработка
электроэнергии ТЭЦ (очередью)
э
кВт ∙ ч
K 1 - 2.1; эбл - 25.80; n - 9.21
+
47.3
Отпуск
электроэнергии ТЭЦ (очередью)
эот
кВт ∙ ч
K 1 - 2.1; - 25.81; n
- 9.21
+
47.4
Полезный
отпуск тепловой энергии ТЭЦ (очередью)
Q от
Гкал
G под - 8.161; - 22.131; - 22.117; G обр - 8.162; - 22.132; K 94 - 2.94; τ0 - 6.44; z
- см. примечание к п. 9.45
+
Расход
условного топлива:
47.5
по
ТЭЦ (очереди)
B
т
n - 9.21; K 1 - 2.1; B к - 25.38; l
- 9.47; K 89 -
2.89; ВПВК - 43.21 ; K 95 - 2.95; B КНД - 9.48
+
47.6
на
отпуск электроэнергии по энергетическим котлам
т
n
- 9.21; K 1 - 2.1; B э - 25.82
+
47.6.1
с
учетом пусков
т
B э
мес - 30.1
+
47.7
Доля
топлива КНД, относимая на производство электроэнергии
-
47.6 ; B - 47.5
Расход
условного топлива на отпуск:
47.8
электроэнергии
по ТЭЦ
B э
т
-
47.6 ; - 47.7 ; K 95 -
2.95; B КНД -
9.48
+
47.8.1
то
же с учетом пусков
B э мес
т
-
47.6.1
+
47.9
тепловой
энергии по ТЭЦ
B тэ
т
B - B э
B - 47.5 ; B э - 47.8
+
Расход
электроэнергии:
47.10
на
механизмы ПВК и перекачивающие насосы по ТЭЦ (очереди)
кВт ∙ ч
-
22.309; N пер -
22.310; τ0 - 6.44
+
47.11
на
теплофикационную установку ТЭЦ (очереди)
этепл
кВт ∙ ч
n - 9.21; K 1 - 2.1; -
25.75; - 47.10
+
47.12
на
отпуск тепловой энергии ТЭЦ (очередью)
кВт ∙ ч
n - 9.21; K 1 - 2.1; -
25.78; - 47.10
+
47.13
на
выработку электроэнергии ТЭЦ (очередью)
кВт ∙ ч
n
- 9.21; K 1 - 2.1; - 25.77; K 95 - 2.95; - 47.7 ; - 8.233; τ 0 - 6.44
+
47.14
Расход
питательной воды по ТЭЦ (очереди)
G пв
т
n - 9.21; G пв - 22.1; G впр - 22.5
+
47.15
Добавок
химически обессоленной воды по ТЭЦ (очереди)
G доб
т
n - 9.21; - 22.33; K 1 - 2.1
+
47.16
Потери
конденсата с продувкой котлов
т
n - 9.21; -
25.96; K 1 - 2.1
+
Перерасход
топлива из-за отклонения фактического состояния от нормативного:
47.17
R -й
градирни
Δвг( R )
т
Δвкомп
- 27.8; - 23.19; τ0 - 6.44
+
47.18
всех
градирен в комплексе
Δвгк
т
Δвкомп
- 27.8; Δ N г -
23.21; τ0 - 6.44
+
47.19
Суммарный
перерасход топлива по ТЭЦ (очереди)
т
n - 9.21; ΔB - 42.3 ; K 1 - 2.1; l
- 9.47; ΔB ПВК - 45.1 ; K 89 -
2.89; ΔB гк - 47.18
+
Перерасход
топлива:
47.20
по
отпуску электроэнергии
т
n - 9.21; ΔB э - 42.1 ; K 1 - 2.1;
Δ B гк - 47.18
+
47.21
по
отпуску тепловой энергии
т
ΔB - ΔB э
ΔB
- 47.19 ; ΔB э - 47.20
47.22
из-за
отклонения фактического режима циркуляционных насосов от оптимального
Δ B цн
т
Δвкомп
- 27.8; - 24.90; j =
Ø; τ0 - 6.44
47.23
в
целом по циркуляционной системе
Δ B цс
т
Δ B гк + Δ B цн
Δ B гк - 47.18 ; Δ B цн - 47.22
+
47.24
Энергосистемный
перерасход топлива из-за ухудшения работы оборудования ТЭЦ в целом
Δ B сист
т
При работе всех энергоблоков ТЭЦ по тепловому
графику
( Ki = 1)
Во всех остальных случаях
Δ B сист = 0
Δ B бл - 42.5 ; n - 9.21; Δ B цс - 47.23
+
47.25
Отпуск
тепла пиковыми водогрейными котлами
Q ПВК
Гкал
l - 9.47; -
43.4
+
47.26
Расчетный
комплекс
G под
G под - 8.161; τ0 - 6.44; z
- см. примечание к п. 9.45
+
47.27
То же
°С ∙ т
t обр - 4.256; G под - 8.161; τ0 - 6.44
+
47.28
-»
°С ∙ т
t под - 4.253; G под - 8.161; τ0 - 6.44
+
47.29
Расчетный комплекс
Q т
Гкал
Q т - 25.54; n - 9.21
+
47.30
То же
т
G св - 22.15; τ 0 - 6.44; n - 9.21
+
47.31
-»
°С ∙ ч
-
25.131; n - 9.21
+
47.32
-»
кВт ∙ ч
этф
- 25.67; n - 9.21
+
47.33
-»
т
B г - 25.11; n - 9.21
+
47.34
-»
т
B м - 25.12; n - 9.21
+
47.35
-»
т
-
25.13; n - 9.21
+
Таблица 48
Номер показателя
Наименование показателя
Обозначение
Размерность
Контрольное значение
Исходная информация
A
B
λ
1
2
3
4
5
6
7
8
Расчетная формула: , где A
и B - накопленные величины, λ -
масштабный коэффициент
Удельный
расход условного топлива:
48.1
на
отпущенную электроэнергию
вэ
г/(кВт ∙ ч)
47.8
47.3
106
48.2
на
отпущенную тепловую энергию
втэ
кг/Гкал
47.9
47.4
103
48.2а
на
отпущенную электроэнергию в месячном интервале (с учетом пусков)
вэ мес
г/(кВт ∙ ч)
47.8.1
47.3
106
Расход
электроэнергии на собственные нужды:
48.3
на
выработку электроэнергии
%
47.13
47.2
102
48.4
на
отпуск тепловой энергии
кВт ∙ ч/Гкал
47.12
47.4
1
48.5
на
теплофикационную установку
этепл
кВт ∙ ч/Гкал
47.11
47.4
1
Внутристанционные
потери пара, конденсата и питательной воды:
48.6
всего
q пот
%
47.15
47.14
102
48.7
в
том числе с продувкой котлов
%
47.36
47.14
102
Характеристики
топлива, сожженного на ТЭЦ:
Низшая
теплота сгорания:
48.8
твердого
топлива
ккал/кг
6.3
1
1
48.9
мазута
ккал/кг
6.1
1
1
48.10
газа
ккал/кг
6.2
1
1
Влажность
на рабочую массу:
48.11
твердого
топлива
%
6.4
1
1
48.12
мазута
%
6.5
1
1
48.13
Зольность
на рабочую массу твердого топлива
%
6.15
1
1
Содержание
серы на рабочую массу:
48.14
твердого
топлива
%
6.54
1
1
48.15
мазута
%
6.55
1
1
Перерасход
топлива по ТЭЦ:
48.16
суммарный
%
47.19
47.5
102
В
том числе:
48.17
по
отпуску электроэнергии
%
47.20
47.5
102
48.18
по
отпуску тепловой энергии
%
47.21
47.5
102
Перерасход
топлива из-за ухудшения работы:
48.19
энергоблоков
%
42.3
47.5
102
48.20
пиковых
водогрейных котлов
%
45.1
47.5
102
48.21
циркуляционных
насосов
%
47.22
47.5
102
48.22
градирен
%
47.18
47.5
102
48.23
Энергосистемный
перерасход топлива
%
47.24
47.5
102
Температура
воды:
после
каждой градирни:
48.24
фактическая
°С
23.34
23.33
1
48.25
нормативная
°С
23.36
23.33
1
после
всех градирен:
48.26
фактическая
°С
23.35
23.33
1
48.27
нормативная
°С
23.37
23.33
1
Перерасход
топлива:
48.28
из-за
изменения технического состояния каждой градирни
%
47.17
47.5
48.29
в
целом по циркуляционной системе
%
47.24
47.5
48.30
Отклонение
фактического расхода воды циркуляционной системы от нормативного
м3 /ч
24.96
23.40
1
Отклонение фактической
температуры воды:
48.31
после
каждой градирни от нормативной
°С
23.38
23.33
1
48.32
после
всех градирен от нормативной
°С
23.39
23.33
1
48.33
Электрическая
нагрузка ТЭЦ
N ТЭЦ
МВт
47.2
6.44
10-3
Тепловая
нагрузка:
48.34
ТЭЦ
Q ТЭЦ
Гкал/ч
47.4
6.44
1
48.35
пиковых
котлов
Q ПВК
Гкал/ч
47.25
6.44
1
48.36
Суммарное
количество сетевой воды, отпускаемой в прямые магистрали
G под
т/ч
47.26
6.44
1
Средняя
температура:
48.37
обратной
сетевой воды
t обр
°С
47.27
47.26
1
48.38
в
прямых магистралях
t под
°С
47.28
47.26
1
48.39
Суммарный
расход сетевой воды через ПСВ турбин
G св
т/ч
47.30
6.44
1
48.40
Суммарная
тепловая нагрузка ПСВ турбин
Q т
Гкал/ч
47.29
6.44
1
48.41
Средняя
температура охлаждающей воды перед конденсаторами
°С
47.31
6.44
1
48.42
Теплофикационная
мощность ТЭЦ
МВт
47.32
6.44
1
48.43
Доля
сжигаемого газа на ТЭЦ
47.33
47.35
1
48.44
Доля
сжигаемого мазута на ТЭЦ
47.34
47.35
1
Таблица 49
Номер показателя
Наименование показателя
Обозначение
Размерность
Формула вычисления
Контрольное значение
Исходная информация
Примечание
1
2
3
4
5
6
7
8
Удельные показатели состояния узлов турбоагрегата
49.1
Коэффициент,
характеризующий изменение расхода пара из I камеры переднего уплотнения ЦВД
;
- 22.62; f - 11.1;
Д0 = G пв -
22.1
49.2
Коэффициент,
характеризующий изменение расхода пара из II камеры переднего уплотнения ЦВД
;
- 22.63; f - 11.2;
Д0 = G пв -
22.1
Коэффициент,
характеризующий состояние:
49.3
заднего
уплотнения ЦВД
;
- 22.64; f - 11.3;
Д0 = G пв -
22.1
49.4
переднего
уплотнения ЦСД № 1
;
Дпу.ЦСД1 - 22.65; f
- 11.4; Д0 = G пв -
22.1
49.5
j -го
регенеративного подогревателя
K п j
ккал/кг
Δ Qj - 36.12; G пв - 22.1
49.6
обводной
арматуры ПВД
- 22.80; G пв - 22.1
49.7
Коэффициент,
характеризующий расход пара на калориферы котла
K кф
G кф - 22.9; G пв - 22.1
Определение параметров рассчитываемого режима
49.8
Определение
режима и последовательности расчета
Если R к = 1, то переход к п. 49.62
Если , ,
или , то
переход к п. 49.9
Если , то останов
программы
R к
см.
