ТИПОВОЙ
АЛГОРИТМ РАСЧЕТА ТЕХНИКО-ЭКОНОМИЧЕСКИХ ПОКАЗАТЕЛЕЙ МОЩНЫХ ОТОПИТЕЛЬНЫХ ТЭЦ
Часть
II
ИСХОДНАЯ ИНФОРМАЦИЯ И
АЛГОРИТМЫ
ЕЕ ПРЕДВАРИТЕЛЬНОЙ ОБРАБОТКИ
РАЗРАБОТАН
БелЭНИН, ВТИ, ПО «Союзтехэнерго», Ленинградским отделением ТЭП
В
части II приведены перечни датчиков дискретной и аналоговой информации,
алгоритмы ее усреднения, накопления и коррекции. Даны алгоритмы контроля
достоверности и определения расчетных параметров.
СОДЕРЖАНИЕ
Таблица
1
Номер параметра
Наименование органа
Номер на тепловой схеме
Адрес ввода параметра в ИВК
Контрольное значение
Примечание
Энергоблок
1.1
Выключатель
турбогенератора
1.2
Блок-контакты
ввода резервного возбуждения
Выключатель:
1.3
на
линии подачи питания от рабочего трансформатора СН к каждой секции 6 кВ СН
энергоблока
1.4
на
отпайке от шин резервного питания к каждой секции 6 кВ СН энергоблока
1.5
каждого
дымососа
1.6
каждого
дымососа рециркуляции
1.7
каждой
скорости каждого дутьевого вентилятора
1.8
питательного
электронасоса (ПЭН)
1.9
каждого
бустерного насоса
1.10
каждого
конденсатного насоса I ступени
1.11
каждого
конденсатного насоса II ступени
1.12
каждого
сливного насоса ПНД № 4
1.13
каждого
сливного насоса ПНД № 3
1.14
каждого
сливного насоса ПНД № 2
1.15
каждого
сетевого насоса I ступени
1.16
каждого
сетевого насоса II ступени
1.17
каждого
конденсатного насоса ПСВ № 1
1.18
каждого
конденсатного насоса ПСВ № 2
1.19
конденсатного
насоса солевых отсеков ПСВ
1.20
каждого
вентилятора горячего дутья
1.21
каждой
мельницы
1.22
каждого
вентилятора пылеприготовительной установки (мельничного вентилятора)
Задвижка:
1.23
на
газопроводе к котлу
1.24
на
линии отбора пара из тракта промперегрева к РУ СН
1.25
на
линии от РУ СН к коллектору пара 13 кгс/см2
1.26
на
линии подачи пара на калориферы от выхлопа ПТН
1.27
на
линии подачи пара на калориферы от коллектора 13 кгс/см2
1.28
на
линии пускового впрыска
1.29
на
линии подачи пара на обдувку
1.30
на
паропроводе IV отбора на деаэратор
1.31
на
паропроводе от коллектора 13 кгс/см2
на
деаэратор на паропроводе к:
1.32
ПВД
№ 8
1.33
ПВД
№ 7
1.34
ПВД
№ 6
на
линии слива дренажа из:
1.35
ПВД
№ 7 в деаэратор
1.36
ПВД
№ 6 в ПНД № 5
1.37
ПВД
№ 6 в конденсатор
1.38
ПНД
№ 5 в конденсатор
1.39
на
линии подачи конденсата ПСВ № 1 в линию основного конденсата перед ПНД № 3
1.40
на
линии подачи конденсата ПСВ № 2 в линию основного конденсата перед ПНД № 4
1.41
на
линии подачи сетевой воды к ПСВ № 2
1.42
на
линии сетевой воды после ПСВ № 2
1.43
на
каждом паропроводе к ПСВ № 2
1.44
на
каждой перепускной трубе из ЦСД № 2 в ЦНД
1.45
на
каждой линии подачи охлаждающей воды к основной поверхности конденсатора
1.46
на
линии подачи циркуляционной воды к охладителю конденсата ПСВ II ступени
1.47
то
же на линии отвода воды от охладителя конденсата ПСВ II ступени
1.48
на
линии подачи подпиточной или сетевой воды к теплофикационному пучку
конденсатора
1.49
на
линии аварийной подачи ХОВ в конденсатор
1.50
на
линии подачи пара на концевые уплотнения турбины из деаэратора
1.51
на
линии подачи пара на основные эжекторы из деаэратора
1.52
на
линии подачи пара к каждому основному эжектору
1.53
на
линии подачи пара к пусковому эжектору
Задвижка:
1.54
на
линии подачи питьевой воды к каждому вакуумному деаэратору
1.55
на
линии подачи пара на РОУ 6/1,2 из линии выхлопа ПТН
1.56
на
паропроводе от РОУ 6/1,2 к коллектору 1,2 кгс/см2
1.57
на
линии подачи сетевой воды к сальниковому подогревателю
Регулирующий
клапан:
1.58
РУ
собственных нужд (РУ 40/13)
1.59
РОУ
6/1,2
1.60
на
линии аварийной подачи ХОВ в конденсатор
1.61
Стопорный
клапан ПТН
1.62
Автоматический
байпасный клапан на потоке питательной воды
1.63
Переключатель
режима работы турбины
1.64
Автомат
безопасности турбоагрегата
1.65
Задатчик
регулятора мощности энергоблока (1 - постоянное давление; 0 - скользящее
давление свежего пара)
1.66
Блок
управления регулятора теплофикационных отборов
1.67
Сигнализатор
положения регулирующей диафрагмы ЦНД
Общестанционное оборудование
Выключатель:
1.70
резервного
возбудителя
1.71
каждого
циркнасоса
1.72
каждого
трансформатора СН мазутного хозяйства
1.73
каждого
трансформатора СН водоподготовительной установки
1.74
каждого
трансформатора котельной низкого давления
1.75
каждого
трансформатора водогрейной котельной
1.76
каждого
насоса рециркуляции для водогрейных котлов
1.77
каждого
насоса перекачки сетевой воды из обратного трубопровода в подающий
1.78
каждого
подпиточного насоса (летнего)
1.79
каждого
подпиточного насоса (зимнего)
1.80
каждого
насоса сырой воды питания котлов
1.81
каждого
насоса баков запаса конденсата
1.82
каждого
трансформатора насосной станции подпитки
1.83
каждого
трансформатора СН топливоподачи
1.84
каждого
насоса смывной воды
1.85
каждого
багерного насоса
Задвижка:
1.86
на
газопроводе к каждому ПВК
1.87
на
мазутопроводе к каждому ПВК
1.88
на
линии подачи сетевой воды к каждому ПВК
1.89
на
линии выхода сетевой воды после каждого ПВК
1.90
на
газопроводе к котельной низкого давления
1.91
на
мазутопроводе к котельной низкого давления
1.92
на
линии подающей сетевой воды на СН ТЭЦ
1.93
на
линии обратной сетевой воды на СН ТЭЦ
1.94
на
линии подачи пара на подогреватель сырой воды питания котлов
1.95
на
подающей линии каждой тепломагистрали от ТЭЦ к потребителям
1.96
то
же на обратной линии
1.97
на
линии подачи пара от КНД к потребителям
Таблица
2
Номер
Наименование
Обозначение
Логическое условие формирования признака Knj =
1
Контрольное значение
Примечание
Энергоблок
2.1
Включение
генератора в сеть
K 1
Включен
выключатель генератора (1.1 )
2.2
Ввод
резервного возбуждения на данный энергоблок
K 2
Включены
блок-контакты ввода резервного возбуждения на данный энергоблок (1.2 )
2.3
Включение
рабочего трансформатора СН энергоблока
K 3
Положение
выключателя «Включено» (1.3 )
2.4
Ввод
резервного питания на каждую секцию 6 кВ СН энергоблока
K 4 j
Положение
выключателя «Включено» (1.4 )
Включение:
2.5
каждого
дымососа
K 5 j
Положение
выключателя «Включено»(1.5 )
2.6
каждого
дымососа рециркуляции
K 6 j
Положение
выключателя «Включено» (1.6 )
2.7
каждой
скорости каждого дутьевого вентилятора
K 7 j
Положение
выключателя «Включено» (1.7 )
2.8
ПЭН
K 8
Положение
выключателя «Включено» (1.8 )
2.9
каждого
бустерного насоса
j
Положение
выключателя «Включено» (1.9 )
2.10
каждого
конденсатного насоса I ступени
Положение
выключателя «Включено» (1.10 )
2.11
каждого
конденсатного насоса II ступени
Положение
выключателя «Включено» (1.11 )
2.12
каждого
сливного насоса ПНД № 4
Положение
выключателя «Включено» (1.12 )
2.13
каждого
сливного насоса ПНД № 3
Положение
выключателя «Включено» (1.13 )
2.14
каждого
сливного насоса ПНД № 2
Положение
выключателя «Включено» (1.14 )
2.15
каждого
сетевого насоса I ступени
Положение
выключателя «Включено» (1.15 )
2.16
каждого
сетевого насоса II ступени
K 16 j
Положение
выключателя «Включено» (1.16 )
2.17
каждого
конденсатного насоса ПСВ № 1
Положение
выключателя «Включено» (1.17 )
2.18
каждого
конденсатного насоса ПСВ № 2
Положение
выключателя «Включено» (1.18 )
2.19
конденсатного
насоса солевых отсеков сетевых подогревателей
Положение
выключателя «Включено» (1.19 )
2.20
каждого
вентилятора горячего дутья
Положение
выключателя «Включено» (1.20 )
2.21
каждой
мельницы
Положение
выключателя «Включено» (1.21 )
2.22
каждого
вентилятора пылеприготовительной установки (мельничного вентилятора)
Положение
выключателя «Включено» (1.22 )
2.23
Наличие
расхода газа на котел
Открыта
задвижка на газопроводе к котлу (1.23 )
2.24
Наличие
отбора пара на РУ СН из тракта промперегрева
Открыты
задвижки на линии отбора пара из тракта промперегрева к РУ СН (1.24 ) и от РУ СН к коллектору пара
13 кгс/см2 (1.25 ) и
регулирующий клапан РУ СН (1.58 )
2.25
Наличие
расхода пара на ПТН
Открыт
стопорный клапан ПТН (1.61 )
2.26
Наличие
расхода пара на калориферы
Открыта
задвижка на линии подачи пара на калориферы от выхлопа ПТН (1.26 ) или от коллектора СН 13 кгс/см2
(1.27 )
2.27
Питание
калориферов от РОУ
на
линии от РОУ к калориферам (1.27 )
2.28
Включение
пускового впрыска
на
линии пускового впрыска (1.28 )
2.29
Подача
пара на обдувку поверхностей нагрева
на
линии подачи пара на обдувку (1.29 )
2.30
Питание
деаэратора 6 кгс/см2 паром IV отбора
на
паропроводе IV отбора на деаэратор (1.30 )
2.31
Питание
деаэратора 6 кгс/см2 паром от коллектора СН
на
паропроводе от коллектора СН на деаэратор (1.31 )
2.32
Отключение:
группы
ПВД
Открыт
автоматический байпасный клапан на потоке питательной воды (1.62 )
2.33
ПВД
№ 8
Закрыта
задвижка на паропроводе к:
ПВД
№ 8 (1.32 )
2.34
ПВД
№ 7
ПВД
№ 7 (1.33 )
2.35
ПВД
№ 6
ПВД
№ 6 (1.34 )
2.36
Слив
конденсата греющего пара:
Открыта
задвижка:
ПВД
№ 7 в деаэратор
на
линии слива дренажа из ПВД № 7 в деаэратор (1.35 )
2.37
ПВД
№ 6 в ПНД № 5
на
линии слива дренажа из ПВД № 6 в ПНД № 5 (1.36 )
2.38
ПВД
№ 6 в конденсатор
на
линии слива дренажа из ПВД № 6 в конденсатор (1.37 )
2.39
ПНД
№ 5 в конденсатор
на
линии слива дренажа из ПНД № 5 в конденсатор (1.38 )
2.40
Подача
конденсата ПСВ № 1 в линию основного конденсата перед ПНД № 3
на
линии подачи конденсата ПСВ № 1 в линию основного конденсата перед ПНД № 3 (1.39 )
2.41
Подача
конденсата ПСВ № 2 в линию основного конденсата перед ПНД № 4
на
линии подачи конденсата ПСВ № 2 в линию основного конденсата перед ПНД № 4 (1.40 )
2.42
Отключение
цилиндра низкого давления
Закрыты
задвижки на перепускных трубах из ЦСД № 2 в ЦНД (1.44 )
2.43
Наличие
охлаждения основной поверхности конденсатора
Открыты
задвижки на линиях подачи охлаждающей воды к основной поверхности
конденсатора (1.45 )
2.44
Наличие
подачи циркуляционной воды к охладителю конденсата ПСВ II ступени
Открыты
задвижки на линиях подачи и отвода циркуляционной воды через охладитель
конденсата ПСВ II ступени (1.46 и
1.47 )
2.45
Наличие
охлаждения теплофикационного пучка конденсатора подпиточной или сетевой водой
Открыта
задвижка:
на
линии подачи подпиточной или сетевой воды к теплофикационному пучку (1.48 )
2.46
Наличие
подачи аварийного добавка ХОВ в конденсатор
на
линии аварийной подачи ХОВ в конденсатор (1.49 ) и регулирующий клапан (1.60 )
2.47
Подача
пара на концевые уплотнения турбины из деаэратора
на
линии подачи пара на концевые уплотнения турбины из деаэратора (1.50 )
2.48
Подача
пара на основные эжекторы из деаэратора
на
линии подачи пара на основные эжекторы из деаэратора (1.51 )
2.49
Наличие
подачи пара на каждый основной эжектор
на
каждой линии подачи пара к каждому основному эжектору (1.52 )
2.50
Наличие
подачи пара на пусковой эжектор
на
линии подачи пара на пусковой эжектор (1.53 )
2.51
Включение
каждого вакуумного деаэратора подпиточной воды
на
линии подачи питьевой воды к каждому вакуумному деаэратору (1.54 )
2.52
Наличие
отбора пара на РОУ 6/1,2 после ПТН
Открыты
задвижки на линиях подачи пара на РОУ 6/1,2 после ПТН (1.55 ) и от РОУ 6/1,2 к коллектору 1,2 кгс/см2
(1.56 ) и регулирующий клапан (1.59 )
2.53
Наличие
подачи сетевой воды к сальниковому подогревателю
Открыта
задвижка на линии подачи сетевой воды к сальниковому подогревателю (1.57 )
2.54
Включение
пусковой программы расчета ТЭП
Наличие
охлаждения основной поверхности конденсатора и наличие подачи пара на
один из эжекторов ( K 48 = 1
или K 50 = 1)
2.55
Переход
от пусковой к основной программе расчета ТЭП
N ген > A по средним значениям за
первичный интервал
1.
Значение А выбирается в конкретных условиях
2.
При переходе признака K 55 с 0
на 1 производится вычисление ТЭП пуска; со следующего первичного интервала
включается основная программа расчета ТЭП
2.56
Переход
от основной программы расчета ТЭП к программе останова энергоблока при
останове энергоблока с постепенной разгрузкой
K 56
N ген < A по средним значениям за первичный интервал
При
переходе признака K 56 с 0
на 1 производится однократный расчет показателей по основной программе
расчета ТЭП за первичный интервал, засылка данных в массив накопления за
смену, расчет показателей за смену, засылка показателей за смену в массив
накопления нарастающим итогом, расчет показателей нарастающим итогом и
отключение основной программы расчета ТЭП
2.57
Работа
турбоагрегата:
по
тепловому графику нагрузки
Переключатель
режима работы турбины находится в позиции «Режим и работа на противодавлении»
(1.63 )
2.58
в
режиме двухступенчатого подогрева сетевой воды
Открыты
задвижки на линии сетевой воды до ПСВ № 2 и после него (1.41 и 1.42 )
и задвижка на одном или большем числе паропроводов к ПСВ № 2 (1.43 )
2.59
в
режиме одноступенчатого подогрева сетевой воды
Закрыты
задвижки на паропроводах к ПСВ № 2 (1.43 )
и включен один конденсатный насос ПСВ или более
2.60
в
конденсационном режиме с отключенным регулятором давления
Блок
управления регулятора теплофикационных отборов находится в позиции,
соответствующей конденсационному режиму («Ручное управление») (1.66 )
2.61
Останов
энергоблока автоматом безопасности
K 61
Сработал
автомат безопасности (1.64 )
2.62
Работа
энергоблока на скользящем давлении
Задатчик
режима регулятора мощности энергоблока находится в положении «Скользящее
давление» (1.65 )
2.63
Регулирующая
диафрагма ЦНД на верхнем упоре
K 63
(1.67 ) = 1
2.64
Работа
турбоагрегата в режиме трехступенчатого подогрева сетевой воды
Открыты
задвижки на линии сетевой воды до и после ПСВ № 2 (1.41 и 1.42 ),
на одном или большем числе паропроводов к ПСВ № 2 (1.43 ) и на линии подачи подпиточной воды к
теплофикационному пучку (1.48 ) и
закрыты задвижки на каждой линии подачи охлаждающей воды к основной
поверхности конденсатора
2.65
Включение
ПСВ-1
Открыты
задвижки на линии сетевой воды до и после ПСВ № 1 (1.67 , 1.68) и включены один или более конденсатных
насосов ПСВ № 1
2.66
...
2.67
...
2.68
...
2.69
...
Общестанционное оборудование
2.70
Включение
резервного возбудителя
K 70
Положение
выключателя «Выключено» (1.70 )
2.71
каждого
циркуляционного насоса (каждой ступени скорости)
K 71 j
Положение
выключателя «Включено» (1.71 )
2.72
каждого
трансформатора СН мазутного хозяйства
K 72 j
Положение
выключателя «Включено» (1.72 )
2.73
каждого
трансформатора СН водоподготовительной установки
K 73 j
Положение
выключателя «Включено» (1.73 )
2.74
каждого
трансформатора котельной низкого давления
K 74 j
Положение
выключателя «Включено» (1.74 )
2.75
каждого
трансформатора водогрейной котельной
K 75 j
Положение
выключателя «Включено» (1.75 )
2.76
каждого
насоса рециркуляции для ...
K 76 j
Положение
выключателя «Включено» (1.76 )
2.77
каждого
насоса перекачки сетевой воды из обратного трубопровода в подающий
K 77 j
Положение
выключателя «Включено» (1.77 )
2.78
каждого
подпиточного насоса (летнего)
K 78 j
Положение
выключателя «Включено» (1.78 )
2.79
каждого
подпиточного насоса (зимнего)
K 79 j
Положение
выключателя «Включено» (1.79 )
2.80
каждого
насоса сырой воды питания котлов
K 80 j
Положение
выключателя «Включено» (1.80 )
2.81
каждого
насоса баков запаса конденсата
K 81 j
Положение
выключателя «Включено» (1.81 )
2.82
каждого
трансформатора насосной станции подпитки
K 82 j
Положение
выключателя «Включено» (1.82 )
2.83
каждого
трансформатора СН топливоподачи
K 83 j
Положение
выключателя «Включено» (1.83 )
2.84
каждого
насоса смывной воды
K 84 j
Положение
выключателя «Включено» (1.84 )
2.85
каждого
багерного насоса
K 85 j
Положение
выключателя «Включено» (1.85 )
2.86
Наличие
расхода газа на каждый ПВК
Открыта
задвижка на газопроводе к каждому ПВК (1.86 )
2.87
Наличие
расхода мазута на каждый ПВК
Открыта
задвижка на мазутопроводе к каждому ПВК (1.87 )
2.88
Наличие
расхода сетевой воды через каждый ПВК
K 88 j
Открыты
задвижки на линиях подачи (1.88 )
и выхода (1.89 ) сетевой воды
после каждого ПВК
2.89
Включение
каждого ПВК
K 86 j = 1 или K 87 j =
1
2.90
Наличие
расхода газа на котельную низкого давления
Открыта
задвижка на газопроводе к котельной низкого давления (1.90 )
2.91
Наличие
расхода мазута на котельную низкого давления
Открыта
задвижка на мазутопроводе к котельной низкого давления (1.91 )
2.92
Наличие
расхода сетевой воды на СН ТЭЦ
Открыты
задвижки на линиях подающей (1.92 )
и обратной (1.93 ) сетевой воды на
СН ТЭЦ
2.93
Включение
парового подогревателя сырой воды питания котлов
Открыта
задвижка на линии подачи пара на подогреватель сырой воды питания котлов (1.94 )
2.94
Наличие
отпуска тепла по каждой тепломагистрали от ТЭЦ к потребителям
Открыты
задвижки на подающей (1.95 ) и
обратной (1.96 ) линиях каждой
тепломагистрали от ТЭЦ к потребителям
2.95
Включение
котельной низкого давления
K 95
Открыта
задвижка на линии подачи пара от КНД к потребителям (1.97 )
*
Признаки накапливаются и усредняются по формуле (3.4 ); для накапливаемых признаков при среднем
значении K j
< 0,5 за 15 мин принимается K j = 0, при K j > 0,5 K j = 1.