примечание
Массив
параметров R формируется отдельно и вводится вручную
49.9
Температура
сетевой воды после ПСВ
°С
,
α = 0, 1, 2, ..., n
Если , то переход к
следующему режиму
-
5.199; Шпс - 5.233; - 5.202
После
каждого шага итерации расчет продолжается в указанной последовательности
49.10
Расход
сетевой воды через ПСВ
т/ч
;
β = 0, 1, 2, ..., n
Если , то переход к
следующему шагу итерации п. 49.9
-
5.197; - 5.233; - 5.198
См. примечание п. 49.9
49.11
Температура
обратной сетевой воды
°С
,
- 49.9 ; - 5.196
Если или ,
то
t ос - 22.256
Параметр
состояния:
49.12
ПСВ
№ 1
ккал 0,5/град 0,5
;
-
49.10 ; f - 11.5
49.13
ПСВ
№ 2
ккал 0,5/град 0,5
;
-
49.10 ; f - 11.6
49.14
Тепловая
нагрузка турбоагрегата
Гкал/ч
Если
, то переход к следующему шагу
итерации п. 49.9
- 49.10 ; Δt пс - 49.11 ; - 5.200
49.15
Условие
проведения расчетов
Если
, или ,
то переход к п. 49.19
-
49.8 ; - 49.8 ; - 49.8
49.16
Температурный
напор ПСВ № 1
°С
;
-
49.14 ; - 49.10 ; f - 11.5
или
49.17
Температура
насыщения пара в ПСВ № 1
°С
-
4.9; - 49.16
или
49.18
Давление
пара в ПСВ № 1
кгс/см2
переход к п. 49.29
f - 7.5; - 49.17
49.19
Минимальное
значение температуры насыщения пара в ПСВ № 1
°С
- 49.11
,
или
49.20
Давление
пара в ПСВ № 1
кгс/см2
, φ = 0, 1, 2, ..., n
f - 7.5; -
49.19
-
зависит от вида конечной функции и в программе рассчитывается
49.21
Температура
насыщения пара в ПСВ № 1
°С
f - 7.6; -
49.20
49.22
Условие
проведения расчетов
Если или ,то
переход к п. 49.27
-
49.8 ; - 49.8
Тепловая
нагрузка:
49.23
встроенного
пучка
Гкал/ч
K т - 6.38; Δ i к - 5.203; - 49.20 ; Q пц -
6.37
49.24
ПСВ
№ 1
Гкал/ч
;
f - 11.5; -
49.10 ; - 49.21 ; - 49.11 ; -
49.23
Температура
сетевой воды перед
49.25
ПСВ
№ 1
°С
-
49.11 ; - 49.23 ; - 49.10
49.26
Температура
сетевой воды за ПСВ № 1
°С
,
переход к п. 49.29
-
49.25 ; - 49.24; -
49.10
49.27
Тепловая
нагрузка ПСВ № 1
Гкал/ч
;
f - 11.5; -
49.10 ; - 49.21 ; - 49.11
или
49.28
Температура
сетевой воды за ПСВ № 1
°С
-
49.11 ; - 49.27 ; - 49.10
49.29
Расход
пара из отбора на ПСВ № 1
т/ч
-
49.27 ; Δ i пс1 - 5.204
или
-
49.24
-
49.19
или
49.30
Потери
давления пара в паропроводе от отбора до ПСВ № 1
кгс/см2
-
5.238; - 49.29 ; - 5.239; -
49.20
,
или
-
49.18
или
49.31
Давление
пара в отборе на ПСВ № 1
кгс/см2
-
49.30 ; - 49.20
-
49.18
или
49.32
Проверка
верхней границы давления пара в отборе на ПСВ № 1
Если , то переход к следующему шагу итерации п. 49.9
- 49.31 ; - 5.207
49.33
Условие
проведения расчетов
Если
, или ,
то переход к п. 49.35
-
49.8 ; - 49.8 ; - 49.8
49.34
Проверка
нижней границы по давлению пара в отборе на ПСВ № 1
Если
, то
переход к п. 49.43
Если , то переход к следующему шагу итерации п. 49.9
- 49.31 ; - 5.206
49.35
Тепловая
нагрузка ПСВ № 2
Гкал/ч
- 49.14 ; - 49.27
Если , то
- 49.24; - 49.23
Если , то переход к п. 49.20
- 5.201
49.36
Температурный
напор в ПСВ № 2
°С
;
- 49.35 ; -
49.36 ; f - 11.6
49.37
Температура
насыщения в ПСВ № 2
°С
-
49.9 ; - 49.36
49.38
Давление
пара в ПСВ № 2
кгс/см2
f - 7.5; -
49.37
49.39
Расход
пара из отбора турбины на ПСВ № 2
т/ч
- 49.35 ; -
5.205
49.40
Потери
давления в паропроводе от отбора до ПСВ № 2
кгс/см2
-
5.240; - 49.39; - 5.241; -
49.38
49.41
Давление
пара в отборе на ПСВ № 2
кгс/см2
-
49.38; - 49.40
49.42
Проверка
верхней и нижней границы по давлению пара в отборе на ПСВ № 2
Если
или , то
переход к следующему шагу итерации п. 49.9
-
5.209; - 5.208; - 49.41
49.43
Мощность
на клеммах генератора
МВт
Если
, то
Если
, то
Если
, то
Если
или , то , , γ = 0, 1, 2, ..., n
f 1 - 11.37; f 2
- 11.42; f 3 - 11.47; - 49.14 ; - 49.31 ; - 49.41 ; Ш N - 5.235; - 49.8 ; - 49.8 ; - 49.8 ; - 49.8 ; - 49.8
49.44
Проверка
верхней границы по мощности
Если
, то переход к следующему шагу
итерации п. 49.10
- 49.43 ; - 5.216
49.45
Расход
свежего пара на турбину
т/ч
Если , то
Если , то
Если , то
Если , то
; ;
Если , то
;
Если , то
;
;
;
;
;
f 1 - 11.36; f 2
- 11.40; f 3 - 11.49; f 4 - 11.36; f 6
- 11.38; f 7 - 11.39; f 8 - 11.43; - 49.43 ; - 49.31 ; - 49.41 ; f 9 - 11.44; f 10
- 11.40; f 11 - 11.45; f 12 - 11.46; - 49.14 ; - 49.8 ; - 49.8 ; - 49.8 ; - 49.8 ; - 49.8
49.46
Проверка
нижней границы по расходу пара на турбину
Если
, то переход к следующему шагу
итерации п. 49.10
Если
или и ,
то переход к следующему шагу итерации п. 49.43 ; j = 2, 3
- 49.45 ; f 2 - 11.7; f 3 - 11.10; - 49.31 ; - 49.41 ; -
49.8 ; - 49.8 ; - 49.8 ; - 49.8 ; - 49.8 ;
Если
или , то j
= 2
Если , или
, то j = 3
49.47
Проверка
верхней границы по расходу пара на турбину
Если
, то переход к следующему шагу
итерации п. 49.9
Если
или , то j
= 2
Если
или , или ,
то j = 3
Если
или , то
- 49.45 ; -
49.8 ; f 2 -
11.8; - 49.8 ; - 11.9; -
49.8 ; f 3 -
11.11; - 49.8 ; - 11.12; -
49.8 ; - 49.31 ; - 49.41
49.48
Изменение
энтальпии питательной воды при отклонении фактических условий работы
регенеративных подогревателей от нормативных
ккал/кг
Если , то
;
;
Если X 7(1) = 1, то
;
Если
, то
Если , то
X 7(1) - 22.389;
X 8(1) - 22.394; X 9(1) - 22.396; - 49.6 ; - 49.5 ; - 46.45; f 1 - 11.146; f 2
- 11.147; f 3 - 11.148
49.49
Нагрев
питательной воды в системе регенерации
ккал/кг
;
f - 11.49;
- 49.45 ; - 49.48
49.50
Расход
пара в конденсатор
т/ч
пп. 13.1 ÷ 13.11
;
;
; ; i = 1, 2,
3;
- 49.45 ; -
49.29 ; - 49.8 ; - 49.39; K кф - 49.7 ; Дск - 22.13; f 1 - 11.51; -
49.49 ; f 2 -
11.167; - 49.31 ; - 49.41
49.51
Расход
основного конденсата через ПНД № 1
т/ч
- 49.50 ; K 40 - 2.40; -
49.29 ; K 41 -
2.41; - 49.39
49.52
Расход
пара в ПНД № 1
т/ч
;
f
- 11.31; - 49.51 ; Δ i п 1 - 5.211; X 1(1) -
22.355
49.53
Расход
пара в ПНД № 2
т/ч
;
- 49.51 ; f
- 11.31; Δ i пс1 -
5.204; X 2(1) -
22.357
49.54
Расход
пара в ПНД № 3
т/ч
;
;
f
- 11.31; - 49.54 ; - 49.51 ; - 49.29 ; K 41 - 2.41; - 49.39; Δ i пс 2 - 5.205
49.55
Расход
пара через промежуточный отсек
т/ч
-
49.50 ; - 49.53; - 49.29 ; - 49.52
49.56
Условие
проведения расчетов
Если
или , то
переход к п. 49.60
-
49.8 ; - 49.8
49.57
Определение
режима истечения пара через промежуточный отсек
Если , то переход к п. 49.59
-
49.31 ; - 49.41 ; εкр - 5.243
49.58
Проверка
давления в верхнем теплофикационном отборе (докритический перепад давлений)
Если , то переход к п. 49.60
Если , то переход к п. 49.20
-
49.41 ; - 43.31 ; - 49.55 ; K по1 -
5.212; C - 5.237
49.59
Проверка
давления в верхнем теплофикационном отборе по уравнению проточной части
(сверхкритический перепад давлений)
Если , то переход к п. 49.20
- 49.41 ; K по2 - 5.213; -
49.55 ; c - 5.237
49.60
Расход
тепла на турбину (без поправок на фактические условия)
Гкал/ч
- 49.45 ; i 0 - 5.220; f 1
- 11.20; f 2 - 11.19; f 3 - 11.21
49.61
Условие
проведения расчетов
Если R к = 0, то переход к п. 49.67
R к - 49.8
49.62
Мощность
на клеммах генератора
МВт
,
γ = 0, 1, 2, ..., n
Если , то переход к
следующему режиму
-
5.215; - 5.216; Ш N - 5.235
R к = 1
49.63
Расход
свежего пара на турбину
т/ч
-
49.62 ; f - 11.18
49.64
Расход
тепла на турбину
Гкал/ч
-
49.62 ; f - 11.34
49.65
Давление
пара в отборе на ПНД № 2
кгс/см2
f - 11.22;
- 49.63
49.66
Расход
пара в конденсатор
т/ч
K к - 5.214; - 49.65
Расчет показателей состояния узлов турбоагрегата при
нагрузке
Изменение
расхода пара из:
49.67
I
камеры передних уплотнений ЦВД
т/ч
Если R к = 1, то
-
49.45 ; - 49.1 ; - 49.63 ; R к - 49.8
49.68
II
камеры передних уплотнений ЦВД
т/ч
Если R к = 1, то
-
49.2 ; - 49.45 ; R к - 49.8 ; - 49.63
49.69
заднего
концевого уплотнения ЦВД
т/ч
Если R к = 1, то
-
49.3 ; - 49.45 ; R к - 49.8 ; - 49.63
49.70
переднего
уплотнения ЦСД № 1
т/ч
Если R к = 1, то
-
49.4 ; - 49.45 ; R к - 49.8 ; - 49.63
49.71
Изменение
тепловой нагрузки j -го регенеративного подогревателя
Гкал/ч
Если R к = 1, то
K п j 49.5 ; - 49.45 ; R к - 49.8 ; - 49.63
49.72
Изменение
расхода питательной воды через обводную арматуру ПВД
т/ч
Если R к = 1, то
-
49.6 ; R к - 49.8 ; - 49.45 ; -
49.63
49.73
Расход
пара на калориферы котла
т/ч
Если R к = 1, то
K кф - 49.7 ; R к - 49.8 ; - 49.45 ; -
49.63
49.74
Изменение
давления пара в тракте промперегрева
Δp пп
%
- 22.268; - 22.267
49.75
Фактическое
значение расхода циркуляционной воды
W
м3 /ч
При отсутствии регулирования ЦН
W - 22.30
-
сумма расходов пара в конденсаторы остальных турбин ТЭЦ
Работа циркуляционных насосов оптимизируется:
;
Если
R к = 1,
то
f
- 11.195; t нв - 22.215; - 49.50 ; - 49.66; R к - 49.8
С учетом подпитки теплосети во встроенных пучках:
- 22.17
49.76
Коэффициент
теплопередачи трубок конденсатора
K
ккал/м2 ∙ ч ∙ °С
Пп. 19.7 ÷ 19.13
Если R к = 1, то
W
- 49.75 ; R к - 49.8 ; t 1 в - 22.203; - 49.50 ; a - 19.6; - 49.66
49.77
Температурный
напор конденсатора при нормативной плотности вакуумной системы
°С
Если R к = 1, то
- 49.50 ; R к - 49.8 ; Δ i к - 5.203; - 49.66; W - 49.75 ; K
- 49.76 ; F - 5.226
49.78
Давление
пара в конденсаторе при его фактическом состоянии и нормативных присосах
воздуха
кгс/см2
Если R к = 1, то
Если , то
- 49.50 ; f
- 7.5; t 1в -
22.203; - 49.8 ; Δi к -
5.203; - 49.25 ; W - 49.75 ;
δ t к - 49.77 ; δ t вп - 5.219; R к - 49.8 ; - 49.66;
49.79
Изменение
давления пара в конденсаторе из-за отклонения присосов воздуха от нормы
кгс/см2
Если X 12(i ) = 1, то m =
i
α
- 5.227; β - 5.228; м - 6.39; X 12(i )
- 22.405; 22.407; 22.409
i = 1, 2,
3
49.80
Давление
пара в конденсаторе при его фактическом состоянии и фактических присосах
воздуха
кгс/см2
- 49.78 ; - 49.79
49.81
Давление
пара в отборе, питающего j -й регенеративный подогреватель, и пара перед ЦСД №
1
кгс/см2
;
Если j = 4, 5, 9, то
Если j = 6, 7, 8, то
Если R к = 1, то ;
Если или ,
то ,
f 1 - 11.22; f 2
- 11.26; f 3 - 11.27; - 49.45 ; - 49.41 ; - 49.31 ; R к - 49.8 ; - 49.8 ; - 49.8 ; - 49.63
49.82
Энтальпия
насыщенного пара в конденсаторе
ккал/кг
;
f 1 - 7.7; f 2 - 7.6; - 49.80
49.83
Энтальпия
дренажа j -го регенеративного подогревателя
ккал/кг
f -
11.194; - 49.81
49.84
Температура
пара в отборе на j -й регенеративный подогреватель
°С
п. 18.1
Если R к = 1, то
-
49.81 ; - 49.81 ; - 49.45 ; -
5.109; - 49.63 ; - 5.108; -
5.110; R к - 49.8
Остальные
параметры без изменения
49.85
Энтальпия
пара отбора, питающего j -й регенеративный подогреватель, и пара перед ЦВД и
ЦСД
ккал/кг
Область перегретого пара:
f
- 7.1; p 0 - 22.266; - 49.81 ; t о - 22.191; - 49.84
Область
влажного пара:
пп.
18.6 ÷ 18.11
Если
R к = 1,
то ; , -
49.65 ;
-
49.55 ; - 49.50 ; -
49.31 ; - 49.41 ; - 49.66; f - 11.22;
-
49.53; - 49.63 ;
Остальные параметры без изменения
49.86
Энтальпия
питательной воды за j -м регенеративным подогревателем
ккал/кг
f -
11.144; - 49.81
49.87
Коэффициент
удельной выработки электроэнергии отборов, питающих j -е
регенеративные подогреватели
Пп. 20.1 ÷ 20.21
-
49.83 ; - 49.86 ; - 49.85
Остальные
параметры без изменения
Расчет изменений внутренней мощности и расходов
тепла на турбоагрегат из-за отклонения фактических условий работы от
нормативных
Изменение
мощности турбоагрегата из-за изменения:
49.88
температуры
свежего пара
МВт
;
- п. 21.1
Если R к = 1, то ;
-
49.29 ; - 49.63 ; - 49.39; - 49.66; - 49.50 ; t о - 22.191; - 49.45 ; - 5.108; R к - 49.8
49.89
давления
свежего пара
МВт
-
п. 21.2
Если R к = 1, то ,
- 49.29 ; X 14(1) - 22.419; - 49.39; - 49.63 ; - 49.50 ; - 49.66; - 49.45 ; p 0 - 22.266; R к - 49.8 ; - 5.109
49.90
потери
давления в тракте промперегрева
МВт
;
- п. 21.3
Если R к = 1, то ;
-
49.29 ; Δp пп - 49.74 ; - 49.39; -
5.81; - 49.50 ; - 49.45 ; R к - 49.8 ; - 49.63 ; - 49.66
49.91
температуры
пара после промперегрева
МВт
;
- п. 21.4
Если R к = 1, то ;
- 49.45 ; - 49.66; - 49.29 ; - 49.63 ; - 49.39; - 22.193; - 49.50 ; - 5.110; R к - 49.8
49.92
КПД
проточной части ЦВД
МВт
;
- п.
21.5
;
Если R к = 1, то ,
- 49.45 ; f
- 11.199; - 49.29 ; - 49.63 ; - 49.39; - 49.66; - 49.50 ; R к - 49.8 ;
49.93
КПД
проточной части ЦСД № 1
МВт
;
- п.
21.6
Если R к = 1, то , ,
,
- 49.45 ; R к - 49.8 ; - 49.29 ; - 49.65 ; - 49.39; -
49.81 ; - 49.50 ; p к - 49.80 ; - 49.31 ; -
49.63 ; - 49.41 ; - 49.66; - 6.40;
49.94
КПД
проточной части ЦСД № 2
МВт
;
- п.
21.7
Если R к = 1, то , ,
,
-
49.29 ; R к - 49.8 ; - 49.39; -
49.65 ; - 49.50 ; -
49.81 ; - 49.31 ; p к - 49.80 ; - 49.41 ; - 49.66; - 6.41; - 49.63 ; - 49.45
Изменение
внутренней мощности турбоагрегата и изменение расхода тепла на ПТН из-за
изменения:
49.95
КПД
проточной части приводной турбины
МВт
,
- п.
21.8
Если R к = 1, то ,
- 49.45 ; - 49.66; - 49.29 ; Δηтп - 6.42; -
49.39; ηтп - 37.13 ; - 49.50 ; f
- 11.29; - 49.85 ; R к - 49.8 ; - 49.85 ; - 49.63
49.96
КПД
питательного наcoca
МВт
;
- п. 21.9;
Если R к = 1, то ,
- 49.45 ; R к - 49.8 ; - 49.29 ; f - 11.29; - 49.39; Δ η на -
6.43; - 49.50 ; η на - 37.23 ; - 49.87; -
49.63 ; - 49.85 ; - 49.66; - 49.85 ;
49.97
Изменение
мощности турбоагрегата из-за изменения состояния j -го
регенеративного подогревателя
МВт
;
- п. 21.10
-
49.71 ; - 49.87; δj +1 -
5.221
49.98
Суммарное
изменение мощности турбоагрегата из-за изменения состояния регенеративных
подогревателей
МВт
-
49.98
Изменение
мощности турбоагрегата из-за изменения:
49.99
протечек
питательной воды через обводную арматуру группы ПВД
МВт
;
- п.
21.11
-
49.72 ; - 49.87; - 49.86
49.100
расхода
пара из первой камеры передних уплотнений ЦВД
МВт
;
- п. 21.25
-
49.67 ; - 49.85 ; - 49.87; -
49.85
49.101
расхода
пара из второй камеры передних уплотнений ЦВД
МВт
;
- п. 21.26;
-
49.68 ; - 49.85 ; -
49.87; - 49.85 ; - 49.85 ; ; - 49.85 ;
49.102
расхода
пара из заднего концевого уплотнения ЦВД
МВт
;
- п.
21.27; ;
-
49.69 ; - 49.87; - 49.85 ; - 49.85 ; -
49.101
49.103
расхода
пара из переднего уплотнения ЦСД № 1
МВт
;
- п.
21.28;
-
49.70 ; - 49.85 ; - 49.85 ; -
49.87
49.104
Изменение
давлений пара в теплофикационных отборах , и
расходов пара на ПСВ , из-за
изменения состояния одного из подогревателей
кгс/см2
Если
или , то -
п. 35.1 ÷ 35.9
Если
, или ,
то при фактическом состоянии ПСВ № 1 - п. 35.43, -
35.45; - 35.44; - 35.46
При
фактическом состоянии ПСВ № 2 - п. 35.54, -
35.56; - 35.55; - 35.57
Если , ,
то
αпс1
- 15.5; αпс2 - 15.9; - 49.12 ; - 49.13 ; - 49.31 ; - 49.41 ; - 49.9 ; - 49.9 ; - 49.52 ; - 49.53; - 49.50 ; t ос - 49.11
Остальные
параметры без изменения
кгс/см2
т/ч
т/ч
49.105
Изменение
мощности турбоагрегата из-за изменения состояния i -го ПСВ
МВт
п. 21.12
,
-
49.104 ; -
49.29 ; - 49.104 ; - 49.39; -
49.104 ; -
49.31 ; - 49.104 ; - 49.41 ; - 49.87; - 49.54 ; - 49.86 ; - 49.50 ; - 49.53; - 49.51
Если или ,
то , - п.
21.13
-
49.104 ; - 49.45 ; -
49.29 ; - 49.31 ; - 49.50 ; -
49.8 ; - 49.8
49.106
Изменение
мощности турбоагрегата из-за подачи питательной воды на впрыск в
промежуточный пароперегреватель
МВт
,
- п. 21.42
Если R к = 1, то
- 49.86 ; G впр - 22.5; - 49.86 ; G пв - 22.1; э j - 49.87; - 49.45 ; i 0 - 49.85 ; R к - 49.8 ; - 49.85 ; - 49.63
49.107
Изменение
мощности турбоагрегата из-за отключения ПВД № 6
МВт
,
ΔN 6 -
21.14
Если R к = 1, то ,
- 49.45 ; -
49.85 ; - 49.29 ; - 49.87; -
49.39; - 49.63 ; - 49.50 ; - 49.66; - 49.85 ; R к - 49.8
Xj (1) - формируется
отдельным массивом или по табл. 22
49.108
Изменение
внутренней мощности турбоагрегата из-за отключения ПВД № 7, 8
МВт
,
ΔN 7,8 , -
21.15
Если R к = 1, то ,
- 49.45 ; -
49.63 ; - 49.29 ; - 49.66; - 49.39; R к - 49.8 ; - 49.50 ; -
49.85 ; - 49.85 ; - 49.87
См.
примечание п. 49.107
Изменение
мощности турбоагрегата из-за отключения:
49.109
ПВД
№ 8
МВт
;
- п.
21.16
Если R к = 1, то ,
- 49.45 ; -
49.87; - 49.29 ; - 49.63 ; - 49.39; - 49.66; - 49.50 ; -
49.85 ; - 49.85 ; R к - 49.8
Xj (1) - формируется
отдельным массивом или по табл. 22
49.110
ПВД
№ 6, 7, 8
МВт
п. 21.17
Если R к = 1, то ,
- 49.45 ; -
49.39; - 49.87; - 49.50 ; -
49.85 ; R к - 49.8 ; - 49.85 ; - 49.63 ; - 49.29 ; - 49.66
См.
примечание п. 49.109
49.111
j -го ПНД
МВт
п. 21.18; j = 1, 2,
3, 5
Если R к = 1, то
- 49.45 ; -
49.105 ; -
49.87; - 49.63 ; R к - 49.8
См.
примечание п. 49.109
49.112
ПНД
№ 4
МВт
;
- п.
21.19;
Если R к = 1, то
- 49.45 ; -
49.63 ; - 49.87; -
49.86 ; - 49.83 ; - 49.83 ; f - 11.157; R к - 49.8
49.113
Изменение
расхода тепла, отводимого из конденсатора, из-за отключения ПНД № 4
Гкал/ч
;
- п.