Таблица
3
Номер формулы
Наименование величины
Обозначение
Формула вычисления
Обозначение величин, входящих в формулу
3.1
Среднее
значение параметра за первичный интервал
X 0
i
- номер цикла опроса датчиков в
первичном интервале
3.2
Среднее
значение параметра за первичный интервал с признаком участия в накоплении
X 0
N -
количество измерений (циклов опроса) в первичном интервале
3.3
Среднее
значение параметра за время накопления его показаний при K п i = 1 в первичном интервале
X 0
Xi
- мгновенное значение параметра
K п i - признак участия параметра в накоплении (может принимать значения 1
или 0)
3.4
Среднее
значение признака участия параметров в накоплении за первичный интервал
X 0
δX
- поправка к измеренному значению параметра (на высоту столба жидкости,
градуировку и др.) - см. разд. 2.1 части I
Таблица
4
Номер параметра
Наименование параметра
Обозначение
Размерность
Пределы отклонения параметра (уставки)
Погрешность измерительного преобразователя
Адрес ввода параметра в ИВК
Номер формулы усреднения
Признак участия в накоплении
Вид контроля достоверности
Примечание
Энергоблок
Питательная
вода за ПВД после байпаса:
4.1
перепад
давлений на расходомерном устройстве
кгс/см2
0,5/1,0 %
3.1
-
В
4.2
то
же (дублирующий датчик)
кгс/см2
0,5/1,0 %
3.1
-
В
4.3
давление
перед расходомерным устройством
Р пв
кгс/см2
1,0 %
3.1
-
П
4.4
температура
перед расходомерным устройством
t пв
°С
2,0 °С
3.1
-
В
Питательная
вода на входе в котел до РПК:
4.5
температура
t ' пв
°С
2,0 °С
3.1
-
В
Свежий
пар за котлом по каждой линии:
4.6
перепад
давлений на расходомерном устройстве
ΔР пе j
кгс/см2
0,6/1,0 %
3.1
-
П
Только
для барабанных котлов
4.7
давление
перед расходомерным устройством
Р пе j
кгс/см2
0,6/1,0 %
3.1
-
В
4.8
температура
перед расходомерным устройством
t пе j
°С
2,0/7,0 °С
3.1
-
В
4.9
температура
до пускового впрыска
°С
2,0/7,0 °С
3.1
-
В
Пар
в тракте холодного промперегрева по каждой линии:
4.10
перепад
давлений на расходомерном устройстве
кгс/см2
1,0 %
3.1
-
В
4.11
то
же (дублирующий датчик)
кгс/см2
1,0 %
3.1
-
В
4.12
давление
перед расходомерным устройством
P ' пп j
кгс/см2
0,6/1,0 %
3.1
-
В
4.13
температура
перед расходомерным устройством
t ' пп j
°С
2,0/7,0 °C
3.1
-
В
Пар
в тракте горячего промперегрева за котлом по каждой линии:
4.14
давление
P " пп j
кгс/см2
0,6/1,0 %
3.1
-
В
4.15
температура
до пускового впрыска
°С
2,0/7,0 °С
3.1
-
В
4.16
то
же за впрыском
°С
2,0/7,0 °С
3.1
-
В
Питательная
вода на впрыски:
4.17
измеренный
расход от промежуточной ступени питательных насосов
G впр
т/ч
1,5 %
3.2
K 28
П
4.18
температура
воды перед расходомерным устройством
t впр
°С
2,0 °С
3.3
K 28
П
Пар,
отбираемый из тракта промперегрева на СН после расходомерного устройства (4.10 ) по каждой линии:
4.19
измеренный
расход
т/ч
1,5 %
3.1
-
П
4.20
давление
кгс/см2
1,0 %
3.1
-
П
Параметры
измеряются только при отборе пара на СН из промежуточной ступени промежуточного
пароперегревателя. При отборе пара из холодных или горячих линий
промперегрева они заменяются параметрами 4.12 ; 4.13 или 4.15 ; 4.16
4.21
температура
°С
7,0 °С
3.1
-
П
Пар,
отбираемый из тракта холодного промперегрева на РУ СН:
4.22
расход
пара после РУ СН на блочный коллектор 13 кгс/см2
Д РУ
СН
т/ч
1,5 %
3.2
K 24
П
4.23
давление
перед расходомерным устройством
Р РУ
СН
кгс/см2
1,0 %
3.3
K 24
П
4.24
температура
перед расходомерным устройством
t РУ СН
°С
7,0 °С
3.3
K 24
П
Мазут,
подаваемый на котел по каждому потоку:
4.25
измеренный
расход
т/ч
0,6/2,5 %
3.1
-
В
4.26
то
же (дублирующий датчик)
т/ч
0,6/2,5 %
3.1
-
В
4.27
-"- (по
шайбе малого расхода)
т/ч
0,6/2,5 %
3.1
-
П
4.28
давление
перед расходомерным устройством
кгс/см2
1,0 %
3.1
-
П
4.29
температура
перед расходомерным устройством
°С
2,0 °C
3.1
-
П
Мазут
на линии рециркуляции от котла по каждому потоку:
4.30
измеренный
расход
т/ч
0,6/2,5 %
3.1
-
П
Природный
газ, подаваемый на котел:
4.31
измеренный
расход
тыс.м3 /ч
0,6/2,5 %
3.2
K 23
В
4.32
то
же (дублирующий датчик)
тыс.м3 /ч
0,6/2,5 %
3.2
K 23
В
4.33
-"- (по
шайбе малого расхода)
тыс.м3 /ч
0,6/2,5 %
3.1
-
П
4.34
давление
перед расходомерным устройством
Р г
кгс/см2
0,6/1,0 %
3.3
K 23
П
4.35
температура
перед расходомерным устройством
t г
°С
2,0 °C
3.3
K 23
П
Пар
перед калориферами:
4.36
давление
Р кф
кгс/см2
2,5 %
3.3
K 26
П
4.37
температура
t кф
°С
4,0 °C
3.3
K 26
П
Конденсат
калориферов:
4.38
измеренный
расход
т/ч
1,5 %
3.2
K 26
П
4.39
температура
перед расходомерным устройством
°С
4,0 °C
3.2
K 26
П
Содержание
кислорода по каждому потоку:
4 .40
за
котлом (в точке с температурой газов не выше 600 °С)
%
4,0 %
3.1
-
В
4.41
в
уходящих газах за воздухоподогревателем
%
4,0 %
3.1
-
В
Содержание
водорода по каждому потоку:
4.42
за
пароперегревателем
%
4,0 %
3.1
-
П
Температура
воздуха по каждому потоку:
4.43
перед
дутьевым вентилятором до врезки линии рециркуляции
°С
2,0 °С
3.1
-
В
4.44
перед
калориферами
°С
2,0 °С
3.1
-
П
4.45
перед
воздухоподогревателем (за калориферами)
°С
2,0 °С
3.1
-
П
4.46
за
воздухоподогревателем
°С
4,5 °С
3.1
-
П
Температура
уходящих газов по каждому потоку:
4.47
за
воздухоподогревателем
°С
2,0 °С
3.1
-
В
4.48
за
дымососом
°С
2,0 °С
3.1
-
П
4.49
перед
воздухоподогревателем
°С
3,0 °С
3.1
-
П
Пар,
подаваемый на мазутные форсунки:
4.50
давление
Р ф
кгс/см2
1,5 %
3.1
-
П
4.51
температура
t ф
°С
4,0 °С
3.1
-
П
Пар,
подаваемый на обдувку поверхностей нагрева котла по каждой линии:
При
отборе пара на обдувку из тракта промперегрева параметры 4.53 и
4.54
заменяются соответственно параметрами 4.20 и 4.21
4.52
измеренный
расход
т/ч
1,5 %
3.2
K 29
П
4.53
давление
перед расходомерным устройством
кгс/см2
1,0 %
3.3
K 29
П
4.54
температура
перед расходомерным устройством
°С
4,0 °С
3.3
K 29
П
Разрежение
газов:
4.55
перед
дымососами
кгс/м2
1,0 %
3.1
-
П
4.56
за
дымососами
кгс/м2
1,0 %
3.1
-
П
4.57
перед
воздухоподогревателями
кгс/м2
1,0 %
3.1
-
П
4.58
за
воздухоподогревателями
кгс/м2
1,0 %
3.1
-
П
4.59
в
верху топки
кгс/м2
1,0 %
3.1
-
П
4.60
за
пароперегревателем
кгс/м2
1,0 %
3.1
-
П
Давление
воздуха:
4.61
перед
вентиляторами
кгс/м2
1,0 %
3.1
-
П
4.62
за
вентиляторами
кгс/м2
1,0 %
3.1
-
П
4.63
перед
воздухоподогревателями
кгс/м2
1,0 %
3.1
-
П
4.64
за
воздухоподогревателями
кгс/м2
1,0 %
3.1
-
П
Питательная
вода за водяным экономайзером по каждой линии:
4.65
...
4.66
температура
перед расходомерным устройством
°С
2,5 °C
3.1
-
П
Пар
перед выходной (конвективной) ступенью пароперегревателя по каждому потоку:
4.67
температура
°С
3,0 °C
3.1
-
П
Уходящие
газы в тракте рециркуляции по каждому потоку:
4.68
перепад
давления на расходомерном устройстве
кгс/м2
1,0 %
3.1
-
П
Непрерывная
продувка:
4.69
измеренный
расход
G пр
т/ч
2,5 %
3.1
-
П
Параметры
4.69 ,
4.70
и 4.71
для барабанных котлов
4.70
давление
перед расходомерным устройством
Р пр
кгс/см2
2,5 %
3.1
-
П
4.71
температура
перед расходомерным устройством
t пр
°С
3,0 °C
3.1
-
П
4.72
Удельная
электрическая проводимость питательной воды
æпв
мкСм/см
2,0/5,0 %
3.1
-
П
4.73
...
4.74
...
4.75
...
4.76
...
4.77
...
4.78
...
4.79
...
Свежий
пар перед стопорными клапанами ЦВД по каждой линии:
4.80
давление
Р с j
кгс/см2
0,6/1,0 %
3.1
-
В
4.81
температура
t с j
°С
2,0/7,0 °С
3.1
-
В
Пар
в регулирующей ступени турбины
4.82
давление
Р р.ст
кгс/см2
0,6 %
3.1
-
П
Пар
за ЦВД по каждой линии:
4.83
давление
кгс/см2
0,6 %
3.1
-
В
4.84
температура
°С
1,0/4,0 °С
3.1
-
В
Пар
перед отсечными клапанами ЦСД № 1 по каждой линии:
4.85
давление
кгс/см2
0,6 %
3.1
-
П
4.86
температура
°С
2,0/7,0 °С
3.1
-
П
Пар
перед I ступенью ЦСД № 1:
4.87
давление
кгс/см2
0,6 %
3.1
-
П
Пар
за ЦСД № 1 по каждой линии:
4.88
давление
кгс/см2
0,6 %
3.1
-
П
4.89
температура
°С
2,0/7,0 °С
3.1
-
П
Пар
перед ЦСД № 2 по каждой линии:
4.90
давление
кгс/см2
0,6 %
3.1
-
П
4.91
температура
°С
2,0/7,0 °С
3.1
-
П
Пар,
подаваемый на ПТН:
4.92
измеренный
расход
Д ПТН
т/ч
1,0 %
3.2
K 25
П
4.93
давление
перед расходомерным устройством
Р' ПТН
кгс/см2
1,0 %
3.3
K 25
П
4.94
температура
перед расходомерным устройством
t ' ПТН
°С
2,0/7,0 °С
3.3
K 25
П
Пар
на выхлопе ПТН:
4.95
давление
Р" ПТН
кгс/см2
1,0 %
3.3
K 25
П
4.96
температура
t " ПТН
°С
2,0/7,0 °С
3.3
K 25
П
Пар
на ПСВ № 2 по каждой линии:
4.97
давление
в камере отбора
P 3 j
кгс/см2
0,6 %
3.3
K 58
В
Датчики
устанавливаются на каждой из трех линий (4.97 , 4.98 , 4.99 )
4.98
давление
на входе в подогреватель
P пс2 j
кгс/см2
0,6 %
3.3
K 58
В
4.99
температура
в камере отбора
t 3 j
°С
2,0/7,0 °С
3.3
K 58
В
Конденсат
после ПСВ № 2:
4.100
расход
в линию на обессоливание
т/ч
1,0 %
3.2
K 58
П
4.101
расход
в линию основного конденсата перед ПНД № 4
т/ч
1,0 %
3.2
K 41
П
4.102
температура
после конденсатосборника
°С
2,0 °С
3.3
K 58
П
4.103
удельная
электрическая проводимость конденсата
æпс2
мкСм/см
2,0/5,0 %
3.3
K 58
П
Пар
на ПСВ № 1 по каждой линии:
4.104
давление
в камере отбора
Р 2 j
кгс/см2
0,6 %
3.3
K 65
В
4.105
температура
в камере отбора
t 2 j
°С
2,0/7,0 °С
3.3
K 65
В
Конденсат
после ПСВ № 1:
4.106
расход
в линию на обессоливание
т/ч
1,0 %
3.2
K 65
П
4.107
расход
в линию основного конденсата перед ПНД № 3
т/ч
1,0 %
3.2
K 40
П
4.108
температура
после конденсатосборника
°С
2,0 °С
3.3
K 65
П
4.109
удельная
электрическая проводимость конденсата
æпс1
мкСм/см
2,0/5,0 %
3.3
K 65
П
4.110
расход
из солевых отсеков в расширитель конденсатора
т/ч
1,0 %
3.2
K 65
П
4.111
...
Сетевая
вода через ПСВ:
4.112
перепад
давлений на расходомерном устройстве
кгс/см2
0,5/1,0 %
3.2
K 65
В
4.113
то
же (дублирующий датчик)
кгс/см2
0,5/1,0 %
3.2
K 65
В
Температура:
4.114
на
входе в ПСВ № 1
°С
0,5/2,0 °С
3.3
K 65
В
Устанавливаются
по 3 датчика в одном сечении трубопровода (4.114 -4.118 )
4.115
на
выходе из ПСВ № 1
°С
0,5/2,0 °С
3.3
K 65
В
4.116
на
выходе из ПСВ № 2
°С
0,5/2,0 °С
3.3
K 58
В
4.117
за
обводом ПСВ № 2
°С
0,5/2,0 °С
3.3
K 58
В
4.118
за
обводом ПСВ
°С
0,5/2,0 °С
3.3
K 65
В
Вода
на выходе из вакуумных деаэраторов:
4.119
температура
°С
2,0 °С
3.3
K 51
П
Пар
в конденсаторе (в каждой секции):
4.120
абсолютное
давление
кгс/см2
0,6 %
3.1
-
В
4.121
температура
пара на выхлопе ЦНД
°С
0,5 °С
3.1
-
П
Охлаждающая
вода конденсатора:
4.122
температура
на входе
°С
1,0 °С
3.1
-
П
4.123
температура
на выходе по каждому потоку
°С
0,5 °С
3.1
-
В
Устанавливаются
по 3 датчика в одном сечении трубопровода
4.124
перепад
давлений на расходомерном устройстве по каждому потоку
кгс/см2
2,5 %
3.1
-
П
4.125
перепад
давлений на конденсаторе по каждому потоку
кгс/см2
1,0 %
3.1
-
П
Подпиточная
(или сетевая) вода на встроенный пучок конденсатора:
4.126
расход
т/ч
2,5 %
3.1
-
П
4.127
температура
на входе
°С
0,5 °С
3.1
-
П
4.128
температура
на выходе
°С
0,5 °С
3.1
-
П
Подпиточная
вода в магистрали сетевой воды блока:
4.129
расход
т/ч
2,5 %
3.1
-
П
4.130
температура
°С
0,5 °С
3.1
-
П
Конденсат
БОУ:
4.131
расход
на входе
т/ч
2,5 %
3.1
-
П
4.132
температура
на входе
°С
2,0 °С
3.1
-
П
4.133
температура
на выходе
°С
2,0 °С
3.1
-
П
4.134
удельная
электрическая проводимость на выходе
æ" БОУ
мкСм/см
2,0/5,0 %
3.1
-
П
Химически
обессоленная вода в конденсатор:
4.135
расход
по линии нормального добавка ХОВ
т/ч
2,0 %
3.1
-
П
4.136
расход
по линии аварийного добавка ХОВ
т/ч
2,0 %
3.2
K 46
П
4.137
температура
°С
2,0 °С
3.1
-
П
Конденсат
калориферов через охладитель:
3.1
4.138
температура
на входе
°С
2,0 °С
3.1
-
П
4.139
температура
на выходе
°С
2,0 °С
3.1
-
П
Пар
на деаэратор 7 кгс/см2 :
4.140
расход
Д д
т/ч
2,5 %
3.1
-
П
4.141
давление
перед расходомерным устройством
Р д
кгс/см2
2,5 %
3.1
-
П
4.142
температура
перед расходомерным устройством
t д
°С
2,0 °С
3.1
-
П
Пар
в деаэраторе 7 кгс/см2 :
4.143
давление
Р д
кгс/см2
2,5 %
3.1
-
П
4.144
...
Пар
в отсасывающей линии из I камеры переднего концевого уплотнения ЦВД в линию
холодного промперегрева:
4.145
перепад
давлений на расходомерном устройстве
кгс/см2
2,5 %
3.1
-
П
4.146
давление
перед расходомерным устройством
кгс/см2
2,5 %
3.1
-
П
4.147
температура
перед расходомерным устройством
°С
7 °С
3.1
-
П
Пар
в отсасывающей линии из I камеры заднего концевого уплотнения ЦВД в
паропровод к ПНД № 5:
4.148
перепад
давлений на расходомерном устройстве
кгс/см2
2,5 %
3.1
-
П
4.149
давление
перед расходомерным устройством
кгс/см2
2,5 %
3.1
-
П
Пар
в отсасывающей линии из II камеры переднего уплотнения ЦВД:
4.150
перепад
давлений на расходомерном устройстве
кгс/см2
2,5 %
3.1
-
П
4.151
давление
перед расходомерным устройством
кгс/см2
2,5 %
3.1
-
П
Пар
в отсасывающей линии из I камеры переднего концевого уплотнения ЦСД № 1:
4.152
перепад
давлений на расходомерном устройстве
кгс/см2
2,5 %
3.1
-
П
4.153
давление
перед расходомерным устройством
кгс/см2
2,5 %
3.1
-
П
Пар
из деаэратора или коллектора СН на концевые уплотнения всех цилиндров:
4.154
перепад
давлений на расходомерном устройстве
кгс/см2
2,5 %
3.1
-
П
4.155
давление
перед расходомерным устройством
кгс/см2
2,5 %
3.1
-
П
4.156
температура
°С
4,5 °C
3.1
-
П
Пар
отбора на ПВД № 8:
4.157
перепад
давлений на расходомерном устройстве
кгс/см2
1,5 %
3.1
-
П
4.158
давление
кгс/см2
1,0 %
3.1
-
П
4.159
температура
°C
4,5 °С
3.1
-
П
Пар
отбора на ПВД № 7:
4.160
перепад
давлений на расходомерном устройстве
кгс/см2
1,5 %
3.1
-
П
4.161
давление
кгс/см2
1,0 %
3.1
-
П
Пар
отбора на ПВД № 6:
4.162
давление
Р 6
кгс/см2
1,0 %
3.1
-
П
4.163
температура
t 6
°С
4,0 °С
3.1
-
П
Пар
отбора на деаэратор:
4.164
давление
Р д7
кгс/см2
1,0 %
3.1
-
П
4.165
температура
t д7
°С
4,0 °C
3.1
-
П
Пар
отбора на ПНД № 5:
4.166
давление
Р 5
кгс/см2
1,0 %
3.1
-
П
4.167
температура
t 5
°С
4,0 °С
3.1
-
П
Пар
отбора на ПНД № 4:
4.168
давление
Р 4
кгс/см2
1,0 %
3.1
-
П
4.169
температура
t 4
°С
4,0 °C
3.1
-
П
Пар
отбора на ПНД № 1:
4.170
давление
Р 1
кгс/см2
1,0 %
3.1
-
П
Температура
питательной воды на выходе из подогревателей:
4.171
ПВД
№ 8
t " 8
°C
2,0 °C
3.1
-
П
4.172
ПВД
№ 8 (после байпаса)
t " п8
°C
2,0 °C
3.1
-
П
4.173
ПВД
№ 7
t " 7
°C
2,0 °C
3.1
-
П
4.174
ПВД
№ 6
t" 6
°C
2,0 °C
3.1
-
П
Температура
конденсата греющего пара:
4.175
ПВД
№ 8
t др8
°C
2,0 °C
3.1
-
П
4.176
ПВД
№ 7
t др7
°C
2,0 °С
3.1
-
П
4.177
ПВД
№ 6
t др6
°C
2,0 °С
3.1
-
П
Температура
основного конденсата турбины на выходе из подогревателей:
4.178
ПНД
№ 5
t " 5
°C
2,0 °C
3.1
-
П
4.179
ПНД
№ 4
t " 4
°С
2,0 °С
3.1
-
П
4.180
ПНД
№ 3
t " 3
°С
2,0 °C
3.1
-
П
4.181
ПНД
№ 2
t " 2
°С
2,0 °C
3.1
-
П
4.182
ПНД
№ 1
t " 1
°С
2,0 °C
3.1
-
П
Температура
основного конденсата турбины на входе в подогреватели:
4.183
ПНД
№ 5
t ' 5
°С
2,0 °C
3.1
-
П
4.184
ПНД
№ 4
t ' 4
°С
2,0 °C
3.1
-
П
4.185
ПНД
№ 3
t ' 3
°С
2,0 °C
3.1
-
П
4.186
ПНД
№ 1
t ' 1
°C
2,0 °C
3.1
-
П
Температура
основного конденсата турбины:
4.187
перед
конденсатными насосами I ступени
t' к 1
°C
2,0 °C
3.1
-
П
4.188
за
конденсатными насосами II ступени
t " к2
°C
2,0 °C
3.1
-
П
4.189
на
выходе из сальникового подогревателя (до линии рециркуляции)
t " сп
°C
2,0 °C
3.1
-
П
Конденсат
на уплотнения питательных насосов:
4.190
расход
т/ч
2,5 %
3.1
-
П
Конденсат
из уплотнений питательных насосов в конденсатор:
4.191
расход
т/ч
2,5 %
3.1
-
П
4.192
температура
°С
4,0 °С
3.1
-
П
Питательная
вода через питательные насосы:
4.193
давление
на стороне всасывания (за бустерными)
кгс/см2
0,6 %
3.1
-
П
4.194
температура
на стороне всасывания (за бустерными)
°С
2,0 °С
3.1
-
П
4.195
давление
на стороне нагнетания
кгс/см2
0,6 %
3.1
-
П
4.196
температура
на стороне нагнетания
°С
2,0 °С
3.1
-
П
Пар
после охлаждающего устройства ЦНД:
4.197
давление
кгс/см2
2,0 %
3.1
-
П
4.198
температура
°С
2,0 °С
3.1
-
П
Вода
промежуточного контура системы газоохлаждения генератора:
4.199
расход
G ог
т/ч
2,5 %
3.1
-
П
4.200
температура
на входе в охладитель
t ' ог
°С
2,0 °С
3.1
-
П
4.201
температура
на выходе из охладителя
t " ог
°С
2,0 °С
3.1
-
П
Конденсат
мазутных подогревателей, возвращаемый в тепловую схему данного блока:
4.202
расход
т/ч
2,5 %
3.1
-
П
4.203
температура
°C
4,0 °С
3.1
-
П
Конденсат
размораживающего устройства, возвращаемый в тепловую схему данного блока:
4.204
расход
т/ч
2,5 %
3.1
-
П
4.205
температура
°С
4,0 °C
3.1
-
П
4.206
...
4.207
...
4.208
...
4.209
...
4.210
...
4.211
Активная
мощность генератора
кВт
0,2/0,5 %
3.1 /3.2
K 1
В
Формула
3.2 и признак K 1 используются в пусковой
программе
4.212
То
же (дублирующее измерение)
кВт
0,2/0,5 %
3.1 /3.2
K 1
В
4.213
Реактивная
мощность генератора
кВар
0,2/0,5 %
3.1
-
П
4.214
Мощность,
потребляемая резервным возбуждением генератора
кВт
1,0 %
3.2
K 2
П
4.215
Мощность
рабочего трансформатора СН
кВт
0,5 %
3.2
K 3
П
4.216
Мощность
резервного ввода питания на каждую секцию 6 кВ СН энергоблока
кВт
0,5 %
3.2
K 4 j
П
Мощность
электродвигателя:
4.217
каждого
дымососа
кВт
1,0 %
3.2
K 5 j
П
4.218
каждого
дымососа рециркуляции
кВт
1,0 %
3.2
K 6 j
П
4.219
каждой
скорости каждого дутьевого вентилятора
кВт
1,0 %
3.2
K 7 j
П
4.220
ПЭН
кВт
1,0 %
3.2
K 8
П
4.221
каждого
бустерного насоса
кВт
1,0 %
3.2
K 9 j
П
4.222
каждого
конденсатного насоса I ступени
кВт
1,0 %
3.2
K 10 j
П
4.223
каждого
конденсатного насоса II ступени
кВт
1,0 %
3.2
K 11 j
П
4.224
каждого
сетевого насоса I ступени
кВт
1,0 %
3.2
K 15 j
П
4.225
каждого
сетевого насоса II ступени
кВт
1,0 %
3.2
K 16 j
П
4.226
каждого
конденсатного насоса ПСВ № 1
кВт
1,0 %
3.2
K 17 j
П
4.227
каждого
конденсатного насоса ПСВ № 2
кВт
1,0 %
3.2
K 18 j
П
4.228
конденсатного
насоса солевых отсеков ПСВ
кВт
1,0 %
3.2
K 19
П
4.229
каждого
вентилятора горячего дутья
кВт
1,0 %
3.2
K 20 j
П
4.230
каждой
мельницы
кВт
1,0 %
3.2
K 21 j
П
4.231
каждого
мельничного вентилятора
кВт
1,0 %
3.2
K 22 j
П
4.232
...