21.20
Если R к = 1, то
- 49.45 ; R к - 49.8 ; - 49.112 ; - 49.63 ; - 49.83 ; - 49.83 ;
Xj (1) - формируется
отдельным массивом или по табл. 22
49.114
Суммарное
изменение мощности турбоагрегата из-за отключения j -х ПНД
МВт
-
49.111 , 49.112
49.115
Изменение
мощности турбоагрегата из-за подачи пара на РОУ 40/13
МВт
;
- по п. 21.31
Дск
- 22.13; - 49.83 ; - 49.87; -
49.85 ; - 49.86 ;
49.116
Расход
тепла в КСН через РОУ 40/13
Гкал/ч
Дск
- 22.13; - 22.116; -
49.85
49.117
Изменение
мощности турбоагрегата из-за подачи пара на калориферы котла из выхлопа ПТН
МВт
;
- по п. 21.33
Если R к = 1, то ,
-
49.73 ; - 49.45 ; -
49.101 ; -
49.29 ; - 49.87; -
49.39; - 49.86 ; - 49.50 ; -
49.85 ; - 49.83 ; R к - 49.8 ; - 49.63 ; - 49.85 ; - 49.66; X 10(10) - 22.402
49.118
Изменение
расхода тепла, отводимого из конденсатора, при подаче пара на калориферы
котла из выхлопа ПТН
Гкал/ч
-
п. 21.35;
-
49.73 ; - 49.81 ; - 49.83 ; X 11(10) -
22.402; f - 7.7
Остальные
параметры без изменения
49.119
Расход
тепла на калориферы котельной установки при питании паром из выхлопа ПТН
Гкал/ч
-
49.73 ; - 49.118 ; - 49.85 ; X 11(10) -
22.402
49.120
Изменение
расхода тепла, отводимого из конденсатора, при отклонении фактической
плотности диафрагмы от нормативной
Гкал/ч
-
49.31 ; Δ i к - 5.203; K т - 6.38; - 5.210
Рассчитывается
при , или
49.121
Изменение
мощности турбоагрегата при отклонении фактической плотности диафрагмы от
нормативной
МВт
-
49.120 ; -
49.87
См.
примечание п. 49.120
49.122
Изменение
температуры обратной сетевой воды
°С
- 22.200; t ос - 22.256; - 5.196
Рассчитывать
при или
Изменение
мощности турбоагрегата из-за изменения:
49.123
нагрева
сетевой воды в ПСВ
МВт
-
49.122 ; -
49.41 ; - 49.14 ; f - 11.59
См.
примечание п. 49.122
49.124
давления
пара в конденсаторе
МВт
Если R к = 1, то
- 49.50 ; R к - 49.8 ; - 49.80 ; - 49.66; - 5.232; f
- 11.189;
49.125
Изменение
мощности турбоагрегата и расхода тепла в конденсатор из-за подачи пара в ЦНД
из верхнего теплофикационного отбора через охлаждающее устройство
МВт
Если K 42 ≥ 0,5, то
f - 11.66;
- 49.14 ; - 49.41 ; K 42 -
2.42
, или
Гкал/ч
По п. 21.40
-
49.31 ; - 49.41
, или
Остальные
параметры без изменения
49.126
Изменение
мощности турбоагрегата из-за скользящего давления свежего пара
МВт
Если R к = 1, то
- 49.45 ; f - 11.33; R к - 49.8 ; - 49.63 ; X 14(1) - 22.419
49.127
Суммарное
изменение мощности турбоагрегата при отклонении фактических условий работы от
нормативных
МВт
-
49.88 ; - 49.105 ; - 49.89 ; - 49.109 ; - 49.90 ; - 49.108 ; - 49.91 ; - 49.107 ; - 49.92 ; - 49.110 ; - 49.93 ; - 49.114 ; - 49.94 ; - 49.115 ; - 49.95 ; - 49.117 ; - 49.96 ; - 49.121 ; - 49.97 ; - 49.126 ; - 49.99 ; - 49.124 ; - 49.100 ; - 49.123 ; - 49.101 ; - 49.125 ; - 49.102 ; - 49.106 ; - 49.103 ;
49.128
Мощность
турбоагрегата при фактических условиях и работе по тепловому графику
МВт
,
- 49.43 ; - 49.127 ; f
- 11.155
Рассчитывать,
если или
49.129
Изменение
расхода тепла на турбоагрегат из-за отклонения фактических условий работы от
нормативных
Гкал/ч
Если , или
R к = 1,
то
Если
R к = 1,
то ; , ;
-
49.127 ; -
49.119 ; -
49.116 ; -
49.113 ; -
49.118 ; -
49.120 ; -
49.125 ; -
49.95 ; - 49.96 ; Δq кн -
5.127; ηэм - 49.128 ; - 49.8 ; - 49.8 ; R к - 49.8 ; f 1 -
11.16; f 2 -
11.17; - 49.81
Если
или , то j
= 2
Если
, или ,
то j = 3
49.130
Расход
тепла на турбоагрегат при фактических условиях работы
Гкал/ч
Если R к = 1, то
-
49.60; - 49.64 ; - 49.129 ; R к - 49.8
Таблица 50
Номер показателя
Наименование показателя
Обозначение
Размерность
Формула вычисления
Контрольное значение
Исходная информация
Примечание
1
2
3
4
5
6
7
8
50.1
Тепловая
нагрузка котла
Гкал/ч
- 49.130 ; - 26.113
50.2
Нормативный
расход условного топлива
т/ч
,
- 50.1 ; f - 11.186
Изменение
температуры уходящих газов:
50.3
из-за
загрязнения поверхностей нагрева
Δυ 20 - 38.19 ; Δυ 21 - 38.19 , Δυ 22 - 38.19
50.4
соответствующее
фактическому состоянию при текущей нагрузке
Δυξ
- 50.3 ; θξ - 5.165; - 50.1 ; - 25.6
50.5
из-за
сокращения поверхности РВП
- 38.19 ; - 5.166; - 50.1 ; - 25.6
50.6
из-за
отклонения температуры питательной воды от нормативной
,
f -
11.167; Δ t пв - 49.48 ; - 50.1
50.7
Коэффициент
рециркуляции газов
По п. 38.6
V рец - 11.191; B к - 50.2 ; -
38.1 ; - 38.1 ; αн - 11.134
50.8
Рост
сопротивления за экономайзером
кгс/см2
По п. 38.6
-
11.169; - 50.7
50.9
Нормативное
разрежение по тракту газов при чистых поверхностях нагрева и включенной
рециркуляции:
за
экономайзером
за
воздухоподогревателем
перед
дымососом
По п. 38.7
-
50.7 ; - 11.170; Δ S г - 50.8 ; S зу -
11.171; - 11.169;
50.10
Разрежение
по тракту газов при фактическом состоянии:
перед
воздухоподогревателем
- 50.9 ; - 38.8 ; - 38.8 ; -
50.10 ; - 50.9 ; Δ S зу - 38.8 ; - 38.8
за
воздухоподогревателем
перед
дымососом
50.11
Нормативные
присосы и перетоки по тракту газов и воздуха:
в
систему пылеприготовления
По п. 38.9
-
5.144; - 50.9 ; - 5.145; -
50.9 ; - 5.147; -
50.9 ; - 5.146; -
11.169; - 5.98; - 11.170; n
- 11.169 - 11.171; - 11.171; - 50.1 ; - 5.148
в
топку
на
тракте ЭК-ВП
в
экономайзер
в
воздухоподогреватель
в
зоне золоуловителей и дымососа
50.12
Фактические
присосы и перетоки по тракту газов и воздуха:
в
систему пылеприготовления
По п. 38.10
- 5.98; - 50.1 ; - 5.157; - 5.158; Δαкш (3) - 5.159; Δαдм (3) - 5.160; - 50.9 ; S вп (3) - 5.161; S зу (3) - 5.62; - 50.11; Д 3 - 5.163; - 50.10
в
топку
в
экономайзер
в
воздухоподогреватель
на
тракте ЭК-ВП
в
зоне золоуловителей и дымососов
50.13
Расчет
величин, необходимых для определения поправок к КПД
φ
f ω
Δt
;
;
; ;
q 4 - 26.108; - 26.115; f 1 - 11.134; f 2
- 11.54; t хв - 22.205; - 50.1 ; Wp - 6.4
50.14
Поправка
к КПД из-за:
присосов
воздуха в систему пылеприготовления
присосов
воздуха в топку
загрязнения
поверхностей нагрева
сокращения
поверхности РВП
отклонения
от нормативной температуры питательной воды
K 12 - 5.132; - 50.11; - 50.12 ; - 50.4 ; - 50.11; - 50.5 ; K 13 - 5.133; - 50.6 ; - 50.12 ; φ - 50.13 ; f ω - 50.13
50.15
Поправка
к КПД из-за присосов воздуха в экономайзер
-
50.12 ; - 50.11; Δt - 50.13 ; φ
- 50.13
50.16
Поправка
к КПД из-за перетоков воздуха в верхнем сечении РВП
K 15 - 5.135; f ω
- 50.13 ; Δt - 50.13 ; φ - 50.13 ; - 50.12 ; - 50.11
50.17
Фактический
КПД котла
;
f -
11.186; - 50.14 ; - 50.15 ; - 50.16 ; -
50.1
50.18
Фактический
расход топлива брутто
т/ч
-
50.1 ; - 50.17
50.19
Нормативный
объем газов, проходящих дымосос
тыс. м3 /ч
-
38.22 ; - 50.2 ; - 26.138
50.20
Нормативный
объем воздуха, проходящего дутьевой вентилятор
тыс. м3 /ч
- 38.22 ; - 50.2 ; - 26.138
Коэффициент
загрузки:
50.21
дымососа
- 50.19; - 5.142
50.22
дутьевого
вентилятора
- 50.20 ; - 5.143
Нормативная
мощность:
50.23
дымососов
кВт
По п. 38.24
- 50.19; - 11.180 - 11.181; p бар - 22.289; a тд - 5.140; -
38.8
50.24
дутьевых
вентиляторов
кВт
По п. 38.25
- 50.20 ; -
11.182 - 11.183; p бар -
22.289; a тд -
5.14; - 38.8
50.25
Фактический
объем газов, проходящих дымосос
тыс. м3 /ч
V д - 38.22 ; -
50.18 ; B к -
26.138
50.26
Изменение
перепада разрежения в дымососах
кгс/м2
;
f -
11.188; Δ S д - 38.8 - 38.8 ; - 50.1
50.27
Изменение
мощности дымососов
кВт
- 50.23 ; -
50.26 ; - 50.25 ; f
- 11.188; -
50.19; - 50.1
50.28
Фактический
объем воздуха, проходящего дутьевой вентилятор
тыс. м3 /ч
V дв - 38.22 ; - 50.18 ; B к - 26.138
50.29
Изменение
перепада давления в дутьевых вентиляторах
кгс/м 2
;
f -
11.187; Δ H дв - 38.8 ; - 38.8 ; - 50.1
Изменение
мощности:
50.30
дутьевых
вентиляторов
кВт
- 50.24 ; f
- 11.187; - 50.28 ; - 50.1 ; - 50.20 ; - 50.29
50.31
питательных
насосов
кВт
;
;
Δηпн
- 5.194; f 1 -
11.30; f 2 -
11.58; - 49.45
50.32
механизмов
собственных нужд
МВт
- 50.27 ; -
50.30 ; - 50.31
50.33
Изменение
КПД котла из-за отклонения фактического состояния от нормативного
%
- 50.14 ; - 50.15 ; - 50.16
Таблица 51
Номер показателя
Наименование показателя
Обозначение
Размерность
Формула вычисления
Контрольное значение
Исходная информация
Примечание
1
2
3
4
5
6
7
8
51.1
Изменение
расхода топлива на энергоблок из-за отклонения фактических условий работы от
нормативных
т/ч
Если
или , то ,
Если
R к = 1,
то Δ q = Δ q кн ,
Если , или ,
то Δ q = 0
-
50.17 ; - 49.129 ; - 49.130 ; - 50.33; -
50.32 ; - 49.129 ;
Δ q кн -
5.217; - 49.8 ; - 49.8 ; -
49.8 ; - 49.8 ; - 49.8 ; R к - 49.8
Запись
результатов на магнитный диск
51.2
Изменение
теплофикационной мощности энергоблока из-за отклонения фактических условий
работы от нормативных
МВт
-
49.128 ; -
50.32 ; ηэм - 49.128
Рассчитывать
Если
, или
Запись
результатов на магнитный диск
51.3
Условие
проведения расчетов
Если
R к = 1,
то переход к следующему шагу итерации п. 49.62
Если
, или , то переход к следующему шагу итерации п. 49.10
Если
, ,
то переход к следующему шагу итерации п. 49.43
R к - 49.8 ; - 49.8 ; -
49.8 ; - 49.8 ; -
49.8 ; - 49.8 ;
Форма ХЭ
№ п.
Наименование показателя
Обозначение
Источник информации
Символ печати
Размерность
Количество знакомест
1
2
3
4
5
6
7
1
Время
окончания оперативного интервала (астрономическое)
t
Система отсчета времени
ВРЕМЯ
ч·мин
хх.хх
2
Средняя
электрическая нагрузка
N т
28.87
МОЩНОСТЬ
МВт
ххх
3
Средний
расход свежего пара на турбину
Д0
28.95
свеж. пар
т/ч
ххх
4
Отпуск
тепла энергоблокам
Q т
28.91
тепл. нагр.
Гкал/ч
ххх
5
Давление
пара регулируемого теплофикационного отбора
P т
28.97
давл. Т.-отб.
кгс/см2
х.хх
6
Количество
ступеней подогрева сетевой воды
r с
15.1
колич. ступ.
-
х
7
Работа
с отключенным ЦНД
K 42
2.42
ЦНД
-
х
8
Работа
с закрытой регулирующей диафрагмой
K 65
2.66
ДИАФР ЦНД
-
х
9
Расход
сетевой воды через ПСВ
G св
22.15
сет. вода
т/ч
хххх
10
Температура
на входе в ПСВ № 1
22.219
Тпс-1 вход
°С
ххх
11
Температура
на выходе из ПСВ № 2
22.222
Тпс-2 вых.
°С
ххх
12
Доля
газа
l г
28.118
доля газа
-
х.хх
13
Доля
мазута
l м
28.119
доля мазута
-
х.хх
14
Температура
свежего пара турбины
t 0
28.98
T
св пар
°С
ххх
15
Температура
пара после промперегревателя у турбины
28.100
T
ЦСД вход
°С
ххх
16
Температура
питательной воды за ПВД
t пв
28.101
T
пит вода
°С
ххх
17
Давление
отработавшего пара
p к
28.105
давл. к-р
кгс/см2
х.ххх
18
Температура
охлаждающей воды на входе в конденсатор
t 1в
28.106
T
к-р вход
°С
хх
19
Удельный
расход тепла брутто на турбину
q т
28.108
уд. расх. тепла
ккал/кВт ∙ ч
хххх
20
Температура
уходящих газов
υух
28.51
T
ух газ
°С
ххх
21
Коэффициент
избытка воздуха в уходящих газах
α ух
28.53
избыт. возд.
х.ххх
22
КПД
брутто котла по обратному балансу
28.69
КПД бр-то
%
хх.х
23
Удельный
расход условного топлива на отпущенную электроэнергию
28.84
уд. расх. топл.
г/(кВт ∙ ч)
ххх
24
Перерасход
топлива на отпущенную электроэнергию
28.121
пережог
г/(кВт ∙ ч)
ххх
Примечание . Форма ХЭ
выводится на печать в виде таблицы с расположением показателей в одну строку.
В голове таблицы располагаются символы печати показателей, под ними
размерность и ниже столбцом численные значения показателей. Таблица
формируется в «памяти» машины и пополняется новой строкой после каждого
оперативного интервала. Вывод на печать осуществляется автоматически 1 раз в
сутки или по запросу оператора с информацией, накопленной от начала суток.
Форма XС
№ п.
Наименование показателя
Обозначение
Источник информации
Символ печати
Размерность
Количество знакомест
1
2
3
4
5
6
7
1
Время
окончания оперативного интервала (астрономическое)
t
Система отсчета времени
ВРЕМЯ
ч·мин
хх.хх
2
Средняя
мощность ТЭЦ
N ТЭЦ
48.33
мощн.
МВт
хххх
3
Средняя
тепловая нагрузка ТЭЦ
Q ТЭЦ
48.34
тепл. нагр.
Гкал/ч
хххх
4
Суммарное
количество сетевой воды, отпускаемой в прямые магистрали
G под
48.36
сет. вода
т/ч
ххххх
5
Средняя
температура обратной сетевой воды
t обр
48.37
T
обр воды
°С
ххх
6
Средняя
температура в прямых магистралях
t под
48.38
T
прям воды
°С
ххх
7
Суммарный
расход сетевой воды через ПСB турбин
G св
48.39
вода в ПСВ
т/ч
ххххх
8
Суммарная
тепловая нагрузка ПСВ турбин
Q т
48.40
тепло ПСВ
Гкал/ч
хххх
9
Суммарная
тепловая нагрузка ПВК
Q ПВК
48.35
тепло ПВК
Гкал/ч
хххх
10
Суммарное
количество охлаждающей воды
W Σ
24.31
охл. вода
м3 /ч
ххххх
11
Средняя
температура охлаждающей воды перед конденсаторами
48.41
Т охл. воды
°С
хх
12
Теплофикационная
мощность ТЭЦ
48.42
Теплоф. мощн.
МВт
хххх
13
Доля
сжигаемого газа на ТЭЦ
48.43
доля газа
-
х.хх
14
Доля
сжигаемого мазута на ТЭЦ
48.44
доля маз.
-
х.хх
15
Удельный
расход условного топлива на отпущенную электроэнергию
вэ
48.1
уд. расход топл/э
г/(кВт ∙ ч)
ххх.х
16
Удельный
расход топлива на отпущенное тепло
втэ
48.2
уд. расход топл/т
кг/Гкал
ххх.х
17
Суммарный
перерасход топлива по ТЭЦ
Δ B
48.16
пережог ТЭЦ
%
хх.хх
18
Перерасход
топлива по отпуску электроэнергии
Δ B э
48.17
пережог эл/эн
%
хх.хх
19
Энергосистемный
перерасход топлива
Δ B эн/с
48.23
пережог эн/С
%
хх.хх
20
Внутристанционные
потери пара, конденсата и питательной воды
q пот
48.6
потери к-та
%
хх.хх
Примечание . Форма ХC С
выводится на печать в виде таблицы с расположением показателей в одну строку.
В голове таблицы располагаются символы печати показателей, под ними
размерность и ниже численные значения показателей. В результате получается
размещение численных значений каждого показателя столбцом. Таблица
формируется в «памяти» машины и пополняется новой строкой после каждого
оперативного интервала. Вывод на печать осуществляется автоматически 1 раз в
сутки или по запросу оператора с информацией, накопленной от начала суток.
Форма TC
Форма TC
_____
______ ТЭЦ
8.3.
Показатели экономичности ТЭЦ по форме № 3-тех (энерго)
Дата ______ 19__г.
Время _____ ч ______ мин
Интервал ____________
№ п.
Наименование показателя
Обозначение
Символ печати
Размерность
Показатель
Перерасход условного топлива, т
фактический
нормативный
1
2
3
4
5
6
7
8
1
Выработка
электроэнергии
Э
Э
тыс.·кВт ∙ ч
47.2
-
-
2
Время
T
Т
мин, ч, сут
6.44
-
-
3
Отпуск
электроэнергии
Эот
Э-ОТ
тыс.·кВт ∙ ч
47.3
-
-
4
Отпуск
тепловой энергии
Q от
Q -ОТ
Гкал
47.4
-
-
5
Электрическая
нагрузка
N
N
МВт
48.33
-
-
6
Тепловая
нагрузка
Q
Q
Гкал/ч
48.34
-
-
7
Удельный
расход условного топлива на отпущенную электроэнергию
вэ
В/Э
г/(кВт ∙ ч)
48.1
-
47.20
8
Удельный
расход условного топлива на отпущенную тепловую энергию
втэ
В/Q
кг/Гкал
48.2
-
47.21
9
Удельный
расход условного топлива на отпущенную тепловую энергию
вэ мес
В/Э-М
г/(кВт ∙ ч)
48.2 а
-
-
10
Расход
электроэнергии на СH на выработку электроэнергии
Э-СН-Э
%
48.3
-
-
11
Расход
электроэнергии на СН на отпуск тепловой энергии
Э-СН-ТЭ
кВт ∙ ч/Гкал
48.4
-
-
12
Расход
электроэнергии на теплофикационную установку
этепл
Э-ТЕПЛ
кВт ∙ ч/Гкал
48.5
-
-
13
Тепловая
нагрузка пиковых котлов
Q ПВК
Q -ПВК
Гкал/ч
48.35
-
-
14
Низшая
теплота сгорания мазута
Q -НИЗ-М
ккал/кг
48.9
-
-
15
Низшая
теплота сгорания газа
Q -НИЗ-Г
ккал/кг
48.10
-
-
16
Низшая
теплота сгорания твердого топлива
Q -НИЗ-Т
ккал/кг
48.8
-
-
17
Влажность
на рабочую массу твердого топлива
ВЛАГА-Т
%
48.11
-
-
18
Влажность
на рабочую массу мазута
ВЛАГА-М
%
48.12
-
-
19
Зольность
на рабочую массу твердого топлива
ЗОЛА
%
48.13
-
-
20
Содержание
серы на рабочую массу мазута
S -M
%
48.15
-
-
21
Содержание
серы на рабочую массу твердого топлива
S -T
%
48.14
-
-
22
Внутристанционные
потери пара, конденсата и питательной воды
q пот
П-К
%
48.6
-
-
23
Потери
конденсата с продувкой
П-К-П
%
48.7
-
-
Форма ТЭ
_____________
ТЭЦ
Энергоблок
№ ________
Дата ________19__г.
Время ______ ч ______ мин
Интервал _______
№ п.
Наименование показателя
Обозначение
Символ печати
Размерность
Показатель
Перерасход условного топлива на отпуск, т
фактический
нормативный
ТЭ
ЭЭ
1
2
3
4
5
6
7
8
9
1
Электрическая
нагрузка турбины
N т
N
МВт
28.87
-
-
-
2
Время
T
Т
мин, ч, сут
6.44
-
-
-
3
Тепловая
нагрузка турбины
Q т
Q
Гкал/ч
28.91
-
-
-
4
Расход
топлива на котел по обратному балансу
B к
В-К
т/ч
28.62
28.36
-
-
5
Расход
газа
B г
В-ГАЗ
т/ч
28.60
-
-
-
6
Расход
мазута
B м
В-МАЗ
т/ч
28.61
-
-
-
7
Удельный
расход условного топлива на отпущенную электроэнергию
В/Э
Г/(кВт ∙ ч)
28.84
28.1
-
27.1
8
Удельный
расход топлива на отпущенную тепловую энергию
В/Q
кг/Гкал
28.85
28.2
27.2
-
9
Расход
электроэнергии на СН на выработку электроэнергии
Э-СН-Э
%
28.116
28.3
-
27.51
10
Расход
электроэнергии на СН на отпуск тепловой энергии
Э-СН-ТЭ
кВт ∙ ч/Гкал
28.113
28.4
27.52
-
11
Добавок
химически очищенной воды
G -XOB
т/ч
8.210
-
-
-
12
Удельный
расход условного топлива на отпущенную электроэнергию с учетом пусков
В/Э-М
г/(кВт ∙ ч)
28.86
-
-
-
13
Расход
электроэнергии на СH на выработку электроэнергии с учетом пусков
Э-СН-Э-М
%
28.117
-
-
-
Форма ТТ
___________
ТЭЦ
Турбоагрегат
№___
Дата ________19__г.
Время ______ ч ______ мин
Интервал _______
№ п.