4.233
...
4.234
...
4.235
...
4.236
...
4.237
...
4.238
...
4.239
...
4.240
...
Общестанционное
оборудование
Сетевая
вода через каждый ПВК:
4.241
расход
т/ч
1,0 %
3.2
K 88 j
П
4.242
температура
на входе в котел
°С
0,5/2,0 °С
3.3
K 88 j
П
4.243
то
же на выходе из котла
°С
0,5/2,0 °C
3.3
K 88 j
П
Мазут,
подаваемый в каждый ПВК:
4.244
измеренный
расход
т/ч
0,6/2,5 %
3.2
K 87 j
П
4.245
температура
мазута перед расходомерным устройством
°С
2,0 °C
3.3
K 87 j
П
Мазут
на линии рециркуляции (слива) от каждого ПВК:
4.246
измеренный
расход
т/ч
0,6/2,5 %
3.2
K 87 j
П
Природный
газ, подаваемый на каждый ПВК:
4.247
измеренный
расход
тыс.м3 /ч
0,6/2,5 %
3.2
K 86 j
П
4.248
давление
кгс/см2
0,6/1,0 %
3.3
K 86 j
П
Уходящие
газы за каждым ПВК:
4.249
температура
°С
2,0 °С
3.1
-
П
4.250
содержание
О2
%
4,0 %
3.1
-
П
Сетевая
вода в подающей линии каждой тепломагистрали:
4.251
перепад
давлений на расходомерном устройстве
кгс/см2
0,5/1,0 %
3.2
K 94 j
В
4.252
то
же (дублирующий датчик)
кгс/см2
0,5/1,0 %
3.2
K 94 j
В
4.253
температура
перед расходомерным устройством
°С
0,5/2,0 °С
3.1
-
П
Сетевая
вода в обратной линии каждой тепломагистрали:
4.254
перепад
давлений на расходомерном устройстве
кгс/см2
0,5/1,0 %
3.2
K 94 j
В
4.255
то
же (дублирующий датчик)
кгс/см2
0,5/1,0 %
3.2
K 94 j
В
4.256
температура
перед расходомерным устройством
°С
0,5/2,0 °С
3.1
-
П
Сетевая
вода в подающей линии СН ТЭЦ:
4.257
перепад
давлений на расходомерном устройстве
кгс/см2
1,0 %
3.2
K 92
П
4.258
температура
перед расходомерным устройством
°С
0,5/2,0 °С
3.1
-
П
Сетевая
вода в обратной линии СН ТЭЦ:
4.259
перепад
давлений на расходомерном устройстве
кгс/см2
1,0/2,5 %
3.2
K 92
П
4.260
температура
перед расходомерным устройством
°С
0,5/2,0 °С
3.1
-
П
Подпиточная
вода в каждом баке аккумуляторе (БА):
4.261
уровень
м
0,5/2,0 °С
3.1
-
П
4.262
температура
на выходе из БА
°С
0,5/2,0 °C
3.1
-
П
Исходная
вода для подпитки теплосети на вводе ТЭЦ:
4.263
расход
т/ч
1,0 %
3.1
-
П
4.264
температура
°С
0,5/2,0 °C
3.1
-
П
Мазут
после мазутонасосной по каждой линии:
4.265
расход
в подающей линии
т/ч
0,6/2,5 %
3.1
-
В
4.266
то
же (дублирующий датчик)
т/ч
0,6/2,5 %
3.1
-
В
4.267
температура
после мазутонасосной
t мм
°С
0,6/2,5 %
3.1
-
П
4.268
расход
в линии рециркуляции
т/ч
0,6/2,0 °C
3.1
-
В
4.269
то
де (дублирующий датчик)
т/ч
0,6/2,5 %
3.1
-
В
Пар,
подаваемый на мазутное хозяйство по каждой линии:
4.270
расход
т/ч
1,5 %
3.1
-
П
4.271
давление
кгс/см2
1,0 %
3.1
-
П
4.272
температура
°C
2,0 °C
3.1
-
П
Конденсат
мазутохозяйства, возвращаемый в тепловую схему:
4.273
расход
т/ч
2,5 %
3.1
-
П
4.274
температура
° С
2,0 °C
3.1
-
П
Природный
газ на вводе ТЭЦ:
4.275
расход
тыс.м3 /ч
0,6/2,5 %
3.1
-
В
4.276
дублирующий
датчик
тыс.м3 /ч
0,6/2,5 %
3.1
-
В
4.277
давление
перед расходомерным устройством
кгс/см2
0,6/1,0 %
3.1
-
П
4.278
температура
перед расходомерным устройством
°С
2,0 °С
3.1
-
П
4.279
теплотворная
способность газа
ккал/кг
0,6 %
3.1
-
П
При
отсутствии автоматической калориметрической установки вводится вручную как
сменная константа
Сырая
(исходная) вода питания котлов, поступающая на ВПУ:
4.280
расход
перед подогревателями
т/ч
1,5 %
3.1
-
П
4.281
температура
перед водоводяным подогревателем
°С
2,0 °С
3.1
-
П
4.282
температура
после водоводяного подогревателя (за байпасом)
°С
2,0 °С
3.1
-
П
4.283
температура
после парового подогревателя (за байпасом)
°С
2,0 °С
3.1
-
П
Обессоленная
вода после ВПУ:
4.284
температура
°С
2,0 °С
3.1
-
П
Пар
из коллектора 13 кгс/см2 в коллектор 1,2 кгс/см2 :
4.285
расход
т/ч
1,5 %
3.1
-
П
4.286
давление
кгс/см2
1,0 %
3.1
-
П
4.287
температура
°С
4,5 °С
3.1
-
П
Пар
от котельной низкого давления к коллектору СН по каждой линии:
4.288
расход
т/ч
2,5 %
3.2
K 95
П
4.289
давление
кгс/см2
1,0 %
3.3
K 95
П
4.290
температура
°С
2,0 °С
3.3
K 95
П
Мазут,
подаваемый к котельной низкого давления:
4.291
расход
т/ч
0,6/2,5 %
3.2
K 91
П
Мазут
в линии рециркуляции от котельной низкого давления:
4.292
расход
т/ч
0,6/2,5 %
3.2
K 91
П
Природный
газ, подаваемый к котельной низкого давления:
4.293
расход
тыс.м3 /ч
0,6/2,5 %
3.2
K 90
П
4.294
давление
кгс/см2
0,6/1,0 %
3.3
K 90
П
Циркуляционная
вода по каждой линии:
4.295
перепад
давлений на расходомерном устройстве перед каждой градирней
кгс/см2
2,5 %
3.1
-
П
4.296
температура
воды перед каждой градирней
°С
1,0 °С
3.1
-
П
4.297
температура
воды после каждой градирни
°С
0,5 °С
3.1
-
В
В
каждом сечении устанавливаются три датчика (4.297 )
4.298
Температура
наружного воздуха
°С
0,5 °С
3.1
-
П
4.299
Барометрическое
давление
Р бар
кгс/см2
0,5 %
3.1
-
П
4.300
Скорость
ветра
w
м/с
1,0 %
3.1
-
П
4.301
Относительная
влажность воздуха
φ
%
3,0 %
3.1
-
П
4.302
Температура
воды в источнике водоснабжения
°С
2,0 °С
3.1
-
П
4.303
Температура
мазута, поступающего на ТЭЦ
°С
2,0 °C
3.1
-
П
4.304
Расход
пара на размораживающее устройство
т/ч
1,5 %
3.1
-
П
4.305
Давление
пара на размораживающее устройство
кгс/см2
1,0 %
3.1
-
П
4.306
Расход
конденсата от размораживающего устройства
т/ч
2,5 %
3.1
-
П
4.307
Температура
конденсата от размораживающего устройства
°С
2,0 °C
3.1
-
П
Мощность
электродвигателя:
4.308
каждого
насоса рециркуляции для водогрейных котлов
кВт
1,0 %
3.2
K 76 j
П
4.309
каждого
насоса перекачки сетевой воды из обратного трубопровода в подающий
кВт
1,0 %
3.2
K 77 j
П
4.310
каждого
подпиточного насоса летнего
кВт
1,0 %
3.2
K 78 j
П
4.311
каждого
подпиточного насоса зимнего
кВт
1,0 %
3.2
K 79 j
П
Мощность
каждого трансформатора СН:
4.312
водогрейной
котельной
кВт
1,0 %
3.2
K 75 j
П
4.313
мазутохозяйства
кВт
1,0 %
3.2
K 72 j
П
4.314
водоподготовительной
установки
кВт
1,0 %
3.2
K 73 j
П
4.315
топливоподачи
кВт
1,0 %
3.2
K 83
П
4.316
котельной
низкого давления
кВт
1,0 %
3.2
K 74 j
П
4.317
насосной
станции подпитки
кВт
1,0 %
3.2
K 82 j
П
Мощность
электродвигателя:
4.318
каждого
циркуляционного насоса
кВт
1,0 %
3.2
K 71 j
П
Для
двухскоростных двигателей измеряется мощность на каждой скорости (4.318 )
4.319
резервного
возбудителя
кВт
1,0 %
3.2
K 70
П
4.320
каждого
насоса сырой воды питания котлов
кВт
1,0 %
3.2
K 80 j
П
4.321
каждого
багерного насоса
кВт
1,0 %
3.2
K 85 j
П
* В - контроль по взаимосвязи параметров и
дублирующим датчикам;
П - контроль по предельным значениям
параметра (уставкам).
Таблица
5
Номер величины
Наименование величины
Обозначение
Размерность
Принятое значение
5.1
Коэффициент
расхода сужающего устройства на трубопроводе
α ( j )
-
5.2
Средний
коэффициент линейного теплового расширения материала сужающего устройства на
трубопроводе
αt ( j )
-
5.3
Диаметр
сужающего устройства на трубопроводе
d 20( j )
мм
5.4
Модуль
сужающего устройства на трубопроводе
m ( j )
-
5.5
Удельный
объем среды при расчетных параметрах сужающего устройства
Vk ( j )
м3 /кг
5.6 - 5.56
...
5.57
Давление
питательной воды, подаваемой на аварийный впрыск
Р ав.впр.о
кгс/см2
5.58
Давление
среды, подогреваемой в котле для потребителей и СН
Р сро
кгс/см2
5.59
Потери
теплового потока
Гкал/ч
5.60
Площадь
отверстия сужающего устройства в тракте рециркуляции газов
αрец
мм2
5.61
Плотность
мазута при расчетных параметрах сужающего устройства на мазутопроводе к котлу
γ0
кг/м3
5.62
Удельный
объем конденсата калориферов при расчетных параметрах сужающего устройства
V кфо
м3 /кг
5.63
КПД
калориферов котла
ηкф
%
5.64
Расчетное
давление для сужающего устройства на газопроводе к котлу
Р го
кгс/см2
5.65
Расчетная
температура для сужающего устройства на газопроводе к котлу
t го
°С
5.66
Коэффициент
для определения потерь тепла с уходящими газами, устанавливаемый в
зависимости от вида сжигаемого топлива
а 1
-
5.67
То
же
а 2
-
5.68
"
а 3
-
5.69
"
d 1
-
5.70
"
d 2
-
5.71
"
d 3
-
5.72
Давление
в деаэраторе 7 кгс/см2 при работе при постоянном давлении в нем
кгс/см2
5.73
...
5.74
Коэффициент,
определяющий долю конденсата после расширителей конденсата СН в общем
количестве конденсата, поступающего от мазутного хозяйства в расширители
K мх
-
5.75
То
же в общем количестве конденсата, поступающего от размораживающего устройства
в расширители
K рм
-
5.76
То
же в количестве конденсата, поступающего из калориферов в расширители
K кф
-
5.77
Давление
конденсата, возвращаемого от мазутных подогревателей в цикл электростанции
кгс/см2
5.78
Потери
тепла на охлаждение змеевиков леток, конусов горелок и не включенных в
циркуляционную схему котла панелей и балок топки
Q охл
Гкал/ч
5.79
Давление
конденсата, возвращаемого от размораживающего устройства в цикл
электростанции
кгс/см2
5.80
Расчетные
потери давления в тракте промперегрева
%
5.81
Нормативные
потери давления в тракте промперегрева
%
5.82
Расчетная
температура воздуха на входе в воздухоподогреватель
°С
5.83
Теплоиспользование
пара в калориферах
Δ i кф
ккал/кг
5.84
Коэффициент,
характеризующий изменение давления отработавшего пара при изменении расхода
охлаждающей воды
Kw 2
кгс/см2 ∙ м3
5.85
Расчетная
температура охлаждающей воды
°С
5.86
Расчетный
расход охлаждающей воды
м3 /ч
5.87
Потери
тепла турбиной с излучением
ΔQ т
Гкал/ч
5.88
Доля
пара, поступающего в промежуточный пароперегреватель от расхода свежего пара
С пп
5.89
Изменение
температурного напора в конденсаторе при изменении расхода охлаждающей воды
на 100 м3 /ч
°С/100 м3 /ч
5.90
Расчетная
температура наружного воздуха
°С
5.91
Нормативный
расход тепла на отопление турбинного цеха при расчетной температуре наружного
воздуха
Гкал/ч
5.92
Нормативный
расход тепла на отопление котельного цеха при расчетной температуре наружного
воздуха
Гкал/ч
5.93
Расход
электроэнергии на СН турбины при ее работе с трехступенчатым подогревом
сетевой воды
%
5.94
Нормативные
присосы воздуха на тракте котел-воздухоподогреватель
-
5.95
Нормативные
присосы воздуха на тракте котел-дымосос
-
5.96
Нормативные
присосы воздуха в воздухоподогревателе
-
5.97
Доля
потерь тепла теплового потока от номинальной теплопроизводительности котла
а
-
5.98
Номинальная
теплопроизводительность котла
Гкал/ч
5.99
Нормативная
теплоемкость мазута
ккал/кг ∙ град
5.100
Нормативная
температура мазута
°С
5.101
Содержание
горючих в шлаке
%
5.102
Доля
золы топлива в уносе
-
5.103
Доля
шлака топлива
-
5.104
Нормативные
потери тепла с химической неполнотой сгорания
q 3
%
5.105
Потери
тепла в окружающую среду котлом при номинальной теплопроизводительности
%
5.106
Среднее
теплосодержание шлака
ккал/кг
5.107
Нормативный
расход электроэнергии на пылеприготовление
кВт ∙ ч/т
5.108
Нормативная
температура свежего пара перед стопорными клапанами турбины
°С
5.109
Нормативное
давление свежего пара перед стопорными клапанами турбины
кгс/см2
5.110
Нормативная
температура пара перед отсечными клапанами ЦСД
°С
5.111
Изменение
потерь тепла с уходящими газами при отклонении температуры уходящих газов на
1 °С от нормативной при сжигании мазута
%
5.112
То
же твердого топлива
%
5.113
То
же газообразного топлива
%
5.114
Изменение
потерь тепла с уходящими газами при отклонении коэффициента избытка воздуха
на 0,01 от нормативного при сжигании мазута
%
5.115
То
же твердого топлива
%
5.116
То
же газообразного топлива
%
5.117
Коэффициент,
определяющий долю продувочной воды после расширителя непрерывной продувки в
общем количестве продувочной воды, поступающей из барабана котла
K пр
-
5.118
Теплосодержание
продувочной воды после подогревателя непрерывной продувки
ккал/кг
5.119
Теплота
сгорания твердого топлива
ккал/кг
5.120
Влажность
твердого топлива
%
5.121
Теоретический
объем продуктов сгорания твердого топлива
м3 /кг
5.122
Теоретически
необходимый объем воздуха при сгорании твердого топлива
м3 /кг
5.123
Теплота
сгорания мазута
ккал/кг
5.124
Влажность
мазута
%
5.125
Теоретический
объем продуктов сгорания мазута
м3 /кг
5.126
Теоретически
необходимый объем воздуха при сгорании мазута
м3 /кг
5.127
Теплота
сгорания газообразного топлива
ккал/м3
5.128
Теоретический
объем продуктов сгорания газообразного топлива
м3 /м3
5.129
Теоретически
необходимый объем воздуха при сгорании газообразного топлива
м3 /м3
Коэффициенты
влияния на температуру уходящих газов:
5.130
...
5.131
...
5.132
присосов
в систему пылеприготовления
K 12
-
5.133
присосов
в топку
K 13
-
5.134
коэффициента
избытка воздуха в топке
K 14
-
5.135
...
5.136
разрежения
в верху топки
K 17
-
5.137
...
5.138
рециркуляции
газов
K 19
-
5.139
...
5.140
Переводной
коэффициент при расчете мощности дымососов
а тд
-
5.141
Нормативное
разрежение в верху топки
кгс/м2
5.142
Расход
газов через дымососы при номинальной нагрузке котла
тыс.м3 /ч
5.143
То
же воздуха через дутьевые вентиляторы
тыс.м3 /ч
5.144
Нормативные
присосы воздуха при номинальной нагрузке в систему пылеприготовления
-
5.145
То
же в топку
-
5.146
То
же в конвективную шахту на тракте экономайзер-воздухподогреватель
-
5.147
То
же в экономайзер
-
5.148
То
же в золоуловители
-
5.149
...
5.150
...
5.151
...
5.152
Коэффициент
использования тепла в РВП
φРВП
-
5.153
...
5.154
Снижение
тепловоспринимающей способности РВП от коррозии (см. п. 38.11)
δ Q РВП
%
5.155
...
5.156
...
5.157
Присосы
в систему пылеприготовления по данным измерений при номинальной нагрузке
-
5.158
То
же в топку
-
5.159
Присосы
в конвективную шахту на тракте экономайзер-воздухоподогреватель по данным
измерений
-
5.160
То
же в золоуловители
-
5.161
Разрежение
газов за воздухоподогревателем при измерении (п. 5.159 )
кгс/м2
5.162
Разрежение
газов за золоуловителями при измерении (п. 5.160 )
кгс/м2
5.163
Расход
пара (питательной воды) при измерении , (п. 5.159 , 5.160 )
т/ч
5.164
...
5.165
...
5.166
...
5.167
Коэффициент
потерь тепла, связанных с водоподготовкой
k ХОВ
-
5.168
Давление
сетевой воды, поступающей на CH
кгс/см2
5.169
Доля
расхода тепла на отопление производственных помещений энергоблока, относимая
к СН котельной установки
k к
-
5.170
Давление
сетевой воды на входе в ПСВ
кгс/см2
5.171
Давление
сетевой воды на выходе из ПСВ
кгс/см2
5.172
КПД
ПСВ
%
5.173
КПД
охладителя конденсата ПСВ бойлеров
%
5.174
Давление
подпиточной воды
P подп
кгс/см2
5.175
Коэффициент
потерь тепла, связанных с приготовлением химически умягченной воды
k хув
-
5.176
Давление
конденсата размораживающего устройства
Р крм
кгс/см2
5.177
Давление
конденсата мазутных подогревателей
Р кмх
кгс/см2
5.178
Доля
расхода тепла на отопление производственных помещений, относимая на СH
турбоагрегата
k т
-
5.179
Коэффициент,
учитывающий протечки пара через передние уплотнения турбопривода ПТН
K пу
-
5.180
Доля
мощности потребителей электрических СH, не снабженных индивидуальными
датчиками, относимая на СН котла
h
-
5.181
КПД
электромеханического турбоагрегата
η эм
%
5.182
Номинальный
коэффициент мощности
cosφ ном
-
5.183
Нормативный
расход тепла на СН турбины (прочие)
Гкал/ч
5.184
Нормативный
удельный расход тепла на подогрев мазута на 1 °С
Гкал/ч
5.185
Нормативный
расход тепла на СН котельного цеха (прочие)
Гкал/ч
5.186
Номинальные
потери тепла в окружающую среду
q 5
%
5.187
Давление
основного конденсата, подаваемого на уплотнения питательных насосов
кгс/см2
5.188
Давление
конденсата, сбрасываемого из уплотнений питательных насосов в деаэратор
кгс/см2
5.189
Нормативный
удельный расход топлива на отпущенную электроэнергию при 30 %-ной нагрузке
энергоблока
г/кВт ∙ ч
5.190
Нормативная
тонина помола твердого топлива
%
5.191
Нормативная
энтальпия питательной воды после деаэраторов
ккал/кг
5.192
Площадь
отверстия сужающего устройства в тракте рециркуляции газов
f рец
мм2
5.193
Электромеханический
КПД насоса
ηэмн
%
5.194
...
5.195
...
5.196
Нагрев
сетевой воды в ПСВ, при котором составлена энергетическая характеристика
турбины
Δ t пс
°С
5.197
Минимальное
значение расхода сетевой воды
т/ч
5.198
Максимальное
значение расхода сетевой воды
т/ч
5.199
Минимальное
значение температуры прямой сетевой воды
°С
5.200
Максимальное
значение тепловой нагрузки турбины
Гкал/ч
5.201
Максимальная
тепловая нагрузка ПСВ № 2
Гкал/ч
5.202
Максимальное
значение температуры сетевой воды после ПСВ
°С
5.203
Теплоиспользование
пара в конденсаторе
Δ i к
ккал/кг
5.204
Теплоиспользование
пара в ПСВ № 1
Δ i пс1
ккал/кг
5.205
Теплоиспользование
пара в ПСВ № 2
Δ i пс2
ккал/кг
5.206
Минимальное
значение давления пара в нижнем теплофикационном отборе при одноступенчатом
подогреве сетевой воды
кгс/см2
5.207
Максимальное
значение давления пара в нижнем теплофикационном отборе
кгс/см2
5.208
Минимальное
значение давления пара в верхнем теплофикационном отборе
кгс/см2
5.209
Максимальное
значение давления пара в верхнем теплофикационном отборе
кгс/см2
5.210
Коэффициент,
характеризующий нормативную пропускную способность регулирующей диафрагмы
т ∙ см2 /ч ∙ кгс
5.211
Теплоиспользование
пара в ПНД № 1
Δ i п1
ккал/кг
5.212
Коэффициент
пропускной способности проточной части промежуточного отсека при
докритическом перепаде давлений
K по1
т ∙ см2 /ч ∙ кгс
5.213
То
же при сверхкритическом перепаде давлений
K по2
кгс ∙ ч ∙ см2 ∙ т
5.214
Коэффициент
пропорциональности для расчета расхода пара в ЦНД при полностью открытой
регулирующей диафрагме
K к
т ∙ см2 /ч ∙ кгс
5.215
Минимальное
значение мощности на зажимах генератора
МВт
5.216
Максимальное
значение мощности на зажимах генератора
МВт
5.217
Относительный
прирост расхода тепла по конденсационному циклу
Δ q кн
Гкал/МВт ∙ ч
5.218
Удельный
расход пара в конденсатор при номинальной нагрузке
кг/м3
5.219
Нормативный
температурный напор встроенного пучка
δ t вп
°С
5.220
Энтальпия
свежего пара при Р о и t о
ккал/кг
5.221
Доля
тепловой нагрузки j -го подогревателя, передаваемая вышестоящим
подогревателем следующей ступени подогрева ( j + 2)
δj +1
-
5.222
Внутренний
диаметр трубок конденсатора
d в
мм
5.223
Площадь
поперечного сечения одной трубки
м2
5.224
Число
трубок в одном ходе воды
n 2
-
5.225
Число
ходов воды в конденсаторе
Z
-
5.226
Поверхность
охлаждения конденсатора
F к
м2
5.227
Угловой
коэффициент рабочей характеристики главного эжектора
α
-
5.228
Коэффициент
пересчета изменения давления пара на стороне всасывания эжекторов в давление
пара в конденсаторе
β
-
5.229
Нормативное
значение КПД ЦСД № 1
-
5.230
Нормативное
значение КПД ЦСД № 2
-
5.231
Нормативное
значение КПД турбопривода
-
5.232
Расчетное
значение давления пара в конденсаторе
кгс/см2
5.233
Шаговое
значение по температуре сетевой воды после ПСГ № 2
Ш пс
°С
5.234
Нормативное
значение КПД ЦВД при полностью открытых регулирующих клапанах
-
5.235
Шаговое
значение по мощности на зажимах генератора
Ш N
МВт
5.236
Шаговое
значение по расходу сетевой воды
Ш св
м3 /ч
5.237
Значение
небаланса по давлению пара в верхнем теплофикационном отборе
С
кгс/см2
5.238
Коэффициент
для расчета потерь давления в паропроводе от отбора до ПСВ № 1
-
5.239
Коэффициент
для расчета потерь давления в паропроводе от отбора до ПСВ № 1
-
5.240
Коэффициент
для расчета потерь давления в паропроводе от отбора до ПСВ № 2
-
5.241
Коэффициент
для расчета потерь давления в паропроводе от отбора до ПСВ № 2
-
5.242
Минимальное
значение давления пара перед ПСВ № 1
кгс/см2
5.243
Критическое
значение отношения давлений пара промежуточного отсека
εкр
-
5.244
Теплоиспользование
пара, поступающего из КСН в калориферы
ккал/кг
5.245
Давление
свежего пара, при котором получено выражение п. 11.57
кгс/см2
5.246
Температура
свежего пара, при которой получено выражение п. 11.57
°С
5.247
Температура
пара перед ЦСД № 1, при которой получено выражение п. 11.57
°С
5.248
КПД
ЦСД № 1, при котором получено выражение п. 11.57
-
5.249
Расчетное
значение КПД ЦСД № 2
-
5.250
Доля
теплоперепада на ПНД № 1 в используемом теплоперепаде ЦНД
a ПНД N 1
-
5.251
Коэффициент
коррекции используемого теплоперепада на отклонение давления в верхнем
теплофикационном отборе на 1 кгс/см2
S
-
5.252
Минимальное
значение расхода пара в конденсатор, при котором мощность ЦНД равна нулю
т/ч
5.253
Среднее
значение теплоиспользования пара регенеративных подогревателей
Δi ср
ккал/кг
5.254
Среднее
значение теплоиспользования пара регенеративных подогревателей при
отключенной группе ПВД
Δi ' ср
ккал/кг
5.255
Давление
в трубопроводах циркуляционной воды
Р цв
кгс/см2
5.256
...
5.257
Минимально
возможный подогрев в ПВД
a 2
°С
5.258
Коэффициент,
учитывающий изменение потерь от влажности
K вл
-
5.259
Коэффициент,
учитывающий изменение расхода пара в ПНД № 1
х
-
5.260
Минимально
возможный подогрев в ПНД
а 1
°С
5.261
Разность
давлений в ПВД № 6 и деаэраторе 7 кгс/см2 , при которой возможен
слив дренажа из ПВД № 6 в деаэратор
в 1
кгс/см2
5.262
Минимальное
давление пара в нижестоящем отборе на деаэратор, при котором возможно питание
деаэратора 7 кгс/см2
в 2
кгс/см2
5.263
Минимальное
давление пара, требуемое для питания калориферов котла
кгс/см2
5.264
Минимальное
давление пара, требуемое для питания концевых уплотнений турбины
кгс/см2
5.265
Минимальное
давление пара, требуемое для питания главных эжекторов
кгс/см2
5.266
Расход
пара на турбину, ниже которого целесообразно регулирование мощности блока
скользящим начальным давлением пара
Д ск
т/ч
5.267
...
5.268
Расчетный
расход пара на главный эжектор при питании из деаэратора или выхлопа ПТН
Д 1эж
т/ч
5.269
Расчетный
расход пара на главный эжектор при питании из коллектора 13 кгс/см2
т/ч
5.270
...
5.271
Энтальпия
воды на линии насыщения при давлении 1,2 кгс/см2
iS 1,2
ккал/кг
5.272
Энтальпия
дренажа после охладителя эжектора
i др.эж
ккал/кг
5.273
Энтальпия
дренажа после эжектора уплотнений
i др.эу
ккал/кг
5.274
Энтальпия
дренажа после сальникового подогревателя
i др.сп
ккал/кг
5.275
Доля
отсоса пара на эжектор уплотнений от расхода пара на уплотнения всех
цилиндров
d эу
-
5.276
Доля
отсоса пара на сальниковый подогреватель от расхода пара на уплотнения всех
цилиндров
d сп
-
5.277
Коэффициент,
учитывающий механические потери и утечки пара в концевых уплотнениях
турбопривода
ηмех.п
-
5.278
...
5.279
Электрическая
мощность, потребляемая сливными насосами ПНД № 2
N сл.н.2
кВт
5.280
Электрическая
мощность, потребляемая сливными насосами ПНД № 3
N сл.н.3
кВт
5.281
Электрическая
мощность, потребляемая сливными насосами ПНД № 4
N сл.н.4
кВт
5.282
Давление
воды в напорной магистрали конденсатных насосов II ступени
Р" кн.2
кгс/см2
5.283
Давление
сетевой воды на стороне напора сетевых насосов I ступени
Р" св1
кгс/см2
5.284
То
же, II ступени
Р" св2
кгс/см2
5.285
Температурный
напор в охладителе конденсата ПСВ I ступени
Δ t ок1
°С
5.286
Расход
питательной воды, ниже которого целесообразна работа одного бустерного насоса
G 1
т/ч
5.287
Расход
основного конденсата перед конденсатными насосами I ступени, ниже которого
целесообразна работа одного конденсатного насоса I ступени
G 2
т/ч
5.288
Расход
основного конденсата перед конденсатными насосами II ступени, ниже которого
целесообразна работа одного конденсатного насоса II ступени
G 3
т/ч
5.289
Расход
конденсата ПСГ № 1, ниже которого целесообразна работа одного конденсатного
насоса ПСГ № 1
G 4
т/ч
5.290
Присосы
воздуха в конденсатор, ниже которых целесообразна работа одного основного
эжектора на паре из деаэратора или выхлопа ПТН
G пр1
кг/ч
5.291
То
же на паре из коллектора 13 кгс/см2
кг/ч
5.292
Присосы
воздуха в конденсатор, выше которых целесообразна работа трех эжекторов на
паре из деаэратора или выхлопа ПТН
кг/ч
5.293
То
же на паре из коллектора 13 кгс/см2
кг/ч
5.294
Средняя
разность относительных приростов расходов тепла на выработку электроэнергии
по конденсационному и теплофикационному циклам
Δ q
Гкал/МВт ∙ ч
5.295
Число
типов циркуляционных насосов
l
5.296
Точность
приближенного расчета параллельной работы циркуляционных насосов по расходу
воды
s
м 3 /ч
5.297
Минимальное
значение перерасхода условного топлива для фильтрации из-за отклонения от
нормы:
температуры
свежего пара перед стопорными клапанами турбины
т
5.298
давления
свежего пара перед стопорными клапанами турбины
т
5.299
температуры
пара в тракте промперегрева перед стопорными клапанами ЦСД
т
5.300
сопротивления
тракта промперегрева
т
5.301
давления
на стороне нагнетания питательных насосов
т
5.302
расхода
питательной воды на впрыск в промежуточный пароперегреватель
т
5.303
структуры
тепловой схемы
т
5.304
коэффициента
избытка воздуха в топке
т
5.305
температуры
воздуха перед воздухоподогревателем
т
5.306
разрежения
газов в верху топки
т
5.307
Предельное
содержание соединений в паре
мкг/кг
5.308
Доля
соединений, отлагающихся в проточной части турбины, от общего количества поступивших
химических веществ в паре
d отл
-
5.309
Доля
соединений, отлагающихся в ЦВД
d ЦВД
-
5.310
Продолжительность
межпромывочного периода проточной части турбины
τп
ч
5.311
Давление
питательной воды, подаваемой на впрыск в промежуточный пароперегреватель
Р впр
кгс/см2
5.312
Допустимое
значение удельной электрической проводимости конденсата подогревателей
сетевой воды
мкСм/см
5.313
Коэффициент
пересчета удельной электрической проводимости питательной воды в ее
солесодержание
k
мкг ∙ см/кг ∙ мкСм
5.314
Коэффициент
пересчета количества отложений в проточной части ЦВД в среднее изменение КПД
ЦВД
a в
%/кг
5.315
Коэффициент
пересчета количества отложений в проточной части ЦСД в среднее изменение КПД
ЦСД
a с
%/кг
5.316
...
5.317
...
5.318
Продолжительность
пуска энергоблока из:
холодного
состояния
ч
5.319
неостывшего
состояния
ч
5.320
горячего
состояния
ч
5.321
резерва
ч
5.322
Потери
условного топлива на пуск энергоблока из:
холодного
состояния
т
5.323
неостывшего
состояния
т
5.324
горячего
состояния
т
5.325
резерва
т
Коэффициент
для расчета потерь давления в паропроводе к:
5.326
ПНД
№ 1
-
5.327
ПНД
№ 2
-
5.328
ПНД
№ 3
-
5.329
ПНД
№ 4
-
5.330
ПНД
№ 5
-
5.331
ПНД
№ 6
-
5.332
ПНД
№ 7
-
5.333
ПНД
№ 8
-
5.334
КПД
подогревателя
η
-
5.335
Поверхность
охлаждения встроенного пучка конденсатора (ВПК)
F ВПК
м2
5.336
Площадь
перечного сечения ВПК
f ВПК
м2
5.337
Нормативная
степень чистоты конденсатора
а н
-
5.338
Параметр
режима поверхности нагрева ПСВ № 1 при нормативном состоянии
-
5.339
То
же ПСВ № 2
-
5.340
Погрешность
определения коэффициента теплопередачи
δ k
-
5.341
Погрешность
определения температуры воды
δ t
-
5.342
Погрешность
расчета расхода пара
δД
-
5.343
Нормативные
присосы воздуха в конденсатор
кг/ч
5.344
Коэффициент
пересчета изменения потерь в конденсаторе в изменение расхода охлаждающей
воды по характеристике насоса (группы насосов)
ky
-
5.345
...
5.346
...
5.347
...
5.348
Удельный
объем свежего пара перед стопорными клапанами ЦВД при номинальных начальных
параметрах
м3 /кг
5.349
Минимальное
значение расхода пара из верхнего отопительного отбора, при котором влияние
пара уплотнений предотборной ступени незначительно
G пс2 мин
т/ч
5.350
Ширина
зоны температур, исключающая ошибку в определении области перегретого пара
Δ t 3 мин
°С
5.351
Коэффициент
зависимости давления пара в регулирующей ступени ЦВД от расхода свежего пара
при включенных ПВД № 7 и 8
а 0
кгс ∙ ч ∙ см2 ∙ т
5.352
Коэффициент
влияния отключения ПВД № 8 на давление пара в регулирующей ступени
а 1
кгс ∙ ч ∙ см2 ∙ т
5.353
Коэффициент
влияния отключения ПВД № 7 на давление пара в регулирующей ступени
а 2
кгс ∙ ч ∙ см2 ∙ т
5.354
Нормативный
расход конденсата на уплотнения питательных насосов
т/ч
5.355
Нормативное
значение КПД ЦВД (при скользящем давлении)
-
5.356
...
5.357
...
5.358
...
5.359
Максимально
допустимая подача циркуляционных насосов каждого типа
м3 /ч
5.360
Минимально
допустимый расход воды через каждый конденсатор
W мин
м3 /ч
5.361
Площадь
орошения каждой градирни
F г i
м2
5.362
Коэффициент,
учитывающий перераспределение тепловых нагрузок между градирнями при
изменении их технического состояния
T р
-
5.363 - 5.390
Сопротивление
участка циркуляционной сети
Sj
м ∙ ч2 /м6
5.391
...
5.392
Давление
сетевой воды на входе в ПВК
P ' сет ПВК
кгс/см2
5.393
Давление
сетевой воды на выходе из ПВК
P " сет ПВК
кгс/см2
5.394
Плотность
мазута при расчетных параметрах сужающего устройства на мазутопроводе к ПВК
j 0 ПВК
кг/м3
5.395
Расчетное
давление для сужающего устройства на газопроводе к ПВК
кгс/см2
5.396
Расчетная
температура для сужающего устройства на газопроводе к ПВК
°С
5.397
Номинальная
теплопроизводительность ПВК
Гкал/ч
5.398
Потери
тепла в окружающую среду ПВК при номинальной теплопроизводительности
%
5.399
Расчетная
температура холодного воздуха ПВК
°С
5.400
Расчетная
температура сетевой воды перед ПВК
°С
5.401
Поправка
к температуре уходящих газов ПВК на 10 °С изменения температуры холодного
воздуха
°С
5.402
Поправка
к температуре уходящих газов на 10 °С изменения температуры сетевой воды
перед ПВК
°С
5.403
...
5.404
...
Режимный
коэффициент основной поверхности нагрева при нормативном состоянии:
5.405
ПНД
№ 1
-
5.406
ПНД
№ 2
-
5.407
ПНД
№ 3
-
5.408
ПНД
№ 4
-
5.409
ПНД
№ 5
-
5.410
ПНД
№ 6
-
5.411
ПНД
№ 7
-
5.412
ПНД
№ 8
-
5.413
Режимный
коэффициент поверхности пароохладителя при нормативном состоянии:
ПНД
№ 5
-
5.414
ПВД
№ 6
-
5.415
ПВД
№ 7
-
5.416
ПВД
№ 8
-
5.417
Коэффициент,
учитывающий влияние изменения температуры уходящих газов на изменение КПД
котла
K 1
-
5.418
Коэффициент
зависимости расхода пара в тракте холодного промперегрева от давления пара
перед I ступенью ЦСД
в
-
5.419
Доля
мощности механизмов химического цеха, относимых на подготовку химически
обессоленной воды для цикла, к суммарной мощности механизмов химического цеха
и насосов сырой воды
-
5.420
Коэффициент
плотности регулирующей диафрагмы ЦНД, при которой построена диаграмма режимов
(исходно-нормативная энергетическая характеристика) турбины
т ∙ см2 /ч ∙ кгс
5.421
Потери
тепла ПВК в окружающую среду при расчетной температуре наружного воздуха
Гкал
5.422
Расчетная
температура наружного воздуха для ТЭЦ
°С
Таблица
6
Номер константы
Наименование константы
Обозначение
Размерность
Пределы изменения
Контрольное значение
Примечание
Низшая
теплота сгорания:
6.1
мазута
ккал/кг
6.2
газа
ккал/м3
6.3
твердого
топлива
ккал/кг
Влажность
на рабочую массу:
6.4
твердого
топлива
%
6.5
мазута
%
6.6
Плотность
мазута при температуре 20 °С
γ20
кг/м3
6.7
Плотность
природного газа
ρг
кг/м3
6 .8
Тарировочный
коэффициент для определения содержания кислорода за котлом по каждому потоку
Sj
-
6.9
Тарировочный
коэффициент для определения содержания кислорода в уходящих газах по каждому
потоку
S ' j
-
6 .10
Тарировочный
коэффициент для определения температуры уходящих газов по каждому потоку
S ' yxj
-
6 .11
Расчетный
параметр
K αyx
т ∙ м/(ч ∙ кгс0,5 )
6 .12
Расчетный
параметр
K α
т ∙ м/(ч ∙ кгс0,5 )
где
G пв , S " вп и S" д - расход питательной воды и разрежение газов за
воздухоподогревателем и дымососом, при которых определяются Δα1
и Δα
6.13
Содержание
горючих в шлаке
Г шл
%
6.14
Содержание
горючих в уносе
Г ун
%
6.15
Зольность
топлива на рабочую массу
А р
%
6.16
Тонина
помола
R 90
%
6.17
Влажность
топлива на входе в размольную установку
W 1
%
6.18
Влажность
пыли в промбункере
W пп
%
6.19
Коэффициент
размолоспособности
-
6.20
Присосы
воздуха в систему пылеприготовления при номинальной нагрузке
-
6.21
Удельный
расход пара на распыл мазута
d ф
т·пара/т·мазута
6.22
КПД
перетока тепла
ηперет
%
ηперет с достаточной точностью может быть определен как
среднее арифметическое значение КПД нетто котельной установки энергоблоков,
передающих тепло другим энергоблокам
6.23
Тарировочный
коэффициент для определения температуры газов перед воздухоподогревателями по
каждому потоку
Kv , j
-
6.24
То
же для определения температуры воздуха перед воздухоподогревателями (после
калориферов) по каждому потоку
K ' т, j
-
6.25
Тарировочный
коэффициент для определения температуры горячего воздуха по каждому потоку
K" т ,j
-
6.26
Потери
тепла от химической неполноты сгорания
q 3
%
q 3 вводится как сменяемая константа только при
отсутствии датчиков
6.27
Доля
присоса воздуха на горячей стороне воздухоподогревателей в общем значении
присосов
q
-
6.28
Нормативные
потери условного топлива на пуск энергоблока из состояния Z
т
6.29
...
6.30
...
6.31
Дополнительный
расход тепла на СН турбины
Гкал/ч
6.32
То
же котла
Гкал/ч
6.33
Удельные
потери тепла, связанные с мазутным хозяйством
Гкал/ч ∙ т ∙ °С
6.34
Удельный
расход электроэнергии на насосы теплофикационной установки
кВт ∙ ч/Гкал
6.35
Относительный
прирост расхода тепла энергоустановки, компенсирующей в энергосистеме недовыработку
электроэнергии анализируемого энергоблока
Δq сист
Гкал/МВт ∙ ч
6.36
КПД
брутто котельной установки, компенсирующей недовыработку электроэнергии в
энергосистеме
%
6.37
Тепло,
вносимое в конденсатор от посторонних источников
Q пи
Гкал/ч
6.38
Коэффициент,
характеризующий фактическую пропускную способность регулирующей диафрагмы
K т
т ∙ см2 /ч ∙ кгс
6.39
Присосы
воздуха в конденсатор
G пр.в
кг/ч
6.40
Отклонение
КПД от нормативного:
ЦСД
№ 1
ΔηЦСД1
-
6.41
ЦСД
№ 2
ΔηЦСД2
-
6.42
турбопривода
Δηтп
-
6.43
питательного
насоса
Δηна
-
6.44
Длительность
оперативного интервала
τ0
ч
6.45
...
6.46
Число
циркуляционных насосов каждого типа в работоспособном состоянии
-
6.47
Сокращение
тепловосприятия РВП из-за коррозии
δ Q РВП
%
6.48
Отклонение
КПД ЦВД от нормативного значения при полностью открытых регулирующих клапанах
-
6.49
Признак
включения в работу i -й градирни
K г i
-
6.50
Признак
чистки РВП
-
Вносится
после проведения чистки РВП K РВП = 1;
после выполнения условия п. 38.17 принять K РВП = 0
6.51
Содержание
серы на рабочую массу:
твердого
топлива
%
6.52
мазута
%
6.53
Количество
пусков энергоблока за месяц из:
холодного
состояния
n пуск Z 1
-
6.54
неостывшего
состояния
n пуск Z 2
-
6.55
горячего
состояния
n пуск Z 3
-
6.56
резерва
n пуск Z 4
-
Таблица
7
Номер уравнения
Уравнение
Единица измерения
Контрольное значение
7.1
Энтальпия
перегретого водяного пара:
где
τ = T / T кр ;
θ = Т /1000; Р * = Р /100; Т -
температура перегретого пара, Т = t +
273,15; P -
давление перегретого пара, кгс/см2
ккал/кг
Р = 50 кгс/см2
t = 350 °С
i
= 733,56021 ккал/кг
7.2
Удельный
объем перегретого водяного пара:
где
θ = Т /1000; Р * = Р /100
м3 /кг
Р = 50 кгс/см2
t = 350 °С
V
= 0,53061670 м3 /кг
7.3
Энтропия
перегретого водяного пара:
где
τ = T / T кр ;
θ = Т /1000; Р * = Р /100
ккал/(кг ∙ К)
Р = 50 кгс/см2
t = 350 °С
S =
1,5436405 ккал/(кг ∙ К)
7.4
Энтальпия
пара в зависимости от давления и энтропии:
где
, (при S " > S в расчет
принимать первые два члена уравнения)
ккал/кг
P = 87,61
кгс/см2
S =
1,556144 ккал/(кг ∙ К)
i
= 779,76 ккал/кг
7.5
Термодинамические
свойства кипящей воды и насыщенного пара:
где
θS = TS /1000
кгс/см2
t = 300 °С
P =
87,613040 кгс/см2
7.6
К ∙ 10-3
P = 87,61
кгс/см2
t
= 299,99556 °С
7.7
ккал/кг
t = 300 °С
i
= 321,40134 ккал/кг
7.8
ккал/кг
t = 300 °С
i
= 656,35878 ккал/кг
7.9
ккал/(кг ∙ К)
t = 300 °С
S =
0,77767778 ккал/(кг· ∙К)
7.10
ккал/(кг ∙ К)
t = 300 °С
S =
1,3622722 ккал/(кг ∙ К)
7.11
м3 /кг
t = 300 °С
V =
0,0014052852 м3 /кг
7.12
Для
температур до 300 °С член - 4,4 ∙ 1015 (θS - 0,27315)30 можно опустить
м3 /кг
t = 300 °С
V =
0,0216151 м3 /кг
7.13
Энтальпия
воды:
где t* = t /100; P** = P ∙ 0,980665
ккал/кг
P = 50
кгс/см2
t = 200 °С
i =
203,4734 ккал/кг
7.14
Удельный
объем воды:
где t* = t /100; P** = P ∙ 0,980665
м3 /кг
P = 50
кгс/см2
t = 200 °С
V =
0,0011524688 м3 /кг
Таблица
8
Номер величины
Наименование величины
Обозначение
Исходная информация
Контрольное значение
Примечание
Абсолютное
давление среды, кгс/см2
Расчетная
формула: ,
где к - наименование измеряемой среды; - измеренное избыточное давление
среды, кгс/см2 ; P бар -
барометрическое давление, кгс/см2
8. 1
Питательная
вода за ПВД после байпаса
Р пв
4.3 ; 4.299
8. 2
Свежий
пар за котлом по каждой линии
Р пе j
4.7 ; 4.299
8 .3
Пар
в тракте холодного промперегрева по каждой линии
Р' пп j
4.12 ; 4.299
8 .4
Пар
в тракте горячего промперегрева за котлом по каждой линии
Р" пп j
4.14 ; 4.299
8 .5
Пар,
отбираемый из тракта промперегрева на СН по каждой линии
4.20 ; 4.299
8 .6
Пар
из тракта холодного промперегрева, подаваемый в блочный коллектор 13 кгс/см2
через РУ 40/13
Р РУ
СН
4.23 ; 4.299
8.7
Природный
газ, подаваемый на котел
Р г
4.34 ; 4.299
8.8
Пар
перед калориферами
Р кф
4.36 ; 4.299
8.9
Пар,
подаваемый на мазутные форсунки
Р ф
4.49 ; 4.299
8.10
Пар,
подаваемый на обдувку по каждой линии
Р обд j
4.52 ; 4.299
8.11
Вода
в линии непрерывной продувки перед расходомерным устройством
Р пр
4.70 ; 4.299
8.12
...