Наименование показателя
Обозначение
Символ печати
Размерность
Показатель
Перерасход условного топлива на отпуск, т
фактический
нормативный
ТЭ
ЭЭ
1
2
3
4
5
6
7
8
9
1
Электрическая
нагрузка турбины
N т
№
мВт
28.87
-
-
-
2
Время
T
Т
мин, ч, сут
6.44
-
-
-
3
Доля
выработки электроэнергии по теплофикационному циклу
этф
Э-ТФ
%
28.89
-
-
-
4
Давление
свежего пара перед турбиной
p 0
Р1-ЦВД
кгс/cм2
28.96
28.6
-
27.12
5
Температура
свежего пара перед турбиной
t 0
Т1-ЦВД
°С
28.98
28.7
-
27.10
6
Температура
пара после промежуточного пароперегревателя перед ЦСД
Т1-ЦСД
°С
28.100
28.8
-
27.11
7
Температура
пара за ЦВД
Т2-ЦВД
°С
28.99
-
-
-
8
Давление
пара регулируемого отбора
p т
Р-Т
кгс/см2
28.97
28.37
-
35.82
9
Вакуум
V
V
%
25.69
28.9
-
27.14
10
Температура
охлаждающей воды на входе в конденсатор
T 1-OXB
°C
28.106
-
-
-
11
Температура
охлаждающей воды на выходе из конденсатора
T2-OXB
°С
28.107
-
-
-
12
Температурный
напор в конденсаторе
δ t к
T-T
°С
28.104
28.10
-
-
13
Температура
питательной воды
t пв
Т-ПВ
°С
28.101
28.11
-
36.54
14
Температура
конденсата на выходе из последнего ПНД
Т-ПНД5
°С
28.115
39.93
-
36.14
15
Удельный
расход тепла брутто на турбину
q т
Q /Э-БР
ккал/(кВт ∙ ч)
28.108
28.12
-
27.15
Форма ТК
____________
ТЭЦ
Котел
№ _________
Дата ________19__г.
Время ______ ч ______ мин
Интервал _______
№ п.
Наименование показателя
Обозначение
Символ печати
Размерность
Показатель
Перерасход условного топлива на отпуск, т
фактический
нормативный
ТЭ
ЭЭ
1
2
3
4
5
6
7
8
9
1
Расход
питательной воды
G пв
G -ПВ
т/ч
28.41
-
-
-
2
Время
T
Т
мин, ч, сут
6.44
-
-
-
3
Теплопроизводительность
котла брутто
Q -К-БР
Гкал/ч
28.42
28.17
-
27.17
4
Давление
свежего пара за котлом
p пе
Р-ПЕ
кгс/см2
28.43
-
-
-
5
Температура
свежего пара за котлом
t пе
Т-ПЕ
°С
28.44
-
-
-
6
Температура
пара после промежуточного пароперегревателя за котлом
t пп
Т-ПП
°С
28.45
-
-
-
7
Температура
холодного воздуха
t хв
Т-ХВ
°С
28.47
-
-
-
8
Температура
воздуха перед воздухоподогревателем (за калориферами)
Т1-ВП
°С
28.48
28.18
-
-
9
Температура
воздуха после воздухоподогревателя
t гв
Т-ГВ
°С
28.50
-
-
-
10
Температура
уходящих газов
t ух
T-УХ
°С
28.51
28.21
27.25
27.24
11
Коэффициент
избытка воздуха за котлом
α
И-Т
-
28.52
28.19
-
-
12
Коэффициент
избытка воздуха в уходящих газах
αух
И-УХ
-
28.53
28.20
27.26
27.26
13
Потери
тепла с уходящими газами
q 2
Q
%
28.63
28.22
-
-
14
Потери
тепла с механической (химической) неполнотой сгорания
q 4 (q 3 )
Q 4(3)
%
28.65 (64)
28.24 (26.23)
27.29 (27.31)
27.28 (27.30)
15
КПД
брутто котла по обратному балансу
КПД-БР
%
28.69
28.27
27.23
27.22
16
КПД
брутто котла по прямому балансу
КПД-БРП
%
28.70
-
-
-
Форма ТФ
___________________
ТЭЦ
Энергоблок
№ ___________
Дата _____ 19__ г.
Время _____ ч ____ мин
Интервал ________
№ п.
Наименование показателя
Обозначение
Символ печати
Размерность
Показатель
Перерасход топлива на отпуск, т
фактический
нормативный
ТЭ
ЭЭ
1
2
3
4
5
6
7
8
9
1
Электрическая
нагрузка турбины
N т
N
МВт
28.87
-
-
-
2
Время
T
Т
мин, ч, сут
6.44
-
-
-
3
Мощность
на тепловом потреблении
N тф
№-ТФ
МВт
28.88
-
-
-
4
Удельная
выработка электроэнергии на тепловом потреблении
этф
Э-ТФ
кВт ∙ ч/Гкал
28.90
28.5
-
-
5
Отпуск
тепла энергоблоком
Q т
Q -Т
Гкал/ч
28.91
-
-
-
6
Отпуск
тепла из теплофикационных отборов
Q то
Q -ТО
Гкал/ч
28.92
-
-
-
7
Отпуск
тепла от конденсатора (встроенного пучка)
Q ВПК
Q -ВПК
Гкал/ч
28.93
-
-
-
8
Температурный
напор в ПСГ № 1
δ t пс1
T-ПС1
°С
28.103
-
-
-
9
Температурный
напор в ПСГ № 2
δ t пс2
Т-ПС2
°С
28.102
-
-
-
10
Расход
электроэнергии на теплофикационную установку энергоблока
Э-ТУ
кВт ∙ ч/Гкал
28.114
28.16
-
-
Форма ТН
___________________
ТЭЦ
Энергоблок
№ ___________
Дата _____ 19__ г.
Время _____ ч ____ мин
Интервал ________
№ п.
Наименование показателя
Обозначение
Символ печати
Размерность
Показатель
Перерасход топлива на отпуск, т
фактический
нормативный
ТЭ
ЭЭ
1
2
3
4
5
6
7
8
9
1
Расход
питательной воды
G пв
G- ПВ
т/ч
28.42
-
-
-
2
Время
T
Т
мин, ч, сут
6.44
-
-
-
3
Теплопроизводительность
котла брутто
Q -К-БР
Гкал/ч
28.42
-
-
-
4
Электрическая
нагрузка турбины
N т
N
МВт
28.87
-
-
-
5
Отпуск
тепла энергоблоком
Q т
Q
Гкал/ч
28.91
-
-
-
6
Расход
электроэнергии на СН котла (всего)
Э-СН-К
%
28.78
28.28
27.35
27.34
7
Расход
электроэнергии на СН котла, относимый на производство электроэнергии
Э-СН-КЭ
%
28.79
-
-
-
8
Расход
электроэнергии на пылеприготовление
эпп
Э-ПП
кВт ∙ ч/т
28.80
28.30
27.46
27.45
9
Расход
энергии на тягу и дутье
этд
Э-ТД
кВт ∙ ч/т
28.81
28.29
27.42
27.41
10
Расход
энергии на питание котла водой
эпв
Э-ПВ
кВт ∙ ч/т
28.82
-
-
-
11
Расход
тепла на ПТН
q ПТН
Q -ПTH
%
28.77
28.33
27.48
27.47
12
Расход
тепла на СН котла
Q -СН-К
%
28.71
28.32
27.50
27.49
13
Расход
тепла на СН турбины
Q -СН-Т
%
28.109
28.13
-
-
14
Расход
электроэнергии на СН турбины (всего)
Э-СН-Т
%
28.110
28.14
-
27.32
15
Расход
электроэнергии на циркуляционные насосы
эцн
Э-ЦН
%
28.111
-
-
-
16
Расход
электроэнергии на конденсатные насосы
экн
Э-КН
%
28.112
-
-
-
17
Расход
электроэнергии на теплофикационную установку энергоблока
Э-Т-ТЕПЛ
кВт ∙ ч/Гкал
28.114
28.16
-
-
Форма ТВ
___________________
ТЭЦ
Пиковый
котел № ___________
Дата _____ 19__ г.
Время _____ ч ____ мин
Интервал ________
№ п.
Наименование показателя
Обозначение
Символ печати
Размерность
Показатель
Перерасход топлива на отпуск, т
фактический
нормативный
ТЭ
ЭЭ
1
2
3
4
5
6
7
8
9
1
Средняя
тепловая нагрузка
Q -ПВК
Гкал/ч
46.1
-
-
-
2
Температура
сетевой воды на входе в котел
T1-CB
°С
46.2
-
-
-
3
Температура
сетевой воды на выходе из котла
Т2-СВ
°С
46.3
-
-
-
4
Время
работы
τраб
Т
ч
46.14
-
-
-
5
Температура
холодного воздуха
t нв
Т-НВ
°С
46.4
-
-
-
6
Температура
уходящих газов
Т-УХ
°С
46.5
46.16
45.2
-
7
Коэффициент
избытка воздуха в дымовых газах
И-Т
-
46.6
46.17
45.3
-
8
Расход
условного топлива
B ПВК
В-ПВК
т
46.7
46.21
45.1
-
9
Потери
тепла с уходящими газами
Q
%
46.10
46.18
-
-
10
Потери
тепла от наружного охлаждения
Q
%
46.11
46.19
-
-
11
КПД
котла брутто по обратному балансу
КПД-БР
%
46.12
-
-
-
12
КПД
котла брутто по прямому балансу
КПД-БРП
%
46.13
-
-
-
13
Расход
электроэнергии на собственные нужды
эсн
Э-СН
кВт ∙ ч/Гкал
46.15
46.20
45.4
-
Форма АС
___________________
ТЭЦ
Средняя электрическая нагрузка ____ МВт
Средняя тепловая нагрузка ________ Гкал/ч
Дата _____ 19__ г.
Время _____ ч ____ мин
Интервал ________
№ п.
Наименование показателя
Обозначение
Символ печати
Размерность
Величина
1
2
3
4
5
6
1
Фактический
удельный расход топлива
на
отпущенную электроэнергию
В/Э-Ф
г/(кВт ∙ ч)
48.1
2
на
отпущенную тепловую энергию
В/Т-Ф
кг/Гкал
48.2
3
Перерасход
условного топлива по отпуску электроэнергии
Δ B э
ΔВЭ
т
47.20
4
Перерасход
условного топлива по отпуску тепловой энергии
ΔB тэ
ΔВТ
т
47.21
5
Суммарный
перерасход условного топлива
абсолютный
Δ B
ΔВА
т
47.19
6
относительный
Δ B 0
ΔВО
%
48.16
7
Перерасход
топлива из-за ухудшения работы энергоблока № 1
ΔВ-ЭБ1
%
48.19
8
Перерасход
топлива из-за ухудшения работы энергоблока № 2
ΔВ-ЭБ2
%
48.19
9
Перерасход
топлива из-за ухудшения работы пиковых котлов
ΔВ-ПК
%
48.20
10
Перерасход
топлива из-за ухудшения состояния градирен
ΔВ-ГРАД
%
48.22
11
Перерасход
топлива из-за неоптимального режима циркуляционной системы
ΔВ-ЦС
%
48.21
12
Энергосистемный
перерасход условного топлива
абсолютный
Δ B сист
Δ ВА-ЭС
т
47.24
13
относительный
ΔВО-ЭС
%
48.23
Примечания : 1. Перерасходы топлива показаны в долях расхода
топлива по ТЭЦ в целом.2. Число позиций в таблице зависит от количества
энергоблоков на ТЭЦ.
Форма АЭ
___________________
ТЭЦ
Энергоблок
№ ___________
Средняя электрическая нагрузка _____ МВт
Средняя тепловая нагрузка _________ Гкал/ч
Дата
_____ 19__ г.
Время
_____ ч ____ мин
Интервал
________
№ п.