8.13
...
8.14
...
8.15
Свежий
пар перед стопорными клапанами ЦВД по каждой линии
Р 0 j
4.80 ; 4.299
8.16
Пар
в регулирующей ступени ЦВД турбины
Р р.ст
4.82 ; 4.299
8.17
Пар
за ЦВД по каждой линии
Р" ЦВД j
4.83 ; 4.299
8.18
Пар
перед отсечными клапанами ЦСД № 1 по каждой линии
Р' ЦСД1 j
4.85 ; 4.299
8.19
Пар
перед I ступенью ЦСД № 1
Р' I ЦСД1 j
4.87 ; 4.299
8.20
Пар
за ЦСД № 1 по каждой линии
Р" ЦСД1 j
4.88 ; 4.299
8.21
Пар
перед ЦСД № 2 по каждой линии
Р' ЦСД2 j
4.90 ; 4.299
8.22
Пар,
подаваемый на ПТН
Р' ПТН
4.93 ; 4.299
8.23
Пар
на выхлопе ПТН
Р" ПТН
4.95 ; 4.299
8.24
Пар
на ПСВ № 2 в камере отбора по каждой линии
Р 3 j
4.97 ; 4.299
8.25
Пар
на входе в ПСВ № 2 по каждой линии
Р пс2 j
4.98 ; 4.299
8.26
Пар
на ПСВ № 1 в камере отбора по каждой линии
Р 2 j
4.104 ; 4.299
8.27
Пар
на деаэратор 7 кгс/см2 перед расходомерным устройством
Р д
4.141 ; 4.299
8.28
Пар
в деаэраторе 7 кгс/см2
р д
4.143 ; 4.299
8.29
Пар
в отсасывающей линии из I камеры переднего концевого уплотнения ЦВД в линию
холодного промперегрева
4.146 ; 4.299
8.30
Пар
в отсасывающей линии из I камеры заднего концевого уплотнения ЦВД в линию на
ПНД № 5
4.149 ; 4.299
8.31
Пар
в отсасывающей линии из II камеры переднего концевого уплотнения ЦВД
4.151 ; 4.299
8.32
Пар
в отсасывающей линии из I камеры переднего уплотнения ЦСД № 1
4.153 ; 4.299
8.33
Пар
из деаэратора или коллектора СН на концевые уплотнения всех цилиндров
Р упл
4.155 ; 4.299
8.34
Пар
отбора на:
ПВД
№ 8
Р 8
4.158 ; 4.299
8.35
ПВД
№ 7
Р 7
4.161 ; 4.299
8.36
ПВД
№ 6
Р 6
4.162 ; 4.299
8.37
деаэратор
Р д7
4.164 ; 4.299
8.38
ПНД
№ 5
Р 5
4.166 ; 4.299
8.39
ПНД
№ 4
Р 4
4.168 ; 4.299
8.40
ПНД
№ 1
Р 1
4.170 ; 4.299
8.41
Питательная
вода через питательные насосы на стороне всасывания (за бустерными)
Р' пк
4.193 ; 4.299
8.42
То
же на стороне нагнетания
Р" пк
4.195 ; 4.299
8.43
Пар
после охлаждающего устройства ЦНД
P " ОУ Р" ОУ ЦНД
4.197 ; 4.299
8.44
...
8.45
...
8.46
...
8.47
...
8.48
...
8.49
...
8.50
...
8.51
Природный
газ, подаваемый на каждый ПВК
4.248 ; 4.299
8.52
Пар,
подаваемый на мазутное хозяйство по каждой линии
Р мх j
4.271 ; 4.299
8.53
Природный
газ на вводе ТЭЦ
Р г.в
4.277 ; 4.299
8.54
Пар
из коллектора 13 кгс/см2 в коллектор 1,2 кгс/см2
Р 13-1,2
4.287 ; 4.299
8.55
Пар
от котельной низкого давления к коллектору СН по каждой линии
Р кнд j
4.289 ; 4.299
8.56
Природный
газ, подаваемый к котельной низкого давления
4.294 ; 4.299
8.57
Пар,
подаваемый на размораживающие устройства
Р рм j
4.305 ; 4.299
8.58
...
8.59
...
8.60
...
Энтальпия
и температура воды на линии насыщения, ккал/кг
Расчетная
формула: iS = f ( tS ), где tS = f ( PS ) - уравнения 7.6 ; 7.7
8.61
Конденсат
в ПСВ № 2 по каждой линии
tS пс2 j
4.98
8.62
Конденсат
в ПСВ № 1 по каждой линии
tS 2 j
4.104
8.63
Конденсат
в каждой секции конденсатора
tS к j
4.120
8.64
...
8.65
Питательная
вода после деаэратора 7 кгс/см2
i " д
4.143
8.66
Питательная
вода после деаэратора 7 кгс/см2 при его работе на скользящем
давлении
i" д ( ск )
4.164
8.67
...
Конденсат
в:
8.68
ПНД
№ 1
tS 1
4.170
8.69
ПНД
№ 3
tS 3 j
4.97
8.70
ПНД
№ 4
tS 4
4.168
8.71
ПНД
№ 5
tS 5
4.166
8.72
ПВД
№ 6
tS 6
4.162
8.73
ПВД
№ 7
tS 7
4.161
8.74
ПВД
№ 8
tS 8
4.158
8.75
ПНД № 1
iS 1
4.170
8.76
ПНД № 2
iS 2j
4.104
8.77
ПНД № 3
iS 3j
4.97
8.78
ПНД № 4
iS 4
4.168
8.79
ПНД № 5
iS 5
4.166
8.80
ПВД № 6
iS 6
4.162
8.81
ПВД № 7
iS 7
4.161
8.82
ПВД
№ 8
iS 8
4.158
8.83
...
8.84
...
8.85
...
8.86
...
8.87
...
8.88
...
8.89
...
8.90
...
Удельный
объем воды, м3 /кг
Расчетная
формула: V = f ( P, t ) - уравнение 7.14
8.91
Питательная
вода за ПВД после байпаса
V пв
8.1 ; 4.4
8.92
Питательная
вода на впрыски
V впр
5.57 ; 4.18
8.93
Непрерывная
продувка
V пр
4.70 ; 4.71
8.94
Конденсат
калориферов
V кф
8.8 ; 4.39
8.95
...
8.96
Конденсат
после ПСВ № 2
V кпс2
8.24 ; 4.102
8.97
Конденсат
после ПСВ № 1
V кпс1
8.26 ; 4.108
8.98
Подпиточная
вода на встроенный пучок конденсатора
V ВПК
5.174 ; 4.127
8.99
Подпиточная
вода в магистрали сетевой воды энергоблока
5.164 ; 4.130
8.100
Конденсат
из уплотнений питательных насосов в конденсатор
V " к.упл
5.188 ; 4.192
8.101
Питательная
вода через питательные насосы на стороне всасывания
V ' пн
8.41 ; 4.194
8.102
То
же на стороне нагнетания
V " пн
8.42 ; 4.196
8.103
Конденсат
мазутных подогревателей, возвращаемый в тепловую схему данного энергоблока
5.77 ; 4.203
8.104
Конденсат
размораживающего устройства, возвращаемый в тепловую схему данного
энергоблока
5.79 ; 4.205
8.105
Сетевая
вода через ПСВ
V св
5.170 ; 4.114
8.106
Сетевая
вода через каждый ПВК
5.392 ; 4.243
8.107
Сетевая
вода в подающей линии каждой тепломагистрали
V под j
5.171 ; 4.253
8.108
Сетевая
вода в обратной линии каждой тепломагистрали
V обр j
5.170 ; 4.256
8.109
Сетевая
вода в подающей линии СН ТЭЦ
5.168 ; 4.258
8.110
Сетевая
вода в обратной линии СН ТЭЦ
5.170 ; 4.260
8.111
Конденсат
мазутного хозяйства, возвращаемый в тепловую схему
V кмх
5.77 ; 4.274
8.112
...
8.113
...
8.114
...
8.115
...
8.116
...
8.117
...
8.118
...
8.119
...
8.120
...
Удельный
объем пара, м3 /кг
Расчетная
формула: V = f ( P, t ) - уравнение 7.2
8.121
Свежий
пар за котлом по каждой линии
V пе j
8.2 ; 4.8
8.122
Пар
в тракте холодного промперегрева по каждой линии
V пп j
8.3 ; 4.13
8.123
Пар,
отбираемый из тракта промперегрева на СН по каждой линии
8.5 ; 4.21
8.124
Пар,
отбираемый из тракта холодного промперегрева на РУ СН
V РУСН
8.6 ; 4.24
8.125
Пар,
подаваемый на обдувку по каждой линии
V обд j
8.10 ; 4.54
8.126
Свежий
пар перед стопорными клапанами турбины (номинальное значение)
5.109 ; 5.108
8.127
Свежий
пар перед стопорными клапанами турбины
V 0
8.15 ; 4.81
8.128
Пар,
подаваемый на ПТН
V ПТН
8.22 ; 4.94
8.129
Пар
на деаэратор 7 кгс/см2
V д
8.27 ; 4.142
8.130
Пар
в отсасывающей линии из I камеры переднего концевого уплотнения ЦВД в линию
холодного промперегрева
8.29 ; 4.147
8.131
Пар
в отсасывающей линии из I камеры заднего концевого уплотнения ЦВД в
паропровод к ПНД № 5
8.30 ; 4.84
8.132
То
же из I камеры переднего концевого уплотнения ЦСД № 1
8.32 ; 4.86
8.133
Пар
отбора на ПВД № 8
V 8
8.34 ; 4.159
8.134
Пар
отбора на ПВД № 7
V 7
8.35 ; 4.84
8.135
Пар
из деаэратора или коллектора СН на концевые уплотнения всех цилиндров
V упл
8.33 ; 4.155
8.136
Пар,
подаваемый на мазутное хозяйство по каждой линии
V мх j
8.52 ; 4.272
8.137
Пар
из коллектора 13 кгс/см2 в коллектор 1,2 кгс/см2
V 13-1,2
8.54 ; 4.287
8.138
Пар
от котельной низкого давления в коллектор СН по каждой линии
V кнд j
8.55 ; 4.290
8.139
...
8.140
...
8.141
...
8.142
...
8.143
...
8.144
...
8.145
...
Действительный
расход, вычисляемый по перепаду, т/ч
Расчетная
формула
где
α - коэффициент расхода сужающего устройства; s - поправочный
множитель на расширение измеряемой среды.
Для
воды ε = 1.
Для
пара:
для диафрагмы
для сопла
m
- модуль сужающего устройства;
Kt - множитель,
учитывающий средний коэффициент линейного теплового расширения материала
сужающего устройства [ Kt = 1 + αt ( t - 20)];
d 20 - диаметр сужающего устройства, мм;
Δp -
перепад давлений в сужающем устройстве, кгс/см2 ;
V
- удельный объем измеряемой среды, м3 /кг
8.146
Питательная
вода за ПВД после байпаса по основному датчику
4.1 ; 8.91 ; 4.4 ; 5.1 ; 5.2 ; 5.3
8.147
То
же (дублирующее измерение)
4.2 ; 8.91 ; 4.4 ; 5.1 ; 5.2 ; 5.3
8.148
Свежий
пар за котлом по каждой линии
Д пе j
4.6 ; 8.121 ; 8.2 ;
4.8 ;
5.1 ;
5.2 ;
5.3 ;
5.4
8.149
Пар
в тракте холодного промперегрева по каждой линии
4.10 ; 8.122 ; 8.3 ;
4.13 ;
5.1 ;
5.2 ;
5.3 ;
5.4
8.150
То
же (дублирующее измерение)
4.11 ; 8.122 ; 8.3 ;
4.13 ;
5.1 ;
5.2 ;
5.3 ;
5.4
8.151
Сетевая
вода через ПСВ
4.112 ; 8.105 ; 4.114 ; 5.1 ; 5.2 ; 5.3
8.152
То
же (дублирующее измерение)
4.113 ; 8.105 ; 4.114 ; 5.1 ; 5.2 ; 5.3
8.153
Охлаждающая
вода конденсатора
Wj
4.124 ; 5.40 ; 4.122 ; 5.1 ; 5.2 ; 5.3
Пар
в отсасывающей линии из:
8.154
I
камеры переднего концевого уплотнения ЦВД в линию холодного промперегрева
4.145 ; 8.130 ; 4.147 ; 5.1 ; 5.2 ; 5.3
8.155
из
заднего концевого уплотнения ЦВД в паропровод к ПНД № 5
4.148 ; 8.131 ; 4.84 ; 5.1 ; 5.2 ; 5.3
8.156
из
II камеры переднего концевого уплотнения ЦВД
4.150 ; 8.130 ; 4.147 ; 5.1 ; 5.2 ; 5.3
8.157
Пар
в отсасывающей линии из I камеры переднего концевого уплотнения ЦСД № 1
4.152 ; 8.132 ; 4.86 ; 5.1 ; 5.2 ; 5.3
8.158
Пар
из деаэратора или коллектора СН на концевые уплотнения всех цилиндров
Д упл
4.154 ; 8.135 ; 4.156 ; 5.1 ; 5.2 ; 5.3
8.159
Пар
отбора на ПВД № 8
Д 8
4.157 ; 8.133 ; 4.159 ; 5.1 ; 5.2 ; 5.3
8.160
Пар
отбора на ПВД № 7
Д 7
4.160 ; 8.134 ; 4.163 ; 5.1 ; 5.2 ; 5.3
8.161
Сетевая
вода в подающей линии каждой тепломагистрали
4.251 ; 8.107 ; 4.253 ; 5.1 ; 5.2 ; 5.3
8.161A
То
же (дублирующее измерение)
4.252 ; 8.107 ; 4.253 ; 5.1 ; 5.2 ; 5.3
8.162
Сетевая
вода в обратной линии каждой тепломагистрали
4.254 ; 8.108 ; 4.256 ; 5.1 ; 5.2 ; 5.3
8.162A
То
же (дублирующее измерение)
4.255 ; 8.108 ; 4.256 ; 5.1 ; 5.2 ; 5.3
8.163
Сетевая
вода в подающей линии СН ТЭЦ
4.257 ; 8.109 ; 4.258 ; 5.1 ; 5.2 ; 5.3
8.164
Сетевая
вода в обратной линии СН ТЭЦ
4.259 ; 8.110 ; 4.260 ; 5.1 ; 5.2 ; 5.3
8.165
Циркуляционная
вода перед каждой градирней по каждой линии
W гр j
4.259 ; 5.41 ; 4.296 ; 5.1 ; 5.2 ; 5.3
Действительный
расход с поправкой на изменение удельного объема, т/ч
Расчетная
формула:
где
G и -
измеренный расход среды, т/ч;
V 0 - удельный объем среды при расчетных параметрах
измерительного сужающего устройства, м3 /кг (const);
V
- действительный удельный объем среды,
м3 /кг
8.166
Питательная
вода на впрыски
G впр
4.17 ; 5.5 ; 8.92
8.167
Пар,
отбираемый из тракта промперегрева на СН после расходомерного устройства по
каждой линии
4.19 ; 5.5 ; 8.123
8.168
Пар,
отбираемый из тракта холодного промперегрева на РУ СН
Д РУ
СН
4.22 ; 5.5 ; 8.124
8.169
Конденсат
калориферов
G кф
4.38 ; 5.5 ; 8.94
8.170
Пар,
подаваемый на обдувку поверхностей нагрева котла по каждой линии
Д обд j
4.52 ; 5.5 ; 8.125
8.171
...
8.172
Непрерывная
продувка
G пр
4.69 ; 5.5 ; 8.93
8.173
Пар,
подаваемый на ПТН
Д ПТН
4.92 ; 5.5 ; 8.128
8.174
Конденсат
после ПСВ № 2 в линию на обессоливание
4.100 ; 5.5 ; 8.96
8.175
То
же в линию основного конденсата
4.101 ; 5.5 ; 8.96
8.176
Конденсат
после ПСВ № 1 в линию на обессоливание
4.106 ; 5.5 ; 8.97
8.177
То
же в линию основного конденсата
4.107 ; 5.5 ; 8.97
8.178
Подпиточная
(или сетевая) вода на встроенный пучок конденсатора
G ВПК
4.126 ; 5.5 ; 8.98
8.179
Подпиточная
вода в магистрали сетевой воды энергоблока
4.129 ; 5.5 ; 8.99
8.180
Пар
на деаэратор 7 кгс/см2
Д д
4.140 ; 5.5 ; 8.129
8.181
Конденсат
на уплотнения питательных насосов
G к.упл
4.190 ; 5.5 ; 8.100
8.182
Конденсат
из уплотнений питательных насосов в конденсатор
G " к.упл
4.191 ; 5.5 ; 8.100
8.183
Конденсат
мазутных подогревателей, возвращаемый в тепловую схему данного энергоблока
4.202 ; 5.5 ; 8.103
8.184
Конденсат
размораживающего устройства, возвращаемый в тепловую схему данного
энергоблока
4.204 ; 5.5 ; 8.104
8.185
Сетевая
вода через каждый ПВК
4.241 ; 5.5 ; 8.106
8.186
Пар,
подаваемый на мазутное хозяйство по каждой линии
Д мх j
4.269 ; 5.5 ; 8.136
8.187
Конденсат
мазутохозяйства, возвращаемый в тепловую схему
G кмх
4.273 ; 5.5 ; 8.111
8.188
Пар
из коллектора 13 кгс/см2 в коллектор 1,2 кгс/см2
Д 13-1,2
4.285 ; 5.5 ; 8.137
8.189
Пар
от котельной низкого давления к коллектору СН по каждой линии
Д кнд j
4.288 ; 5.5 ; 8.138
8.190
Условный
объемный расход рециркулирующих газов, м3 /ч
R рец j
см. ниже
Расчетная
формула:
αрец
5.1
m
5.4
где
α рец -
константа
ΔP рец
4.68
Р бар
4.299
S' вп j
4.57
5.2
υ ' вп
4.49
f рец
5.60
8.191
Пар,
подаваемый на размораживающее устройство по каждой линии
Д рм j
4.304 ; 5.5 ; 8.136
8.192
Конденсат
от размораживающего устройства, возвращаемый в тепловую схему
G крм
4.304 ; 5.5 ; 8.136 ; 4.306 ;
5.5 ;
8.104
8.193
Действительный
расход мазута, т/ч:
Расчетная
формула:
При
принять
G м = 0; А
- номинальная производительность двух горелок (форсунок), т/ч; β = 0,6
кг/(м3 ∙ °С)
8 .193.1
на
котел по каждой линии
G м j
8.243 ; 4.30 ; 6.6 ; 4.29 ; 5.61
8 .193.2
на
каждый ПВК по каждой линии
4.244 ; 4.246 ; 6.6 ; 4.245 ; 5.61
8 .193.3
после
мазутонасосной по каждой линии
8.245 ; 8.246 ; 6.6 ; 4.267 ; 5.61
8 .193.4
на
котельную низкого давления
4.291 ; 4.292 ; 6.6 ; 4.267 ; 5.61
8.194
Действительный
расход газа, тыс.м3 /ч:
Расчетная
формула:
8.194.1
на
котел
G г
8.244 ; 8.7 ; 5.65 ; 5.64 ; 4.35
8.194.2
на
каждый ПВК
4.247 ; 8.51 ; 5.65 ; 5.64 ; 4.35
8.194.3
на
вводе ТЭЦ
G г.в
8.247 ; 4.277 ; 5.65 ; 5.64 ; 4.278
8.194.4
на
котельную низкого давления
4.293 ; 4.294 ; 5.65 ; 5.64 ; 4.278
8.195
...
Суммарное
значение параметра
Расчетная
формула
где
j -
номер одноименного параметра (линий, потока);
m
- число одноименных параметров (линий,
потоков);
B j - значение j -го
параметра (по j -й линии, потоку)
Расход,
т/ч
8.196
Свежий
пар за котлом
Д пе
8.148
8.197
Пар
в тракте холодного промперегрева по основным датчикам
8.149
8.198
То
же по дублирующим датчикам
8.150
8.199
Пар,
отбираемый из тракта промперегрева на СН после расходомерного устройства
8.167
8.200
Пар,
подаваемый на обдувку
Д обд
8.170
8.201
...
8.202
Конденсат
после ПСВ № 2
G пс2
8.174 ; 8.175
8.203
Конденсат
после ПСВ № 1
G пс1
8.176 ; 8.177
8.204
Пар,
подаваемый на мазутное хозяйство
Д мх
8.186
8.204а
Пар,
подаваемый на размораживающее устройство
Д рм
8.191
8.205
Пар
от котельной низкого давления к коллектору СН
Д кнд
8.189
8.206
Условный
объемный расход рециркулирующих газов
R рец
8.190
8.207
Охлаждающая
вода конденсатора
W
8.153
8.208
Циркуляционная
вода перед каждой градирней
W г
8.165
8.209
Конденсат
ПСВ на обессоливание
8.176 ; 8.174
8.210
Химически
обессоленная вода в конденсатор
4.135 ; 4.136
Мощность,
кВт
8.211
Резервный
ввод питания на секции 6 кВ СН данного энергоблока
N тр.рез
4.216
8.212
Дымососы
N д
4.217
8.213
Дымососы
рециркуляции
N др
4.218
8.214
Дутьевые
вентиляторы
N дв
4.219
8.215
Бустерные
насосы
N бн
4.221
8.216
Конденсатные
насосы I ступени
4.222
8.217
Конденсатные
насосы II ступени
4.223
8.218
Конденсатные
насосы I и II ступеней
N кн
8.216 ; 8.217
8.219
Сетевые
насосы I и II ступеней
N сет
4.224 ; 4.225
8.220
Конденсатные
насосы ПСВ № 1
N пс1
4.226
8.221
Конденсатные
насосы ПСВ № 1 и ПСВ № 2
N кнб
4.227 ; 8.220 ; 4.228
8.222
Вентиляторы
горячего дутья
N вгд
4.229
8.223
Мельницы
N м
4.230
8.224
Вентиляторы
пылеприготовительной установки
N мв
4.231
8.225
Насосы
рециркуляции среды в котле
N нрс
4.232
8.226
Насосы
рециркуляции для водогрейных котлов
N рец
4.308
8.227
Насосы
перекачки сетевой воды
N пер
4.309
8.228
Насосы
подпиточные (летние и зимние)
N подп
4.310 ; 4.311
8.229
Трансформаторы
СН:
водогрейной
котельной
4.312
8.230
мазутного
хозяйства
4.313
8.231
ВПУ
4.314
8.232
топливоподачи
4.315
8.233
котельной
низкого давления
4.316
8.234
Трансформаторы
насосной станции подпитки
4.317
8.235
Циркуляционные
насосы
N цн
4.318
8.236
Насосы
сырой воды питания котлов
N нсв
4.320
8.237
Багерные
насосы
N бг.н
4.321
8.238
...