Наименование показателя
Обозначение
Символ печати
Размерность
Величина
1
2
3
4
5
6
1
Удельный
расход топлива на отпущенную электроэнергию
фактический
В/Э-Ф
г/(кВт ∙ ч)
28.84
2
нормативный
В/Э-Н
г/(кВт ∙ ч)
28.1
3
Удельная
теплофикационная выработка электроэнергии
фактическая
этф
ЭТ-Ф
кВт ∙ ч/Гкал
28.90
4
нормативная
ЭТ-Н
кВт ∙ ч/Гкал
28.5
5
Перерасход
топлива по отпуску электроэнергии
ВЭ
т
42.1
6
Удельный
расход топлива на отпущенную тепловую энергию
фактический
В/Т-Ф
кг/Гкал
28.85
7
нормативный
В/Т-Н
кг/Гкал
28.2
8
Перерасход
условного топлива по отпуску тепловой энергии
ВТ
т
42.2
9
Суммарный
перерасход условного топлива
абсолютный
ΔB
ВА
т
42.3
10
относительный
Δ B 0
ВО
%
42.4
11
Перерасход
топлива из-за отклонения оперативно-регулируемых параметров
пара
и воды
РП-ПВ
%
41.74
12
газовоздушного
режима котла
РП-КА
%
41.75
13
структуры
тепловой схемы
РП-СТР
%
41.76
14
собственных
нужд
РП-СН
%
41.77
15
Перерасход
топлива из-за ухудшения состояния оборудования
котел
С-КА
%
39.177
16
питательные
насосы
С-ПН
%
39.25
39.28
17
турбина
С-Т
%
39.17
18
регенеративные
подогреватели
С-РП
%
39.122
19
сетевые
подогреватели
С-СП
%
39.45
20
конденсатор
С-К
%
39.69
21
Перерасход
топлива из-за отклонения от нормативных тепловых собственных нужд
Q -СН
%
28.141
22
Невязка
баланса по перерасходу топлива
НЕБ
%
42.8
23
Энергосистемный
перерасход топлива
абсолютный
Δ B сист
ВА-ЭС
т
42.5
24
относительный
ВО-ЭС
%
42.6
Примечание . Перерасходы топлива указаны в долях расхода
топлива на энергоблок.
Форма АЭ1
___________________
ТЭЦ
Энергоблок
№ ___________
Дата _____ 19__ г.
Время _____ ч ____ мин
Интервал ________
№ п.
Наименование показателя
Обозначение
Символ печати
Размерность
Показатель
Перерасход условного топлива
фактический
нормативный
отклонение
т
%
1
2
3
4
5
6
7
8
9
10
1
КПД
ЦВД
ηЦВД
КПД-ЦВД
-
33.2
33.3
39.1
33.5
39.2
2
КПД
ЦСД № 1
ηЦСД1
КПД-ЦСД-1
-
33.6
5.229
39.3
33.9
39.4
3
КПД
ЦСД № 2
η ЦСД2
КПД-ЦСД-2
-
33.11
5.230
39.5
33.14
39.6
4
Расход
пара на концевые уплотнения всех цилиндров
Д-КУ
-
33.26
1.0
39.15
33.27
39.16
5
Расход
пара из I камеры переднего уплотнения ЦВД
Д-IПУ-ЦВД
-
33.18
1.0
39.7
33.19
39.8
6
Расход
пара из I камеры заднего уплотнения ЦВД
Д-IЗУ-ЦВД
-
33.22
1.0
39.11
33.23
39.12
7
Расход
пара из II камеры переднего уплотнения ЦВД
Д-IIПУ-ЦВД
-
33.20
1.0
39.9
33.21
39.10
8
Расход
пара из I камеры переднего уплотнения ЦСД № 1
Д-IПУ-ЦСД1
-
33.24
1.0
39.13
33.25
39.14
9
Суммарный
перерасход условного топлива
СУММА
т
-
-
-
33.28
39.17
10
Давление
пара в камере регулирующей ступени ЦВД
p р.ст
Р-РСТ
кгс/см2
33.16
33.15
39.18
-
-
11
Приведенный
расход свежего пара
Д-ПР
т/ч
39.20
-
-
-
-
Форма АЭ2
___________________
ТЭЦ
Энергоблок
№ ___________
Дата _____ 19__ г.
Время _____ ч ____ мин
Интервал ________
№ п.
Наименование показателя
Обозначение
Символ печати
Размерность
Показатель
Перерасход условного топлива
фактический
нормативный
отклонение
т
%
1
2
3
4
5
6
7
8
9
10
1
Относительный
температурный напор ПСВ № 1
ТН-П1
-
39.34
39.35
39.36
35.9
35.41
39.37
2
Относительный
температурный напор ПСВ № 2
ТН-П2
-
39.38
39.39
39.40
35.52
39.41
3
Относительные
потери давления в паропроводе ПСВ № 2
ПД-П2
-
39.42
1.0
39.43
35.61
39.44
4
Относительный
расход воды через групповой обвод
Б-ПС
-
39.54
0.0
39.55
35.19
35.40
39.56
5
Относительный
расход воды через обвод ПСВ № 2
Б-ПС2
-
39.57
0.0
39.58
35.78
39.59
6
Перерасход
условного топлива из-за отключения ПСВ № 2
В-П2
т
-
-
-
35.11
39.46
7
Общий
перерасход топлива из-за состояния ПСВ
СУММА
т
-
-
-
35.82
39.45
8
Количество
ступеней подогрева
rc
СТ
шт.
39.47
-
-
-
-
9
Расход
сетевой воды
G св
G -СВ
т/ч
39.48
-
-
-
-
10
Температура
воды перед сетевой установкой
ТВХ
°С
39.49
-
-
-
-
11
Температура
воды за сетевой установкой
ТВЫХ
°С
39.50
-
-
-
-
12
Тепловая
нагрузка ПCB № 1
Q пс1
Q -П1
Гкал/ч
39.51
-
-
-
-
13
Тепловая
нагрузка ПСВ № 2
Q пс2
Q -П2
Гкал/ч
39.52
-
-
-
-
14
Общая
тепловая нагрузка сетевой установки
Q пс
Q -ПС
Гкал/ч
39.53
-
-
-
-
Примечания : 1. В п.п. 1 и 4 условно представлены два значения
показателя. Верхнее значение относится к режиму одноступенчатого подогрева сетевой
воды, нижнее - двухступенчатого, трехступенчатого. - 2. При отключении ПСВ №
2 в соответствующие графы вносятся прочерки.
Форма АЭ3
___________________
ТЭЦ
Энергоблок
№ ___________
Дата _____ 19__ г.
Время _____ ч ____ мин
Интервал ________
Форма АЭ4
___________________
ТЭЦ
Энергоблок
№ ___________
Дата _____ 19__ г.
Время _____ ч ____ мин
Интервал ________
№ п.
Наименование показателя
Обозначение
Символ печати
Размерность
Показатель
Перерасход условного топлива
фактический
нормативный
отклонение
т
%
1
2
3
4
5
6
7
8
9
10
1
Давление
пара в конденсаторе
p к
Р-конд
кгс/см2
39.60
39.61
39.62
34.5
39.63
2
Коэффициент
гидравлических потерь:
в
половине 1
h к1
H-К1
кгс/см2
39.64
1
39.66
34.16
39.68
3
в
половине 2
h к2
Н-К2
кгс/см2
39.65
1
39.67
-
-
4
Суммарное
изменение расхода топлива
СУММА
т у.т.
-
-
-
34.17
39.69
5
Температурный
напор конденсатора
δt к
ТН-К
°С
39.70
39.71
39.72
-
-
6
Степень
чистоты поверхности охлаждения
a
А-К
-
39.73
5.337
39.74
-
-
7
Присосы
воздуха в конденсатор
G пр.в
G -ПP
кг/ч
39.75
6.39
39.76
34.22
39.77
8
Расход
пара в конденсатор
Дк
Д-К
т/ч
39.78
-
-
-
-
9
Расход
охлаждающей воды
W к
W-ОХЛ
т/ч
39.79
-
-
-
-
10
Температура
воды на входе в конденсатор
t 1в
T1-К
°С
39.80
-
-
-
-
Форма АЭ5
___________________
ТЭЦ
Энергоблок
№ ___________
Электрическая нагрузка ____ МВт
Тепловая нагрузка ______ Гкал/ч
Дата _____ 19__ г.
Время _____ ч ____ мин
№ п.
Наименование показателя
Обозначение
Символ печати
Размерность
Показатель
Отклонение температуры уходящих газов
Перерасход условного топлива
фактический
нормативный
т
%
1
2
3
4
5
6
7
8
9
10
1
Коэффициент
избытка воздуха:
в
топке
α
ИЗБ-Т
-
25.26
26.91
38.19
38.41
39.152
2
за
воздухоподогревателем
αух
ИЗБ-ВП
-
38.11
38.11
-
-
-
3
Присосы
воздуха:
в
систему пылеприготовления
Δαпс
ПРИС-ПС
-
38.10
38.09
38.19
38.41
39.153
4
в
топку
Δαт
ПРИС-Т
-
38.10
38.09
38.19
38.41
39.154
5
в
экономайзер
Δαэк
ПРИС-ЭК
-
38.10
38.09
-
-
39.155
6
Переток
воздуха в сечении воздухоподогревателя:
в
верхнем
Δβвр
ПРИС-ВР
-
38.10
38.09
38.19
38.41
39.156
7
в
нижнем
Δβнж
ПРИС-НЖ
-
38.10
38.09
38.19
38.41
-
8
Присосы
воздуха в золоуловителях
Δαдм
ПРИС-ДМ
-
38.10
38.09
-
-
-
Рост
сопротивления из-за отложений:
9
в
конвективной шахте
Δ S ξ кш
ЗГР-КШ
кгс/м2
38.13
-
38.19
38.41
39.157
10
в
воздухоподогревателе
Δ S ξ вп
ЗГР-ВП
кгс/м2
38.13
-
38.19
38.41
39.158
11
Разрежение
в верху топки
S т
РАЗР-Т
кгс/м2
22.441
5.141
38.19
38.41
39.160
12
Снижение
тепловосприятия РВП
δ Q РВП
КОР-ВП
%
6.50
-
38.19
38.41
39.161
13
Рециркуляция
газов
K г
РЕЦ-Г
-
38.6
-
38.19
38.41
39.165
Температура:
14
питательной
воды
t пв
Т-ПВ
°C
22.196
26.188
38.19
38.41
39.162
15
холодного
воздуха
t хв
Т-ХВ
°C
22.205
-
-
-
-
16
Подогрев
воздуха рециркуляцией
Δ t рец
ПОД-РЕЦ
°C
26.100
26.100
38.19
38.41
39.163
17
Подогрев
воздуха в калориферах
Δt кф
ПОД-КФ
°C
26.100
26.100
38.19
38.41
39.164
18
Температура
воздуха за калориферами
ТВ-ВП
°C
22.207
5.82
-
-
-
19
Прочие
факторы потери 2, небаланс
НЕБ-2
-
-
-
38.19
38.41
39.166
Температура:
20
уходящих
газов
υух
Т-УХ
°C
22.209
26.100
38.20
-
-
21
газов
в дымососе
υдм
Т-ДМ
°C
38.21
38.21
-
-
-
22
Суммарное
изменение потери 2
СУМ-2
-
-
-
-
38.41
39.167
23
Мощность
дымососов
N д
М-ДМ
кВт
22.297
38.24
-
38.42
39.168
24
КПД
дымососов
ηд
КПД-ДМ
%
38.23
38.23
-
38.42
39.169
25
Объем
газов в дымососах
V д
ОГ-ДМ
тыс. м3 /ч
38.22
38.22
-
38.42
39.170
26
Полный
напор в дымососах
Δ S д
НАП-ДМ
кгс/м2
38.08
38.08
-
38.42
39.171
27
Мощность
дутьевых вентиляторов
N дв
М-ДВ
кВт
22.298
38.25
-
38.42
39.172
28
КПД
дутьевых вентиляторов
ηдв
КПД-ДВ
%
38.23
38.23
-
38.42
39.173
29
Объем
воздуха в вентиляторах
V дв
ОВ-ДВ
тыс. м3 /ч
38.22
38.22
-
38.42
39.174
30
Полный
напор в вентиляторах
Δ H дв
НАП-ДВ
кгс/м2
38.08
38.08
-
38.42
39.175
31
Суммарное
отклонение расхода топлива из-за изменения расхода электроэнергии на тягу и
дутье
СУМ-ТД
-
-
-
-
38.42
39.176
Разрежение
газов за:
32
пароперегревателем
РАЗР-ПП
кгс/м2
22.442
38.07
-
-
-
33
экономайзером
РАЗР-ЭК
кгс/м2
22.443
38.07
-
-
-
34
воздухоподогревателем
РАЗР-ВП
кгс/м2
22.444
38.07
-
-
-
35
золоуловителями
РАЗР-ЗУ
кгс/м2
22.445
38.07
-
-
-
36
дымососами
РАЗР-ДМ
кгс/м2
22.446
38.07
-
-
-
37
Разрежение
воздуха перед вентиляторами
РАЗР-ХВ
кгс/м2
22.447
38.07
-
-
-
38
Давление
воздуха за вентиляторами
РАЗР-ДВ
кгс/м2
22.448
38.07
-
-
-
Перепад
разрежения:
39
в
конвективной шахте
Δ S кш
СОПР-КШ
кгс/м2
38.08
38.08
-
-
-
40
в
воздухоподогревателе
Δ S вп
СОПР-ВП
кгс/м2
38.08
38.08
-
-
-
41
в
золоуловителях
ΔS зу
СОПР-ЗУ
кгс/м2
38.08
38.08
-
-
-
Примечание . Показатели формы АЭ5 не накапливаются.