8.239
...
8.240
...
Среднеарифметическое
значение параметра по дублируемым измерениям
Расчетная
формула:
где
Bo - значение параметра, измеренного основными
датчиками;
B д - то же дублирующими датчиками
Расход, т/ч
8.241
Питательная
вода за ПВД
G пв
8.146 ; 8.147
8.242
Пар
в тракте холодного промперегрева
Д пп
8.197 ; 8.198
8.243
Мазут,
подаваемый на котел по каждому потоку
4.25 ; 4.26
8.244
Природный
газ, подаваемый на котел
4.31 ; 4.32
8.245
Мазут
после мазутонасосной по каждой линии
4.265 ; 4.266
8.246
То
же в линии рециркуляции
4.268 ; 4.269
8.247
Природный
газ на вводе ТЭЦ
G г.в
4.275 ; 4.276
8.248
Сетевая
вода через ПСВ
G св
8.151 ; 8.152
8.249
Сетевая
вода в подающей линии каждой тепломагистрали
G под j
8.161 ; 8.161 A
8.250
Сетевая
вода в обратной линии каждой тепломагистрали
G обр j
8.162 ; 8.162 A
Температура, °С
8.251
Свежий
пар за котлом по каждой линии
t пе j
4.8 ; 4.9
8.252
Пар
в тракте горячего промперегрева за котлом по каждой линии
t " пг j
4.15 ; 4.16
8.253
...
8.254
...
Мощность, кВт
8.255
Активная
мощность генератора
N ген
4.211 ; 4.212
Среднеарифметическое
значение параметра по потокам (линиям)
Расчетная
формула:
где
j - номер линии (потока);
m - число
линий (потоков);
A j - значение параметра по j -й линии
(потоку)
Давление,
кгс/см2
8.256
Свежий
пар за котлом
P пе
8.2
8.257
Пар
в тракте холодного промперегрева перед котлом
P ' пп
8.3
8.258
Пар
в тракте горячего промперегрева за котлом
P " пп
8.4
8.259
Свежий
пар перед стопорными клапанами ЦВД
P 0
8.15
8.260
Пар
перед отсечными клапанами ЦСД № 1
P ' ЦСД1
8.18
8.261
Пар
за ЦВД
P " ЦВД
8.17
8.262
Пар,
отбираемый из тракта промперегрева на СН
8.5
8.263
Пар,
подаваемый на обдувку
P обд
8.10
8.264
Пар
за ЦСД № 1
P " ЦСД1
8.20
8.265
Пар
перед ЦСД № 2
P ' ЦСД2
8.21
8.266
Пар
на ПСВ № 2 в камере отбора
P 3
8.24
8.267
Пар
на входе в ПСВ № 2
P пс2
8.25
8.268
Пар
на ПСВ № 1 в камере отбора
P 2
8.26
8.269
Пар
в конденсаторе
P к
4.120
8.270
Пар,
подаваемый на мазутное хозяйство
P мх
8.52
8.271
Пар
от котельной низкого давления к коллектору СН
P кнд
8.55
Разрежение
газов:
8.272
перед
дымососами
S ' д
4.55
8.273
за
дымососами
S " д
4.56
Разрежение
газов:
8.274
перед
воздухоподогревателями
S ' вп
4.57
8.275
за
воздухоподогревателями
S " вп
4.58
Давление
воздуха:
8.276
перед
вентиляторами
H ' в
4.61
8.277
за
вентиляторами
H " в
4.62
8.278
перед
воздухоподогревателями
H ' вп
4.63
8.279
за
воздухоподогревателями
H " вп
4.64
8.280
Пар,
подаваемый на размораживающие устройства
Р рм
8.57
8.281
Разрежение
газов за пароперегревателем
S " пп
4.60
8.282
...
8.283
...
8.284
...
8.285
...
Температура,
°С
8.286
Свежий
пар за котлом
t пе
8.251
8.287
Пар
в тракте горячего промперегрева за котлом
t " пп
8.252
8.288
Пар
в тракте холодного промперегрева перед котлом
t ' пп
4.13
8.289
Свежий
пар перед стопорными клапанами ЦВД
t 0
4.81
8.290
Пар
за ЦВД
t " ЦВД
4.84
8.291
Пар
перед отсечными клапанами ЦСД № 1
t ' ЦСД
4.86
8.292
Пар,
отбираемый из тракта промперегрева на СН
4.21
8.293
Мазут,
поступающий на котел
t м
4.29
8.294
Холодный
воздух перед дутьевым вентилятором до врезки линии рециркуляции
t хв
4.43
Воздух:
8.295
перед
калориферами
t ' кф
4.44
8.296
перед
воздухоподогревателем
t ' вп
4.45
8.297
за
воздухоподогревателем
t гв
4.46
8.297а
Уходящие
газы:
за
дымососом
υ" д
4.48
8.298
за
воздухоподогревателем
υух
4.47
8.298а
перед
воздухоподогревателем
υ' вп
4.49
8.299
Пар,
подаваемый на обдувку
t обд
4.54
8.300
Вода
за экономайзером
t " вэ
4.66
Пар:
8.301
перед
выходной ступенью пароперегревателя
t ' кпп
4.67
8.302
за
ЦСД № 1
t " ЦСД1
4.89
8.303
перед
ЦСД № 2
t ' ЦСД2
4.91
8.304
на
ПСВ № 2
t 3
4.99
8.305
на
ПСВ № 1
t 2
4.105
Сетевая
вода:
8.306
на
входе в ПСВ № 1
t ' пс1
4.114
8.307
на
выходе из ПСВ № 1
t " пс1
4.115
8.308
на
выходе из ПСВ № 2
t " пс2
4.116
8.309
за
обводом ПСВ № 2
4.117
8.310
за
обводом ПСВ
t " пс
4.118
8.311
Пар
в конденсаторе
t к
4.121
8.312
Охлаждающая
вода на выходе из конденсатора
t гв
4.123
8.313
Пар,
подаваемый на мазутное хозяйство
t мх
4.272
8.314
Пар
от котельной низкого давления к коллектору СН
t кнд
4.290
8.315
Вода
перед каждой градирней
t ' гр
4.296
8.316
Вода
после каждой градирни
t " гр
4.297
8.317
Пар,
подаваемый на размораживающие устройства
t рм
4.305
8.318
Температура
насыщения пара в ПСВ № 2
tS пс2
8.61
8.319
Температура
насыщения пара в конденсаторе
tS к
8.63
8.320
Температура
насыщения пара в отборе на ПСВ № 1
tS 2
8.62
Энтальпия,
ккал/кг
8.321
...
8.322
Конденсат
пара отбора на ПСВ № 2
iS 3
8.77
8.323
Конденсат
пара отбора на ПСВ № 1
iS 2
8.76
8.324
...
Энтальпия
воды и пара
Энтальпия
воды, ккал/кг
Расчетная
формула:
i = f ( P , t ) - уравнение 7.13
8.325
Питательная
вода на входе в котел
i ' пв
8.1 ; 4.5
8.326
Питательная
вода за ПВД после байпаса
i пв
8.1 ; 4.4
8.327
Питательная
вода на впрыски
i впр
5.57 ; 4.18
Сетевая
вода:
8.328
на
входе в ПСВ № 1
i ' пс1
5.171 ; 8.306
8.329
на
выходе из ПСВ № 1
i " пс1
5.171 ; 8.307
8.330
на
выходе из ПСВ № 2
i " пс2
5.171 ; 8.308
8.331
за
обводом ПСВ № 2
5.171 ; 8.309
8.332
за
обводом ПСВ
i " пс
5.171 ; 8.310
8.333
на
входе в каждый ПВК
i ' ПВК j
5.284 ; 4.242
8.334
на
выходе из каждого ПВК
i " ПВК j
5.284 ; 4.243
8.335
в
подающей линии каждой тепломагистрали
i под j
5.284 ; 4.253
8.336
в
обратной линии каждой тепломагистрали
i обр j
5.171 ; 4.256
8.337
в
подающей магистрали СН ТЭЦ
5.284 ; 4.258
8.338
в
обратной магистрали СН ТЭЦ
5.171 ; 4.260
8.339
Конденсат
от мазутного хозяйства
i кмх
8.52 ; 4.202
8.340
Конденсат
от размораживающего устройства
i крм
8.52 ; 4.205
Питательная
вода:
8.341
после
деаэратора 7 кгс/см2
i " д
8.42 ; 4.194
8.342
после
ПВД № 6
i " 6
8.42 ; 4.174
8.343
после
ПВД № 7
i " 7
8.42 ; 4.173
8.344
после
ПВД № 8
i " 8
8.42 ; 4.171
8.345
...
Конденсат
греющего пара:
8.346
ПВД
№ 8
i др8
4.158 ; 4.175
8.347
ПВД
№ 7
i др7
4.161 ; 4.176
8.348
ПВД
№ 6
i др6
4.162 ; 4.177
Питательная
вода:
8.349
за
бустерными насосами
i ' пн
4.193 ; 4.194
8.350
за
питательными насосами
i " пн
4.195 ; 4.196
8.351
Конденсат:
8.351
из
уплотнений питательных насосов в конденсатор
i " купл
5.188 ; 4.192
8.352
ПСВ
№ 1
i дрпс1
8.268 ; 4.108
8.353
ПСВ
№ 2
i дрпс2
8.266 ; 4.102
8.354
калориферов
i ккф
8.355
Продувочная
вода котла
i пр
4.70 ; 4.71
Энтальпия
пара, ккал/кг
Расчетная формула:
i = f ( P , t ) - уравнение 7.1
Пар:
8.356
свежий
за котлом
i пе
8.256 ; 8.286
8.357
в
тракте горячего промперегрева за котлом
i " пп
8.258 ; 8.287
8.358
в
тракте холодного промперегрева перед котлом
i ' пп
8.257 ; 8.288
8.359
отбираемый
из тракта промперегрева на СН
8.262 ; 8.292
8.360
отбираемый
из тракта холодного промперегрева на РУ СН
i РУСН
8.6 ; 4.24
8.361
перед
калориферами
i кф
8.8 ; 4.37
8.362
подаваемый
на мазутные форсунки
i ф
8.9 ; 4.51
8.363
подаваемый
на обдувку
i обд
8.10 ; 8.299
8.364
перед
выходной (конвективной) ступенью пароперегревателя
i ' кпп
8.256 ; 8.301
8.365
свежий
перед стопорными клапанами ЦВД
i 0
8.259 ; 8.289
8.366
за
ЦВД
i " ЦВД
8.261 ; 8.290
8.367
перед
отсечными клапанами ЦСД № 1
i ' ЦСД1
8.260 ; 8.291
8.368
за
ЦСД № 1
i " ЦСД1
8.264 ; 8.302
8.369
перед
ЦСД № 2
i " ЦСД2
8.265 ; 8.303
8.370
подаваемый
на ПТН
i ' ПТН
8.22 ; 4.94
8.371
на
выхлопе ПТН
i " ПТН
8.23 ; 4.96
8.372
на
ПСВ № 2 в камере отбора
i 3
8.266 ; 8.304
8.373
на
ПСВ № 1 в камере отбора
i 2
8.268 ; 8.305
8.374
на
деаэратор 7 кгс/см2
i д
8.27 ; 4.142
Пар
отбора на:
8.375
ПВД № 8
i 8
8.34 ; 4.159
8.376
ПВД № 7
i 7
8.35 ; 8.290
8.377
ПВД № 6
i 6
8.36 ; 4.163
8.378
деаэратор
i д7
8.37 ; 4.165
8.379
ПНД
№ 5
i 5
8.38 ; 4.167
8.380
ПНД № 4
i 4
8.39 ; 4.169
Пар:
8.381
подаваемый
на мазутное хозяйство
i мх
8.270 ; 8.313
8.382
из
коллектора 13 кгс/см2 в коллектор 1,2 кгс/см2
i 13-1,2
8.54 ; 4.287
8.383
от
котельной низкого давления к коллектору СН
i кнд
8.271 ; 8.314
8.384
подаваемый
на размораживающие устройства
i рм
8.280 ; 8.317
8.385
...
8.386
...
8.387
...
8.388
...
8.389
...
8.390
...
Расчетная
формула:
i = f ( P , S ) - уравнение 7.4
Пар
на:
8.391
выходе
из ЦВД
8.261 ; 8.396
* При определении
параметра 8.391 по уравнению 7.4 следует найти TS = f ( P " ЦВД ), S" = f ( TS ), S' ЦВД (8.396 )
и сравнить S" и S ' ЦВД
Если
S' ЦВД < S " , в расчет принимать только первые два члена
уравнения 7.4
8.392
выходе
из ЦСД № 1
8.264 ; 8.397
8.393
выходе
из отбора на ПСВ № 2
8.266 ; 8.397
8.394
выхлопе
ПТН
8.23 ; 8.398
8.395
...
Энтропия
пара, ккал/(кг ∙ К)
Расчетная
формула:
S = f ( P , t ) - уравнение 7.3
Пар
на входе в:
8.396
ЦВД
S ' ЦВД
8.259 ; 8.289
8.397
ЦСД
№ 1
S ' ЦСД1
8.260 ; 8.291
8.398
ПТН
S ' ПТН
8.22 ; 4.94
Энтальпия
насыщенного пара, ккал/кг
Расчетная
формула:
i" = f ( tS ),
где
tS = f ( PS ) - уравнения 7.6 ; 7.8
Пар
в:
8.401
отборе
на ПНД № 1
i " S 1
4.170
8.402
отборе
на ПНД № 2
i " S 2
8.268
8.403
отборе
на ПНД № 3
i " S 3
8.267
8.404
отборе
на ПНД № 4
i " S 4
4.163
8.405
отборе
на ПНД № 5
i"S 5
4.166
8.406
деаэраторе
i " S д
4.143
8.407
отборе
на ПВД № 6
i " S 6
4.162
8.408
отборе
на ПВД № 7
i " S 7
4.161
8.409
отборе
на ПВД № 8
i " S 8
4.158
Таблица
9
Номер показателя
Наименование показателя
Обозначение
Размерность
Формула вычисления
Контрольное значение
Исходная информация
Примечание
9.1
...
9.2
Действительный
расход мазута на котел
G м
т/ч
G м j - 8.193.1
m
- число потоков
9.3
...
9 .4
Содержание
кислорода за котлом по каждому потоку
O 2j
%
Sj O 2j
Sj - 6.8 ;
O 2 j - 4.40
9 .5
Содержание
кислорода в уходящих газах за воздухоподогревателем по каждому потоку
O 2 yxj
%
S ' j O 2 yxj
S' j - 6.9 ;
O 2 yxj - 4.41
9.6
Содержание
кислорода за котлом (среднее)
O 2
%
O 2 j - 9.4
9.7
Содержание
кислорода в уходящих газах за воздухоподогревателем (среднее)
O 2yx
%
O 2 yxj - 9.5
9.8
Температура
уходящих газов за воздухоподогревателем
υyx
°С
Syxj - 6.10 ;
υyxj - 4.47
9.9
Потери
тепла от химической неполноты сгорания
q' 3
%
q 3 j - см. п. 6.26
9.10
Прочие
неучтенные расходы тепла на СН котельной установки
Гкал/ч
Определяется
в зависимости от конкретного схемного решения
9.11
Прочие
неучтенные расходы тепла на СН турбоагрегата
Гкал/ч
То же
9.12
Мощность
турбоагрегата
N т
кВт
N ген - N рез.в
N ген - 8.255 ;
N рез.в - 4.214
9.13
Расчетный
расход питательной воды за ПВД
т/ч
α0
- 5.351 ;
Р р.ст - 8.16
9.14
Расчетный
расход пара в тракте холодного промперегрева
т/ч
в - 5.418 ;
Р' 1ЦСД1 - 8.19 ;
- 8.167
9.15
Расчетная
температура уходящих газов за воздухоподогревателем
°С
Принимается по п. 26.100
из предыдущего интервала расчета
При
включении программы показатель 9.15 не рассчитывается и операция контроля
достоверности № 32 в табл. 10 не производится
9.16
Температура
газа перед воздухоподогревателем
υ' вп
°С
Kv , j - 6.23 ;
υ ' вп j - 4.49
9.17
Температура
воздуха перед воздухоподогревателем (за калорифером)
t' вп
°С
K' т j - 6.24 ;
t' вп,γ
- 4.45
9.18
Температура
горячего воздуха
t гв
°С
K" т j - 6.25 ;
t гвγ - 4.46
9.19
Расчетный
расход сетевой воды через ПСВ
т/ч
G пс 1 - 8.203 ;
i" пс 1 - 8.329 ;
i' пс1 - 8.328 ;
i др
пс1 - 8.352
9.20
...
9.21
Количество
энергоблоков, находящихся в работе
n
K 55 - 2.55
r
- количество энергоблоков на
электростанции
9.22
Количество
включенных эжекторов энергоблока (основных)
n эж
K 55 j - 2.49
n
- количество эжекторов энергоблока
(основных)
9.23
Расход
пара на основные эжекторы энергоблока
Д эж
n эж - 9.22 ;
- 5.269
9.24
...
9.25
Действительный
расход мазута на каждый ПВК
т/ч
- 8.193.2
9.26
...
9.27
...
9.28
Действительный
расход мазута после мазутонасосной
т/ч
- 8.193.3
9.29
...
9.30
...
9.31
...
9.32
Расход
тепла на отопление ТЭЦ (очереди)
Гкал
- 8.163 ;
- 8.337 ;
- 4.264 ;
- 8.164 ;
- 8.338 ;
τ 0 - 25.2
9.33
Расход
тепла на мазутное хозяйство
Q мх
Гкал
Д мх - 8.204 ;
i мх - 8.381 ;
i исх - 4.281 ;
G кмх - 8.187 ;
i кмх - 8.339 ;
τ 0 - 6.44
9.34
Удельный
расход тепла на подготовку 1 т мазута
q мх
Гкал/т
Q мх - 9.33 ;
- 9.28
9.35
Удельный
расход электроэнергии на подготовку 1 т мазута
Э мх
кВт ∙ ч/т
- 8.230 ;
τ 0 - 6.44 ;
- 9.28
9.36
Расход
тепла на размораживающее устройство
Q рм
Гкал
Д рм - 8.204а ;
i рм - 8.384 ;
i исх - 4.281 ;
G крм - 8.192 ;
i крм - 8.340 ;
τ 0 - 6.44
9.37
Удельный
расход тепла на подготовку1 т твердого топлива
q тт
Гкал/т
Q рм - 9.36 ;
n
- 9.21 ;
В т(н) -
25.41
Значение
B т(н) из
предыдущего интервала расчета.
При
включении программы принять расчетное значение
9.38
Удельный
расход электроэнергии на подготовку 1 т твердого топлива для подачи в котел
Э тт
кВт ∙ ч/т
- 8.232 ;
τ 0 - 6.44 ;
n
- 9.21 ;
В т(н) -
25.41
9.39
Удельный
расход электроэнергии на подготовку 1 т химически обессоленной воды для
восполнения потерь в цикле ТЭЦ
кВт ∙ ч/т
- 8.231 ;
N нсв - 8.236 ;
- 5.419 ;
τ 0 - 6.44 ;
- 8.210 ;
n
- 9.21
9.40
Удельный
расход электроэнергии на подготовку 1 т подпиточной воды
Э подп
кВт ∙ ч/т
- 8.231 ;
N нсв - 8.236 ;
- 5.419 ;
N подп - 8.228 ;
τ 0 - 6.44 ;
n
- 9.21 ;
- 8.179
9.41
Мощность
электрических СН ТЭЦ
кВт
N тр.раб - 4.215 ;
N тр.рез - 8.211 ;
N р.в - 4.214 ;
r
- см. примечание
9.42
Мощность
механизмов электрических СН ТЭЦ, оснащенных индивидуальными датчиками
кВт
N д - 8.212 ;
N др - 8.213 ;
N дв - 8.214 ;
N бн - 8.215 ;
N ПЭН - 4.220 ;
N кн - 8.218 ;
N сет - 8.219 ;
N кнб - 8.221 ;
N вгд - 8.222 ;
N м - 8.223 ;
N мв - 8.224 ;
N нрс - 8.225 ;
- 8.230 ;
- 8.231 ;
- 8.229 ;
- 8.232 ;
- 8.233 ;
- 8.234 ;
N цн - 8.235 ;
N подп - 8.228 ;
N пер - 8.227 ;
N рец - 8.226 ;
N нсв - 8.236 ;
N бг.н - 8.237
9.43
Мощность
механизмов электрических СН ТЭЦ, не оснащенных индивидуальными датчиками
Δ N ос
кВт
- 9.41 ;
- 9.42
9.44
Мощность
общестанционных СН, относимая к данному энергоблоков
кВт
Δ N ос - 9.43 ;
n
- 9.21
9.45
Средняя
температура обратной сетевой воды, поступающей на ТЭЦ
t ос
°С
K 94 - 2.94 ;
G обрj - 8.161 ;
t обрj - 4.256
Z
- число тепломагистралей от ТЭЦ к
потребителям
9.46
Давление
пара в теплофикационном отборе для вывода в форму № 3-тех
P т
кгс/см2
При
K 58 = 1 P т = P 3 ;
при
K 59 = 1 P т = P 2 ;
при
K 60 = 1 P т на средства отображения
информации не выводится
K 58 - 2.58 ;
P 3 - 8.266 ;
K 59 - 2.59 ;
P 2 - 8.268 ;
K 60 - 2.60
9.47
Количество
ПВК, находящихся в работе
l
K 89 - 2.89
q
- количество ПВК на ТЭЦ
9.48
Расход
условного топлива на котельную низкого давления
B кнд
т
- 8.194.4 ;
τ 0 - 6.44 ;
- 8.193.4 ;
- 6.1
9.49
Суммарный
расход подпиточной воды на ТЭЦ
G подп
т/ч
n
- 9.21 ;
- 8.179
9.50
Потери
тепла ПВК
Гкал
- 5.421 ;
t нв - 4.298 ;
t нв.р - 5.422
9.51
Коэффициент
отнесения затрат топлива, тепла и электроэнергии на ПВК к данному энергоблоку
l ПВК
- 22.66;
q
- 9.47
9.52
Суммарная
теплопроизводительность ПВК
Гкал/ч
l
- 9.47 ;
- 22.66;
i" ПВК - 22.129;
i' ПВК -
22.130
9.53
Суммарный
расход условного топлива на ПВК
т у.т
- 9.25 ;
q
- 9.47 ;
- 6.1 ;
- 9.26 ;
- 6.2
9.54
Удельный
расход электроэнергии на подачу 1 м3 охлаждающей воды
конденсаторов
Э цн
кВт ∙ ч/м3
N цн - 8.235 ;
- 8.234 ;
n
- 9.21 ;
W
- 8.207
Таблица
10
Номер операции контроля
Наименование параметра
Обозначение
Номер параметра
Адрес ввода параметра в ИВК
Компоненты контроля
Обозначение и допустимое значение отклонения Δ
Примечание
А
Б
В
Г
Энергоблок
Контроль достоверности входных взаимосвязанных
параметров на первичном интервале обработки информации
10.1
Температура
свежего пара за котлом до пускового впрыска по линии j
t пе j
4.8
4.8
4.9
4,81 + δ1
Δ1
δ1
- разность между температурами свежего пара за котлом и перед турбиной
Данная
операция контроля выполняется отдельно по каждой линии
То
же за пусковым впрыском по линии j
4.9
Если
разность значений крайних членов вариационного ряда равна или превышает
допустимую разность Δ, то за достоверное принимается значение среднего
параметра из вариационного ряда
Температура
свежего пара перед стопорным клапаном ЦВД по линии j
t 0 j
4.81
10.2
Давление
свежего пара за котлом:
по
линии А
4.7 А
4.7 А
4.7 Б
4,80А + δ2
4,80Б + δ2
Δ2
δ2
- средняя разность между давлениями свежего пара за котлом и перед турбиной
по
линии Б
4.7 Б
Если
разность значений крайних членов вариационного ряда равна допустимой разности
Δ или превышает ее, то за достоверное принимается среднее значение из
двух средних параметров вариационного ряда
Давление
свежего пара перед стопорным клапаном ЦВД:
по
линии А
4.80 А
по
линии Б
4.80 Б
10.3
Температура
пара за ЦВД:
по
линии А
4.84 А
4.84 А
4.84 Б
4,13А + δ3
4,13Б + δ3
Δ3
δ3
- разность между температурами пара в тракте холодного промперегрева за ЦВД и
перед сужающим устройством
по
линии Б
4.84 Б
См. п. 10.2
Температура
пара в тракте холодного промперегрева перед сужающим устройством:
по
линии А
4.13 А
по
линии Б
4.13 Б
10.4
Давление
пара за ПВД:
по
линии А
4.83 А
4.83 А
4.83 Б
4.12 А
4.12 Б
Δ4
по
линии Б
4.83 Б
См. п. 10.2
Давление
пара в тракте холодного промперегрева перед сужающим устройством:
по
линии А
4.12 A
по
линии Б
4.12 Б
10.5
Температура
пара в тракте горячего промперегрева за котлом:
4.15
4.16
4,86 + δ4
Δ5
δ4
- разность между температурами в тракте пара горячего промперегрева за котлом
и перед турбиной
до
пускового впрыска по линии j
4.15
за
пусковым впрыском по линии j
4.16
См. п. 10.1
Данная
операция контроля выполняется отдельно по каждой линии
Температура
пара перед отсечным клапаном ЦСД по линии j
t ' ЦВД1 j
4.86
10.6
Давление
пара в тракте горячего промперегрева за котлом:
4.14 A
4.14 Б
4.85 А
4.85 Б
Δ6
по
линии А
4.14 A
См.
п. 10.2
по
линии Б
4.14 Б
Давление
пара перед отсечным клапаном ЦСД:
по
линии А
4.85 А
по
линии Б
4.85 Б
10.7
Температура
питательной воды за ПВД после байпаса перед сужающим устройством
t пв
4.4
4.4
4,5 + δ5
Δ7
δ5
- разность между температурами питательной воды за ПВД и на входе в котел
Температура
питательной воды на входе в котел до РПК
t ' пв
4.5
При
невыполнении неравенства (А - Б) ≤ Δ7 каждый из
параметров 4.4 и 4.5 сравнивается с параметром за предыдущий первичный
интервал. В качестве достоверного принимается тот из них, значение которого
ближе к значению параметра
10.8
Перепад
давлений на расходомерном устройстве питательной воды за ПВД
4.1
4.1
4.2
Δ8
При
невыполнении неравенства (А - Б) ≤ Δ8 замена
недостоверной информации не производится (см. операцию контроля 10.30 )
То
же (дублирующий датчик)
4.2
10.9
Перепад
давлений на расходомерном устройстве в паропроводе холодного промперегрева по
линии j
4.10
4.10
4.11
Δ9
Данная
операция контроля выполняется отдельно по каждой линии
То
же (дублирующий датчик)
4.11
При
невыполнении неравенства (А - Б) ≤ Δ9 замена
недостоверной информации не производится (см. операцию контроля 10.31 )
10.10
Активная
мощность генератора
4.211
4.211
4.212
Δ10
То
же (дублирующее измерение)
4.212
Замена
недостоверной информации не производится. При достижении первого уровня
расхождения (А - Б) > Δ10 подается только сигнал, а расчет
продолжается.
При
достижении второго уровня расхождения (А - Б) > Δ10.1
расчет прекращается и подается сигнал о необходимости вмешаться оператору ИВК
Δ10.1
10.11
Измеренный
расход природного газа на котел
4.31
4.31
4.32
Δ11
То
же (дублирующее измерение)
4.32
При
невыполнении неравенства (А - Б) ≤ Δ11 замена
недостоверной информации не производится
10.12
Измеренный
расход мазута на котел по потоку j
4.25
4.25
4.26
Δ12
Данная
операция контроля выполняется отдельно по каждому потоку
То
же (дублирующее измерение)
4.26
При
невыполнении неравенства (А - Б) ≤ Δ12 замена
недостоверной информации не производится
10.13
Перепад
давлений на расходомерном устройстве сетевой воды через ПСВ по основному
датчику
4.112
4.112
4.113
Δ13
То
же по дублирующему датчику
4.113
При
невыполнении неравенства (А - Б) ≤ Δ13 замена
недостоверной информации не производится (см.операцию контроля 10.35 )
10.14
Температура
холодного воздуха перед дутьевым вентилятором:
4.43 А
4.43 Б
Δ14
А
4.43 A
При
невыполнении неравенства (А - Б) ≤ Δ15 каждый из
параметров 4.43 A и 4.43 Б сравнивается с параметром 22.205 за предыдущий
первичный интервал. В качестве достоверного принимается тот из них, значение
которого ближе к значению параметра 22.205
Б
4.43 Б
10.15
Абсолютное
давление пара в конденсаторе турбины в секции:
4.120 A
4.120 Б
Δ 15
А
4.120 A
При
последовательном включении секций по циркуляционной воде и установке двух
датчиков Р 2 в каждой секции данная операция контроля
выполняется отдельно по каждой секции. При невыполнении неравенства (А - Б) ≤
Δ16 каждый из параметров 4.120 А и 4.120 Б
сравнивается с параметром 22.270 за предыдущий первичный интервал. В качестве
достоверного принимается тот из них, значение которого ближе к значению
параметра 22.270
Б
4.120 Б
10.16
Абсолютное
давление пара в отборе на ПСВ № 2 в линии:
4.97 А
4.97 Б
4.97 В
Δ16
А
4.97 А
Б
4.97 Б
См. п. 10.1
В
4.97 В
10.17
Абсолютное
давление пара на входе в подогреватель ПСВ № 2 в линии:
4.98 А
4.98 Б
4.98 В
Δ17
А
4.98 А
См. п. 10.1
Б
4.98 Б
В
4.98 В
10.18
Абсолютное
давление пара в отборе на ПСВ № 1 в линии:
4.104 A
4.104 Б
4.104 B
Δ18
А
4.104 A
Б
4.104 Б
См. п. 10.1
В
4.104 B
10.19
Температура
пара в камере отбора на ПСВ № 2 в линии:
4.99 А
4.99 Б
4.99 В
Δ19
А
4.99 А
См. п. 10.1
Б
4.99 Б
В
4.99 В
10.20
Температура
пара в камере отбора на ПСВ № 1 в линии:
4.105 A
4.105 Б
4.105 В
Δ20
А
4.105 A
См.
п. 10.1
Б
4.105 Б
В
4.105 B
10.21
Температура
сетевой воды на входе в ПСВ № 1:
4.114 А
4.114 Б
4.114 В
Δ21
датчик
А
4.114 А
См. п. 10.1
датчик
Б
4.114 Б
датчик
В
4.114 B
10.22
Температура
сетевой воды после ПСВ-1:
4.115 А
4.115 Б
4.115 В
Δ22
датчик
А
4.115 А
См. п. 10.1
датчик
Б
4.115 Б
датчик
В
4.115 В
10.23
Температура
сетевой воды после ПСВ-2:
4.116 А
4.116 Б
4.116 В
Δ23
датчик
А
4.116 А
См. п. 10.1
датчик
Б
4.116 Б
датчик
В
4.116 В
10.24
Температура
сетевой воды после обвода ПСВ № 2:
4.117 А
4.117 Б
4.117 В
Δ24
датчик
А
4.117 A
См.
п. 10.1
датчик
Б
4.117 Б
датчик
В
4.117 В
10.25
Температура
сетевой воды после общего обвода ПСВ:
4.118 A
4.118 Б
4.118 В
Δ25
датчик
А
4.118 А
датчик
Б
4.118 Б
См. п. 10.1
датчик
В
4.118 В
10.26
Температура
охлаждающей воды на выходе из конденсатора по линии j
4.123 A
4.123 Б
4.123 В
Δ26
датчик
А
4.123 A
См.
п. 10.1
Данная
операция контроля выполняется отдельно по каждой линии
датчик
Б
4.123 Б
датчик
В
3.123B
10.27 ÷ 10.29
...
Контроль достоверности входных взаимосвязанных
параметров на оперативном интервале обработки информации
10.30
Расход
питательной воды на ПВД:
8.146
8.147
Δ30
по
основному датчику
8.146
При
невыполнении неравенства (А - Б) ≤ Δ30 каждый из
параметров 8.146 и 8.147 сравнивается с параметром 9.13.В качестве
достоверного принимается тот из них, значение которого ближе к значению
параметра 9.13
по
дублирующему датчику
8.147
10.31
Расход
пара в тракте холодного промперегрева:
8.149
8.150
Δ31
по
основным датчикам
8.149
При
невыполнении неравенства (А - Б) ≤ Δ31 каждый из
параметров 8.149 и 8.150 сравнивается с параметром 9.14.В качестве
достоверного принимается тот из них, значение которого ближе к значению
параметра 9.14
по
дублирующим датчикам
8.150
10.32
Температура
уходящих газов за воздухоподогревателем
υух
8.298
8.298
9.15
Δ32
Расчетная
температура уходящих газов за воздухоподогревателем
9.15
При
невыполнении неравенства (А - Б) ≤ Δ32 в качестве
достоверного принимается параметр 9.15
10.33
Содержание
кислорода за котлом по потоку:
9.4 А
9.4 Б
Δ33
А
9.4 А
При
невыполнении неравенства (А - Б) ≤ Δ33 каждый из
параметров 9.4 А и 9.4 Б сравнивается с параметром 9.4 А за предыдущий первичный интервал. В качестве
достоверного принимается тот из них, значение которого ближе к значению параметра
9.4 А
Б
9.4 Б
10.34
Содержание
кислорода в уходящих газах за воздухоподогревателем по потоку:
9.5 A
9.5 Б
Δ 34
А
9.5 A
При
невыполнении неравенства (А - Б) ≤ Δ34 каждый из
параметров 9.5 А и 9.5 Б сравнивается с параметром 9.5 А за предыдущий первичный интервал. В качестве
достоверного принимается тот из них, значение которого ближе к значению параметра
9.5 А
Б
9.5 Б
10.35
Расход
сетевой воды через ПСВ по основному датчику
8.151
8.151
8.152
Δ35
То
же по дублирующему датчику
8.152
При
невыполнении неравенства (А - Б) ≤ Δ35 каждый из
параметров 8.151 и 8.152 сравнивается с параметром 9.19. В качестве
достоверного принимается тот из них, значение которого ближе к значению
параметра 22.72
10.36
...
10.37
...
10.38
...
10.39
...
Контроль достоверности основных вычисляемых
показателей за оперативный интервал
10.40
КПД
брутто котла:
При
невыполнении операций контроля 10.40 - 10.43 результаты расчета данного оперативного интервала
считаются сомнительными и не направляются в массивы накопления за 1 смену и 1
сут
нормативный
28.27
28.27
28.69
Δ40
по
обратному балансу фактический
28.69
Проверяется
выполнение неравенства:
10.41
Удельный
расход тепла брутто на турбину:
фактический
q т
28.108
28.108
28.12
Δ41
(индекс « к» - конденсационный режим);
Q т - 25.54 (предыдущий интервал)
нормативный
28.12
Проверяется
выполнение неравенства:
10.42
Удельный
расход топлива на отпущенную электрическую энергию:
фактический
28.84
28.84
28.1
Δ42
нормативный
28.1
Проверяется
выполнение неравенства:
10.43
Удельный
расход топлива на отпущенную тепловую анергию:
фактический
28.85
28.85
28.2
Δ43
нормативный
28.2
Проверяется
выполнение неравенства:
Контроль достоверности входных взаимосвязанных
параметров по общестанционному оборудованию
10.44
Расход
мазута после мазутонасосной по потоку j :
по
основному датчику
4.265
4.265
4.266
Δ44
Данная
операция контроля выполняется отдельно по каждой линии
по
дублирующему датчику
4.266
При
невыполнении неравенства (А - Б) ≤ Δ44 замена
недостоверной информации не производится
10.45
Расход
мазута по каждой линии рециркуляции от котлов к мазутонасосной:
по
основному датчику
4.268
4.268
4.269
Δ45
по
дублирующему датчику
4.269
См. п. 10.44
10.46
Расход
газа на вводе ТЭЦ:
по
основному датчику
4.275
4.275
4.276
Δ46
по
дублирующему датчику
4.276
См. п. 10.44
10.47
Перепад
давлений на расходомерном устройстве подающей линии каждой тепломагистрали:
по
основному датчику
4.251
4.251
4.252
Δ47
Данная
операция выполняется отдельно по каждой тепломагистрали
по
дублирующему датчику
4.252
При
невыполнении неравенства (А - Б) ≤ Δ47 замена
недостоверной информации не производится
10.48
Перепад
давлений на расходомерном устройстве обратной линии каждой тепломагистрали:
по
основному датчику
4.254
4.254
4.255
Δ48
по
дублирующему датчику
4.255
См. п. 10.47
10.49
Температура
циркуляционной воды после каждой градирни по каждому потоку:
датчик
А
4.297 A
4.297 A
4.297 Б
4.297 В
Δ49
Данная
операция контроля выполняется отдельно по каждому потоку
датчик
Б
4.297 Б
См. п. 10.1
датчик
В
4.297 B
10.50
Температура
циркуляционной воды перед каждой градирней:
по
линии А
4.296 A
4.296 A
4.296 Б
Δ50
по
линии Б
4.296 Б
См. п. 10.7
10.51
...
10.52
...
10.53
...
10.54
...
10.55
Расход
сетевой воды в подающей линии каждой тепломагистрали:
по
основному датчику
8.161
8.161
8.161 A
Δ55
Данная
операция контроля выполняется отдельно по каждой тепломагистрали
по
дублирующему датчику
8.161 A
При
невыполнении неравенства (А - Б) ≤ Δ55 замена
недостоверной информации не производится
10.56
Расход
сетевой воды в обратной линии каждой тепломагистрали:
по
основному датчику
8.162
8.162
8.162 A
Δ56
по
дублирующему датчику
8.162 А
См. п. 10.55
10.57
...
10.58
...
10.59
...
Окончание таблицы 10
Номер операции контроля
Наименование параметра
Обозначение
Номер параметра
Адрес ввода параметра в ИВК
Вид операции
Примечание
Контроль достоверности и коррекция параметров
методом статистической фильтрации
10.60
Расход
природного газа:
на
входе ТЭЦ
9.29
Проверяется
неравенство:
Если
неравенство не выполнено, отмечается наличие грубой ошибки измерения.
При
выполнении неравенства определяются скорректированные значения параметров:
где
M = BPB т , B
= ||1-1... -1||,
подаваемого
в котел
9.3
подаваемого
в ПВК
9.26
подаваемого
в котельную низкого давления
9.31
10.61
Расход
мазута:
Проверяется
неравенство:
Если
неравенство не выполнено, отмечается наличие грубой ошибки измерения.
При
выполнении неравенства определяются скорректированные значения параметров:
где M =
BPB т , B = ||1-1... -1||,
после
мазутонасосной
8.245
после
мазутонасосной по линиям рециркуляции
8.246
подаваемого
в котел
4.25
подаваемого
в ПВК
4.244
подаваемого
в котельную низкого давления
4.291
подаваемого
в линии рециркуляции от котла
4.30
подаваемого
в линии рециркуляции от ПВК
4.246
подаваемого
в линии рециркуляции от котельной низкого давления
4.292
10.62
Расход
сетевой воды:
Проверяется
неравенство:
Если
неравенство не выполнено, отмечается наличие грубой ошибки измерения.
При
выполнении неравенства определяются скорректированные значения параметров:
где M =
BPB т , B = ||1-1... -1||,
в
подающей линии магистрали
G под i
8.161
в
подающей линии СН ТЭЦ
8.163
в
обратной линии магистрали
G обр i
8.162
в
обратной линии СН ТЭЦ
8.164
Расход
подпиточной воды в магистралях сетевой воды энергоблоков
G подп
9.49
Таблица
11
Номер зависимости
Аппроксимируемые зависимости
Размерность
Степень аппроксимируемого полинома
Допустимая погрешность аппроксимации
Признак выбора коэффициента
Номер признака
Массив коэффициентов
Примечание
11.1
Расход
пара из первой камеры переднего уплотнения ЦВД
т/ч
1
±0,5
а
в
-
-
-
11.2
Расход
пара из второй камеры переднего уплотнения ЦВД
т/ч
1
±0,5
а
в
-
-
-
11.3
Расход
пара из заднего уплотнения ЦВД
т/ч
1
±0,5
а
в
-
-
-
11.4
Расход
пара из переднего уплотнения ЦСД № 1
т/ч
1
±0,5
а
в
-
-
-
11.5
εпс1
= f ( G св )
Удельная
безразмерная теплопроизводительность ПСВ № 1
1
±0,2
а
в
-
-
-
11.6
εпс2
= f ( G св )
Удельная
безразмерная теплопроизводительность ПСВ № 2
1
±0,2
а
в
-
-
-
11.7
Минимальный
расход пара на турбину из условий надежности промежуточного отсека
т/ч
1
±0,5
а
в
-
-
-
Одноступенчатый
подогрев сетевой воды
11.8
Максимальный
расход пара на турбину при работе по тепловому графику (из условий
ограничения температуры пара в ЦНД)
т/ч
2
±0,5
a
в
с
-
-
См.
примечание 11.7
11.9
Максимальный
расход пара на турбину при работе по электрическому графику (из условия
ограничения по надежности ПО и ЦНД)
т/ч
2
±0,5
a
в
с
-
-
См.
примечание 11.7
11.10
Минимальный
расход пара на турбину (из условия надежности работы промежуточного отсека)
т/ч
2
±0,5
a
в
с
-
-
Двухступенчатый
подогрев сетевой воды
11.11
Максимальный
расход пара на турбину при работе по тепловому графику (из условия
ограничения температуры пара в ЦНД)
т/ч
2
±0,5
a
в
с
-
-
См.
примечание 11.10
11.12
Максимальный
расход пара на турбину при работе по электрическому графику (из условия
ограничения по надежности ПО и ЦНД)
т/ч
2
±0,5
a
в
с
-
-
См.
примечание 11.10
11.13
Δ t 1 = f ( Д 0 )
Нагрев
основного конденсата в ПНД № 1
°С
1
±0,3
a
в
-
-
-
11.14
Расход
пара в ЦНД при одноступенчатом подогреве сетевой воды
т/ч
1 по Д 0
a
в
-
-
-
При
Q от в
степени 0
1 по Q от
а
в
-
-
-
При
Q от в
степени 1
11.15
Расход
пара в ЦНД при двухступенчатом подогреве сетевой воды
т/ч
1 по Д 0
a
в
-
-
-
При
Q от в
степени 0
а
в
-
-
-
При
Q от в
степени 1
1 по Q от
a
в
-
-
-
j
= 2
11.16
Относительный
прирост расхода тепла при работе по тепловому графику
Гкал/(МВт ∙ ч)
2
±0,3
а
в
с
-
-
-
одноступенчатый подогрев сетевой воды;
j
= 3 - двухступенчатый подогрев сетевой
воды
11.17
Относительный
прирост расхода тепла при работе по электрическому графику
Гкал/(МВт ∙ ч)
2
±0,3
а
в
с
-
-
См.
примечание 11.16
11.18
Д 0 = f ( N т )
Расход
свежего пара на турбину (конденсационный режим)
т/ч
1
±0,3
а1
в1
-
-
-
N т ≤ N' т
1
±0,3
а2
в2
-
-
-
N т > N ' т
11.19
Д пп = f (Д 0 )
Расход
пара на промперегрев
т/ч
1
±0,3
а
в
-
-
-
11.20
i пв = f (Д 0 )
Энтальпия
питательной воды за ПВД
ккал/кг
2
±0,2
а
в
с
-
-
11.21
i пп = f (Д 0 )
Изменение
энтальпии пара в линии промперегрева
ккал/кг
2
±0,2
а
в
с
-
-
11.22
Расчетное
значение давления пара в отборе на j -й
регенеративный подогреватель (конденсационный режим)
кгс/см2
1
±1,0
а
в
-
-
-
11.23
Расчетное
значение давления пара в отборе на турбопривод
кгс/см2
1
±1,0
а
в
-
-
-
11.24
Расчетное
значение давления пара перед ЦСД № 1
кгс/см2
1
±1,0
а
в
-
-
-
11.25
...
11.26
aj
= f (Д 0 )
Удельное
изменение давления пара в отборах на ПНД № 4 - 6 при отклонении давления в
верхнем теплофикационном отборе от расчетного значения на 0,1 МПа (1 кгс/см2 )
1
±1,0
a
в
-
-
-
11.27
a 3 = f ( Д 0 )
Удельное
изменение давления пара в отборе на ПНД № 3 при отклонении давления в нижнем
теплофикационном отборе от расчетного значения на 1 кгс/см2
1
±1,0
a
в
-
-
-
Одноступенчатый
подогрев сетевой воды
11.28
Внутренний
относительный КПД проточной части ЦВД
2
±0,3
a
в
с
-
-
Д 0 ≤
690 т/ч
2
±0,3
а
в
с
-
-
Д 0 >
690 т/ч
11.29
Расход
пара на турбопривод питательного насоса
т/ч
1
±0,3
a
в
-
-
-
11.30
Мощность
питательного турбонасоса
МВт
2
±0,5
a
в
с
-
-
11.31
Тепловая
нагрузка регенеративных подогревателей № Т-3
Гкал/ч
2
±0,5
а
в
с
-
-
11.32
Тепловая
нагрузка j -го регенеративного подогревателя ( j
= 4 ÷ 8)
Гкал/ч
2
±0,5
a
в
с
-
-
11.33
ΔN ск = f (Д 0 )
Изменение
мощности турбоагрегата при скользящем давлении свежего пара
МВт
2
а
в
с
-
-
Д 0 ≤
690 т/ч
а
в
с
-
-
Д 0 >
690 т/ч
11.34
Q 0 = f (N т )
Расход
тепла на турбину
Гкал/ч
1
±0,3
а
в
-
-
-
Конденсационный
режим
11.35
Δ Д ЦНД = f (Д 0 )
Расход
пара в ЦНД
т/ч
1
±0,3
а
в
-
-
-
См.