Форма АЭ6
___________________
ТЭЦ
Энергоблок
№ ___________
Дата _____ 19__ г.
Время _____ ч ____ мин
Интервал ________
№ п.
Наименование показателя
Обозначение
Символ печати
Размерность
Показатель
Перерасход условного топлива
фактический
нормативный
отклонение
т
%
1
2
3
4
5
6
7
8
9
10
1
КПД
ПЭН
ηПЭН
КПД-ПЭН
-
37.8
37.9
39.23
37.10
39.24
2
Расход
конденсата на уплотнения ПЭН
G -КУ
-
37.1
1.0
39.21
37.5
39.22
3
Суммарный
перерасход условного топлива
Δ B ПЭН
СУММА
т
-
-
-
37.11
39.25
4
Расход
питательной воды
G п.в
G -ПВ
т/ч
39.33
-
-
-
-
Примечание . Форма используется для турбоагрегатов типа
T-100-130, T-175-130, T-180-130.
Форма АЭ6
___________________
ТЭЦ
Энергоблок
№ ___________
Дата _____ 19__ г.
Время _____ ч ____ мин
Интервал ________
№ п.
Наименование показателя
Обозначение
Символ печати
Размерность
Показатель
Перерасход условного топлива
фактический
нормативный
отклонение
т
%
1
2
3
4
5
6
7
8
9
10
1
КПД
ПТН
η ПТН
КПД-ПТН
-
37.20
37.22
39.26
37.27
39.27
2
Расход
конденсата на уплотнения ПТН
G -КУ
-
37.1
1.0
39.21
37.5
39.22
3
Суммарный
перерасход условного топлива
Δ B ПТН
СУММА
т
-
-
-
37.28
39.28
4
КПД
приводной турбины
ηпт
КПД-ПТ
отн. ед.
37.13
5.231
39.29
37.16
39.30
5
КПД
питательного насоса
ηпн
КПД-ПН
-
37.23
37.21
39.31
37.26
39.32
6
Расход
питательной воды
G п.в
G -ПВ
т/ч
39.33
-
-
-
-
Примечание . Норма используется для турбоагрегатов типа
Т-250/300-240.
Форма АЭ7
___________________
ТЭЦ
Энергоблок
№ ___________
Средняя электрическая нагрузка ____ МВт
Средняя тепловая нагрузка ______ Гкал/ч
Дата _____ 19__ г.
Время _____ ч ____ мин
Интервал ________
Форма АЭ8
___________________
ТЭЦ
Энергоблок
№ ___________
Средняя электрическая нагрузка ____ МВт
Средняя тепловая нагрузка _____ Гкал/ч
Дата _____ 19__ г.
Время _____ ч ____ мин
Интервал ________
№ п.
Наименование показателя
Обозначение
Символ печати
Размерность
Показатель
Перерасход условного топлива
фактический
нормативный
отклонение
т*
%
1
2
3
4
5
6
7
8
9
10
1
Температура
свежего пара перед стопорными клапанами турбины
t 0
Т1-ЦВД
°С
28.98
28.7
-
27.10
41.46
2
Давление
свежего пара перед стопорными клапанами турбины
p 0
Р1-ЦВД
кгс/см2
28.96
28.6
-
27.12
41.47
3
Температура
пара в тракте промперегрева перед стопорными клапанами ЦСД
Т1-ЦСД
°С
28.100
28.8
-
27.11
41.48
4
Сопротивление
тракта промперегрева
ΔP пп
ΔР-ПП
%
25.85
5.81
-
27.13
41.49
5
Давление
на стороне нагнетания питательных насосов
Р-ПН
-
-
-
41.1
40.3
41.2
6
Расход
питательной воды на впрыск в промежуточный пароперегреватель
Д-ВПР
-
-
-
41.3
40.7
41.4
7
Способ
регулирования мощности
C-РM
-
-
-
41.5
40.8
41.6
8
Расход
конденсата ПСВ № 1 на обессоливание
Д-ПС1-ОБ
т/ч
-
-
41.7
40.12
41.8
9
Расход
конденсата ПСВ № 2 на обессоливание
Д-ПС2-ОБ
т/ч
-
-
41.9
40.15
41.10
Слив
дренажа:
10
из
ПНД № 2
ДР-П2
-
-
-
41.11
40.17
41.12
11
из
ПНД № 3
ДР-П3
-
-
-
41.13
40.18
41.14
12
из
ПНД № 4
ДР-П4
-
-
-
41.15
40.19
41.16
13
из
ПНД № 5
ДР-П5
-
-
-
41.17
40.20
41.18
14.1
из
ПВД № 6 в ПНД № 5
ДР-П6-П5
-
-
-
41.19
40.23
41.21
14.2
из
ПВД № 6 в конденсатор
ДР-П6-К
-
-
-
41.20
-
-
15
из
ПВД № 7
ДР-П7
-
-
-
41.22
40.24
41.23
Пар
на деаэратор:
16.1
из
отбора на ПВД № 6
ПАР-Д-06
-
-
-
41.24
40.27
41.26
16.2
из
коллектора 13 кгс/см2
ПАР-Д-К13
-
-
-
41.25
17
Пар
на калориферы котла
ПАР-КФ
-
-
-
41.27
40.30
41.28
Состав
эжекторов:
18.1
работает
1 эжектор
С-Э-1Э
-
-
-
41.29
40.40
41.32
18.2
работают
2 эжектора
С-Э-2Э
-
-
-
41.30
-
-
18.3
работают
3 эжектора
С-Э-2Э
-
-
-
41.31
-
-
Пар
на эжекторы:
19.1
из
деаэратора
ПАР-Э-Д
-
-
-
41.33
40.41
41.35
19.2
из
коллектора 13 кгс/см2
ПАР-Э-К13
-
-
-
41.34
-
-
20
Пар
на концевые уплотнения турбины
ПАР-КУ
-
-
-
41.36
40.42
41.37
Состав:
21
бустерных
насосов
С-БН
-
-
-
41.38
40.43
41.39
22
конденсатных
насосов I ступени
C-КН1
-
-
-
41.40
40.44
41.41
23
конденсатных
насосов II ступени
С-КН2
-
-
-
41.42
40.45
41.43
24
конденсатных
насосов ПСВ № 1
C-КH-ПС1
-
-
-
41.44
40.46
41.45
25
Коэффициент
избытка воздуха в топке
α
ИЗБ-Т
-
39.124
39.138
-
38.42
41.50
26
Температура
воздуха перед воздухоподогревателем
Т1-ВП
°С
39.134
39.147
-
40.48
41.51
27
Разрежение
газов в верху топки
S т
РАЗР-Т
кгс/м2
39.130
39.144
-
38.42
41.52
28
Суммарный
перерасход топлива
СУММА
-
-
-
-
40.54
41.57
* Перерасходы
топлива после фильтрации в п. 40.49 .
Пример автоматического отображения формы АЭ7 на ЭЛИ
ТЭП энергоблока по регулируемым параметрам
Электрическая нагрузка _______ МВт
Тепловая нагрузка ________ Гкал/ч
Параметр
Размерность
Факт
Норма
Отклонение
т
%
ΔВ-СУМ
-
-
-
-
хх.х
х.хх
Т1-ВП
°С
ххх
ххх
хх
хх.х
х.хх
Д-ВПР
-
х.хх
х.хх
х.хх
хх.х
х.хх
ДР-ПСВ2-ОБ
т/ч
ххх
ххх
хх
хх.х
х.хх
С-Э
-
1Э
2Э
-
хх.х
х.хх
ДР-ПЗ
-
К
ЛОК
-
хх.х
х.хх
Форма ПЭ
___________________
ТЭЦ
Энергоблок
№ ___________
Дата _____ 19__ г.
Время _____ ч ____ мин
Интервал ________
№ п.
Наименование показателя
Обозначение
Символ печати
Размерность
Показатель
фактический
нормативный
1
2
3
4
5
6
7
1
Продолжительность
пуска
Т-ПУСК
ч
-
5.322 ÷ 5.325
2
Расход
условного топлива сторонними энергоблоками на обеспечение пуска (останова)
В ст
В-СТ
т
29.9
-
3
Расход
условного топлива котлом за период пуска (останова)
ВМ-ПУСК
т
29.4
-
4
Полный
расход условного топлива за период пуска (останова)
В пуск
В-ПУСК
т
29.10
-
5
Потери
топлива за период пуска
ΔВ пуск
П-ПУСК
т
29.11
5.318 ÷ 5.321
6
Расход
электроэнергии на СН за период пуска (останова)
Э-СН-ПУСК
кВт ∙ ч
29.2
-
7
Выработка
электроэнергии за период пуска (останова)
эпуск
Э-ПУСК
кВт ∙ ч
29.3
-
8
Удельный
расход условного топлива на отпущенную за период пуска электроэнергию
В/Э-ПУСК
г/(кВт ∙ ч)
29.12
-
Форма АЦ
___________________
ТЭЦ
Дата _____ 19__ г.
Время _____ ч ____ мин
Интервал ________
№ п.
Наименование показателя
Обозначение
Символ печати
Размерность
Показатель
Перерасход топлива
фактический
нормативный
отклонение
т
%
1
2
3
4
5
6
7
8
9
10
1
Суммарный
расход охлаждающей воды
W Σ
W-СУММ
м3 /ч
-
-
48.30
47.23
48.21
2
Температура
после градирен
t г
Т-Г
°С
48.26
48.27
48.32
47.18
48.22
3
Суммарный
перерасход топлива
ΔВ Σ
СУММА
-
-
-
-
47.24
48.29
Температура
воды после градирни:
4
№
1
t г(1)
Т-Г1
°С
48.24
48.25
48.31
47.17
48.28
Температура
воды после градирни
5
№
2
t г(2)
Т-Г2
°С
48.24
48.25
48.31
47.21
48.28
6
Количество
работающих насосов типа 1
n 1
КОЛ-№ 1
-
24.29( j = Ф)
24.29 ( j = OP)
-
-
-
7
Количество
работающих насосов типа 2
n 2
КОЛ-№ 2
-
24.29( j = Ф)
24.29 ( j = OP)
-
-
-
Примечание . Число позиций таблицы зависит от количества градирен
и типов циркуляционных насосов ТЭЦ.
Форма РХ
___________________
ТЭЦ
Энергоблок
№ ___________
Дата _____ 19__ г.
Время _____ ч ____ мин
Тепловой
график.
Режимы:
одноступенчатый, ;
двухступенчатый,
;
трехступенчатый,
.
Изменение расхода топлива ,
т/ч
Расход сетевой воды, т/ч
Температура сетевой воды после ПСВ, °С
Изменение электрической мощности турбоагрегата ,
МВт
Расход сетевой воды, т/ч
Температура сетевой воды после ПСВ, °С
Электрический
график.
Режимы:
одноступенчатый, ;
двухступенчатый,
.
Расход сетевой воды, т/ч
Мощность турбины N т , МВт
Расход сетевой воды, т/ч
Мощность турбины N т , МВт
Конденсационный режим
Обозначение показателя
Размерность
Мощность турбины , МВт
ΔBj
т/ч