примечание 11.34
11.36
Д 0 = f ( N т , Р 2 )
Расход
пара на турбину при работе по тепловому графику
т/ч
Одноступенчатый
подогрев сетевой воды
при
Р 2 ≤ 1 кгс/см2
2 по Р 2
±0,3
а
в
с
-
-
При
N т в
степени 0
1 по N т
а
в
с
-
-
При
N т в
степени 1
при
Р 2 > 1 кгс/см2
2 по Р 2
±0,3
а
в
с
-
-
При
N т в
степени 0
1 по N т
а
в
с
-
-
При
N т в
степени 1
11.37
Мощность,
развиваемая турбиной при работе по тепловому графику:
МВт
Одноступенчатый
подогрев сетевой воды
при
Q от <
279 Гкал/ч
2 по Р 2
±0,2
а
в
с
-
-
При
Q от в
степени 0
1 по Q от
а
в
с
-
-
При
Q от в
степени 1
при
Q от ≥
279 Гкал/ч P 2 ≤
0,1 МПа (1 кгс/см2 )
а
в
с
-
-
При
Q от в
степени 0
а
в
с
-
-
При
Q от в
степени 1
при
Q от ≥
279 Гкал/ч P 2 >
0,1 МПа (1 кгс/см2 )
а
в
с
-
-
При
Q от в
степени 0
а
в
с
-
-
При
Q от в
степени 1
11.38
Расчетный
параметр:
МВт
Одноступенчатый
подогрев сетевой воды
при
Q от <
279 Гкал/ч
2
±0,2
а
в
с
-
-
при
Q от ≥
279 Гкал/ч P 2 ≤
1 кгс/см2
а
в
с
-
-
при
Q от ≥
279 Гкал/ч P 2 > 1
кгс/см2
а
в
с
-
-
11.39
МВт ∙ ч/Гкал
2
±0,2
Одноступенчатый
подогрев сетевой воды
Расчетный
параметр:
при
Q от <
279 Гкал/ч
а
в
с
-
-
при
Q от ≥
279 Гкал/ч P 2 ≤
1 кгс/см2
а
в
с
-
-
при
Q от ≥
279 Гкал/ч P 2 > 1
кгс/см2
а
в
с
-
-
11.40
(при Д 0 < 750 т/ч)
Расход
пара на турбину при работе по тепловому графику:
т/ч
Двухступенчатый
подогрев сетевой воды. Если вычисленный расход больше 750 т/ч, то переход к
п. 11.41 .
при
P 3 ≤
1 кгс/см2
2 по Р 3
±0,3
а
в
с
-
-
При
в
степени 0
а
в
с
-
-
При
в
степени 1
при
1 < P 3 ≤
1,6 кгс/см2
1 по
а
в
с
-
-
При
в
степени 0
а
в
с
-
-
При
в
степени 1
при
P 3 >
1,6 кгс/см2
а
в
с
-
-
При
в
степени 0
а
в
с
-
-
При
в
степени 1
11.41
(при Д 0 ≥ 750 т/ч)
Расход
пара на турбину при работе по тепловому графику:
т/ч
при
P 3 ≤
1 кгс/см2
2 по Р 3
±0,3
а
в
с
-
-
При
в
степени 0
1 по
а
в
с
-
-
При
в
степени 1
при
1 < P 3 ≤
1,6 кгс/см2
1 по Р 3
а
в
-
-
-
При
в
степени 0
1 по
а
в
-
-
-
При
в
степени 1
при
P 3 >
1,6 кгс/см2
2 по Р 3
а
в
с
-
-
При
в
степени 0
1 по
а
в
с
-
-
При
в
степени 1
11.42
МВт
Двухступенчатый
подогрев сетевой воды
Мощность,
развиваемая турбиной при работе по тепловому графику:
при
МВт
P 3 ≤ 1 кгс/см2
2 по Р 3
±0,2
а
в
с
-
-
При
Q от в
степени 0
1 по Q от
а
в
с
-
-
При
Q от в
степени 1
при
МВт
P 3 > 1 кгс/см2
а
в
с
-
-
При
Q от в
степени 0
a
в
с
-
-
При
Q от в
степени 1
при
МВт
P 3 ≤ 1 кгс/см2
2 по Р 3
±0,2
а
в
с
-
-
При
Q от в
степени 0
1 по Q от
а
в
с
-
-
При
Q от в
степени 1
при
МВт
P 3 ≤ 1,6 кгс/см2
а
в
с
-
-
При
Q от в
степени 0
а
в
с
-
-
При
Q от в
степени 1
при
МВт
P 3 > 1,6 кгс/см2
а
в
с
-
-
При
Q от в
степени 0
а
в
с
-
-
При
Q от в
степени 1
11.43
S 1 = f (P 3 )
Расчетный
параметр:
МВт
3
±0,2
Двухступенчатый
подогрев сетевой воды
при
P 3 ≤
0,94 кгс/см2
а
в
с
d
-
при
P 3 >
0,94 кгс/см2
а
в
с
d
-
11.44
P 3 = f (S 2 )
кгс/см2
3
±0,1
См.
примечание 11.43
Давление
в верхнем теплофикационном отборе (в зоне естественного повышения давления):
S 2 = [N т - 0,6667( Q от - 150)]10-2
при
S 2 ≤
213,5 МВт
а
в
c
d
-
при
S 2 >
213,5 МВт
а
в
с
d
-
11.45
Расчетный
параметр:
МВт ∙ ч/Гкал
2
±0,2
Двухступенчатый
подогрев сетевой воды
при
МВт
P 3 ≤
0,1 МПа(1 кгс/см2 )
а
в
с
-
-
при
МВт
P 3 > 1
кгс/см2
а
в
с
-
-
при
МВт
P 3 ≤
1 кгс/см2
a
в
с
-
-
при
МВт
P 3 ≤
1,6 кгс/см2
а
в
с
-
-
при
МВт
P 3 >
1,6 кгс/см2
а
в
с
-
-
11.46
Расчетный
параметр:
МВт
2
±0,2
То
же
при
МВт
P 3 ≤
1 кгс/см2
a
в
с
-
-
при
МВт
P 3 > 1
кгс/см2
a
в
с
-
-
при
МВт
P 3 ≤
1 кгс/см2
a
в
c
-
-
при
МВт
P 3 ≤
1,6 кгс/см2
a
в
с
-
-
при
МВт
P 3 >
1,6 кгс/см2
a
в
с
-
-
11.47
Мощность
турбоагрегата при работе с трехступенчатым подогревом сетевой воды
МВт
2 по Р отб
±0,2
a
в
с
-
-
При
Q от в
степени 0
1 по Q от
a
в
с
-
-
При
Q от в
степени 1
11.48
Электрические
потери генератора при трехступенчатом подогреве сетевой воды
кВт
1
±0,2
a
в
-
-
-
11.49
Расход
пара на турбину при трехступенчатом подогреве сетевой воды
т/ч
2 по Р отб
±0,3
a
в
с
-
-
1 по Q от
a
в
с
-
-
11.50
P к = f ( t 1в , Д ЦНД )
Давление
пара в конденсаторе
кгс/см2
2 по t 1в
±0,3
a
в
с
-
-
При
Д ЦНД в степени 0
2 по Д ЦНД
a
в
с
-
-
При
Д ЦНД в степени 1
a
в
с
-
-
При
Д ЦНД в степени 2
11.51
Расход
питательной воды на впрыск в промежуточный пароперегреватель
т/ч
2
±0,3
а
в
с
-
-
11.52
Удельная
поправка к мощности турбины на 1 % впрыска питательной воды в промежуточный
пароперегреватель
МВт
2
±0,2
а
в
c
-
-
11.53
Изменение мощности турбоагрегата при отклонении cosf от номинального значения
МВт
2
±0,2
а
в
c
-
-
11.54
Температура
уходящих газов при сжигании j -го компонента смеси (газа, мазута, твердого
топлива)
°С
2 по
±1,0
а
в
с
-
-
При
Wp
в степени 0
1 по Wp
а
в
с
-
-
При
Wp
в степени 1
При
сжигании газа
11.55
Удельный
расход электроэнергии на ПЭН
кВт ∙ ч/т пара
2
±2,0
а
в
с
-
-
11.56
Удельный
расход электроэнергии на СН ПВК
кВт ∙ ч/Гкал
2
±2,0
а
в
с
-
-
11.57
Расчетное
значение температуры пара в отборе на j -й
регенеративный подогреватель
°С
2
±0,5
а
в
с
-
-
11.58
Нормативное
значение КПД питательного насоса
2
±0,3
а
в
с
-
-
11.59
Изменение
мощности турбоагрегата при изменении нагрева сетевой воды в ПСВ на 10 °С
МВт
2 по P 3
±0,5
a
в
с
-
-
При
Q от в
степени 0
2 по Q от
a
в
с
-
-
При
Q от в
степени 1
a
в
с
-
-
При
Q от в
степени 2
11.60
Изменение
расхода пара на турбопривод при отключении ПВД № 8
т/ч
2
±0,3
a
в
с
-
-
11.61
Изменение
расхода пара на турбопривод при отключении ПВД № 7 и 8
т/ч
1
±0,3
a
в
-
-
-
11.62
Изменение
расхода пара на турбопривод при отключении ПВД № 6
т/ч
1
±0,3
a
в
-
-
-
11.63
Изменение
расхода пара на турбопривод при отключении ПВД № 6-8
т/ч
1
±0,3
a
в
-
-
-
11.64
Удельное
изменение мощности турбоагрегата при изменении температуры свежего пара на 1
°С
МВт ∙ ч/(т ∙ °С)
2
±1,0
a
в
с
-
-
11.65
МВт ∙ см2 /т ∙ кгс
2
±1,0
a
в
с
-
-
Д 0 ≤
690 т/ч
Удельное
изменение мощности турбоагрегата при изменении давления свежего пара на 0,1 МПа
(1 кгс/см2 )
2
a
в
с
-
-
Д 0 >
690 т/ч
11.66
Удельное
изменение мощности турбоагрегата при изменении потери давления в тракте
промперегрева на 1 %
МВт ∙ ч/т ∙ %
2
±1,0
a
в
с
-
-
11.67
Удельное
изменение мощности потока пара, идущего в нижний теплофикационный отбор, при
изменении температуры пара после промперегрева на 1 °C
МВт ∙ ч/т ∙ °С
1
±0,5
a
-
-
-
-
11.68
Удельное
изменение мощности потока пара при изменении давления пара в нижнем
теплофикационном отборе на 0,1 МПа (1 кгс/см2 )
МВт ∙ ч ∙ см2 /т ∙ кгс
2
±1,0
а
в
с
-
-
Одноступенчатый
подогрев сетевой воды
11.69
То
же при изменении КПД ЦСД № 1 на 1 %
МВт ∙ ч/т
1
±0,3
а
в
-
-
-
11.70
То
же при изменении КПД ЦСД № 2 на 1 %
МВт ∙ ч/т
1
±0,3
а
в
-
-
-
11.71
То
же при изменении на 1 относительного изменения КПД турбопривода
МВт ∙ ч/т
2
±0,3
а
в
с
-
-
11.72
То
же при изменении на 1 относительного изменения КПД питательного насоса
МВт ∙ ч/т
2
±0,3
а
в
с
-
-
11.73
То
же при отключении ПВД № 8
МВт ∙ ч/т
2
±1,0
а
в
с
-
-
11.74
To
же при отключении ПВД № 7 и 8
МВт ∙ ч/т
2
±1,0
а
в
с
-
-
11.75
То
же при отключении ПВД № 6
МВт ∙ ч/т
2
±1,0
а
в
с
-
-
11.76
То
же при отключении ПВД № 6-8
МВт ∙ ч/т
2
±1,0
а
в
с
-
-
11.77
Удельное
изменение мощности турбоагрегата при изменении КПД ЦВД на 1 %
МВт ∙ ч/т
1
±0,3
а
в
-
-
-
11.78
Удельное
изменение мощности потока пара, идущего в нижний теплофикационный отбор, при
изменении на 1 т/ч расхода пара на СН из выхлопа ПТН
МВт/(т/ч)2
2
±1,0
а
в
с
-
-
11.79
Удельное
изменение мощности потока пара, идущего в верхний теплофикационный отбор при
изменении температуры пара после промперегрева на 1 °С
МВт ∙ ч/(т ∙ ч ∙ °С)
1
±0,5
а
в
-
-
-
11.80
То
же при изменении КПД ЦСД № 1 на 1 %
МВт ∙ ч/т
1
±0,3
а
в
-
-
-
11.81
То
же при изменении КПД ЦСД № 2 на 1 %
МВт ∙ ч/т
1
±0,3
а
в
-
-
-
11.82
То
же при изменении на 1 % относительного изменения КПД турбопривода
МВт ∙ ч/т
2
±0,3
а
в
с
-
-
11.83
То
же при изменении на 1 % относительного изменения КПД питательного насоса
МВт ∙ ч/т
2
±0,3
а
в
с
-
-
11.84
То
же при отключении ПВД № 8
МВт ∙ ч/т
2
±1,0
а
в
с
-
-
11.85
To
же при отключении ПВД № 7 и 8
МВт ∙ ч/т
2
±1,0
а
в
с
-
-
11.86
То
же при отключении ПВД № 6
МВт ∙ ч/т
2
±1,0
а
в
с
-
-
11.87
То
же при отключении ПВД № 6-8
МВт ∙ ч/т
2
±1,0
а
в
с
-
-
11.88
То
же при изменении на 1 т/ч расхода пара на СН из выхлопа ПТН
МВт/(т/ч)2
2
±1,0
а
в
с
-
-
11.89
Удельное
изменение мощности потока пара, идущего в конденсатор, при изменении
температуры пара после промперегрева на 1 °С
МВт ∙ ч/(т ∙ °С)
1
±0,5
а
в
-
-
-
11.90
То
же при изменении давления пара в нижнем теплофикационном отборе
МВт ∙ ч ∙ см2 /т ∙ кгс
2
±1,0
а
в
с
-
-
Одноступенчатый
подогрев сетевой воды
11.91
То
же при изменении КПД ЦСД № 1 на 1 %
МВт ∙ ч/т
1
±0,3
а
в
-
-
-
11.92
То
же при изменении КПД ЦСД № 2 на 1 %
МВт ∙ ч/т
1
±0,3
а
в
-
-
-
11.93
То
же при изменении на 1 относительного изменения КПД турбопривода
МВт ∙ ч/т
2
±0,3
а
в
с
-
-
11.94
То
же при изменении на 1 % относительного изменения КПД питательного насоса
МВт ∙ ч/т
2
±0,3
а
в
с
-
-
11.95
То
же при отключении ПВД № 8
МВт ∙ ч/т
2
±1,0
а
в
с
-
-
11.96
То
же при отключении ПВД № 7 и 8
МВт ∙ ч/т
2
±1,0
а
в
с
-
-
11.97
То
же при отключении ПВД № 6
МВт ∙ ч/т
2
±1,0
а
в
с
-
-
11.98
То
же при отключении ПВД № 6-8
МВт ∙ ч/т
2
±1,0
а
в
с
-
-
11.99
То
же при изменении на 1 т/ч расхода пара на СН из выхлопа ПТН
МВт/(т/ч)2
2
±1,0
а
в
с
-
-
11.100
Изменение
мощности потоков пара, идущих в регенеративные подогреватели, при изменении
температуры свежего пара на 1 °С
МВт ∙ °С
2
±0,5
а
в
с
-
-
11.101
МВт ∙ см2 /кгс
1
±0,5
а
в
-
-
-
Д 0 ≤
690 т/ч
1
а
в
-
-
-
Д 0 >
690 т/ч
То
же при изменении давления свежего пара на 1 кгс/см2
11.102
То
же при изменении потерь давления в тракте промперегрева на 1 %
МВт/%
2
±0,5
а
в
с
-
-
11.103
То
же при изменении температуры пара после промперегрева на 1 °С
МВт ∙ °С
1
±0,5
а
в
-
-
-
11.104
То
же при изменении КПД ЦВД на 1 %
МВт
2
±0,3
а
в
с
-
-
11.105
То
же при изменении давления пара в нижнем теплофикационном отборе на 1 кгс/см2
МВт ∙ см2 /кгс
2
±0,5
а
в
с
-
-
Одноступенчатый
подогрев сетевой воды
11.106
То
же при изменении КПД ЦСД № 1 на 1 %
МВт
2
±0,3
а
в
с
-
-
11.107
То
же при изменении КПД ЦСД № 2 на 1 %
МВт
2
±0,3
а
в
с
-
-
11.108
То
же при изменении на 1 % относительного изменения КПД турбопривода
МВт
1
±0,3
а
в
-
-
-
11.109
То
же при изменении на 1 % относительного изменения КПД питательного насоса
МВт
1
±0,3
а
в
-
-
-
11.110
То
же при отключении ПВД № 8
МВт
2
±0,5
а
в
с
-
-
11.111
То
же при отключении ПВД № 7 и 8
МВт
2
±0,5
а
в
с
-
-
11.112
То
же при отключении ПВД № 6
МВТ
2
±0,5
a
в
с
-
-
11.113
То же при отключении ПВД № 6-8
МВт
2
±0,5
a
в
с
-
-
11.114
То
же при изменении на 1 т/ч расхода пара на собственные нужды из выхлопа ПТН
МВт ∙ ч/т
1
±0,5
a
в
-
-
-
11.115
Коэффициент
коррекции расчетного значения температуры пара в отборе на j -й
регенеративный подогреватель, на отклонение давления пара в отборе от
расчетного значения
°С ∙ см2 /кгс
2
±0,5
a
в
с
-
-
11.116
То
же на отклонение давления пара перед ЦСД № 1 от расчетного значения
°С ∙ см2 /кгс
2
±0,5
a
в
с
-
-
11.117
То
же на отклонение температуры пара перед ЦСД № 1 от расчетного значения
2
±0,5
a
в
с
-
-
11.118
То
же на отклонение давления свежего пара от расчетного значения
°С ∙ см2 /кгс
1
±0,5
a
в
-
-
-
11.119
То
же на отклонение температуры свежего пара от расчетного значения
1
±0,5
a
в
-
-
-
11.120
То
же на отклонение КПД проточной части ЦСД № 1 от расчетного значения
1
±0,5
a
в
-
-
-
11.121
То
же на отклонение КПД проточной части ЦСД № 2 от расчетного значения
1
±0,5
a
в
-
-
-
11.122
То
же на отклонение от расчетного значения КПД ЦВД
1
±0,5
а
в
-
-
-
11.123
Коэффициент
коррекции расчетного значения энтальпии пара в отборе, питающего j -й
регенеративный подогреватель, на отклонение давления свежего пара от
расчетного значения
ккал ∙ см2 /кг ∙ кгс
1
±1,0
а
в
-
-
-
11.124
То
же на отклонение температуры свежего пара от расчетного значения
ккал/кг ∙ °С
1
±1,0
а
в
-
-
-
11.125
То
же на отклонение от расчетного значения КПД ЦВД
ккал/кг
±0,5
а
в
-
-
-
11.126
То
же на отклонение от расчетного значения КПД ЦСД
ккал/кг
1
±0,5
а
в
-
-
-
11.127
То
же на отклонение от расчетного значения давления пара после промперегрева
ккал ∙ см2 /кг ∙ кгс
±1,0
а
в
-
-
-
11.128
То
же на отклонение от расчетного значения температуры пара после промперегрева
ккал/кг ∙ град
1
±1,0
а
в
-
-
-
11.129
Температура
питательной воды за ПВД
°С
2
±0,5
а
в
с
-
-
11.130
δt к = f (Д ЦНД ,
t 1в )
Температурный
напор конденсатора
°С
2 по t 1в
±3,0
а
в
с
-
-
При
Д ЦНД в степени 0
2 по Д ЦНД
а
в
с
-
-
При
Д ЦНД в степени 1
а
в
с
-
-
При
Д ЦНД в степени 2
11.131
Мощность
механизмов собственных нужд
кВт
2
±2,0
a
в
с
-
-
11.132
Условный
расход тепла на холостой ход
Гкал/ч
2
±0,3
a
в
-
-
-
j = 2 -
одноступенчатый подогрев сетевой воды;
a
в
с
-
-
j = 3 -
двухступенчатый подогрев сетевой воды
11.133
Д 26 = f (Д 0 ,
Р 3 )
Расход
пара через 26-ю ступень
т/ч
1 по Д 3
±0,4
a
в
-
-
-
При
Р 3 в степени 0
1 по Р 3
а
в
-
-
-
При
Р 3 в степени 1
11.134
Коэффициент
избытка воздуха за котлом
2
±0,5
a
в
-
-
-
11.135
Расход
электроэнергии на прочие СН котла
кВт ∙ ч/Гкал
1
±3,0
a
в
-
-
-
11.136
Расход
электроэнергии на тягу и дутье
кВт ∙ ч/Гкал
2
±1,0
a
в
с
-
-
11.137
Температура
уходящих газов за ПВК
°С
2
±1,0
a
в
с
-
-
11.138
Коэффициент
избытка воздуха за ПВК
2
±0,5
a
в
с
-
-
11.139
Расчетное
значение энтальпии пара в отборе на верхний теплофикационный подогреватель
при давлении 1 кгс/см2
ккал/кг
1
±0,5
а
в
с
-
-
11.140
Hj
= f (ΔPj )
Используемый
теплоперепад отсека перед отбором, питающим j -й
регенеративный подогреватель (область влажного пара)
ккал/кг
2
±1,0
а
в
с
-
-
11.141
Используемый
теплоперепад промежуточного отсека при перепаде давлений в 0,1 МПа (1 кгс/см2 )
ккал ∙ см2 /кг ∙ кгс
2
±0,5
а
в
с
-
-
11.142
Используемый
теплоперепад пара в ЦНД при постоянном давлении в нижнем теплофикационном
отборе
ккал/кг
1
±1,0
а
в
-
-
-
11.143
α ЦНД = f ( P 2 )
Коэффициент
коррекции теплоперепада ЦНД на изменение давления пара в нижнем
теплофикационном отборе
2
±0,5
а
в
с
-
-
11.144
i"j = f (Pj )
Энтальпия
питательной воды на выходе из j -го регенеративного
подогревателя
ккал/кг
2
±0,5
а
в
с
-
-
11.145
Давление
пара перед турбиной при работе энергоблока на скользящем давлении
кгс/см2
1
±0,5
а
в
-
-
-
11.146
Изменение
энтальпии питательной воды при отключении ПВД № 7 и 8
ккал/кг
2
±0,
а
в
с
-
-
11.147
Изменение
энтальпии питательной воды при отключении ПВД № 8
ккал/кг
2
±0,5
a
в
с
-
-
11.148
Изменение
энтальпии питательной воды при отключении ПВД № 6 - 8
ккал/кг
2
±0,5
a
в
с
-
-
11.149
Нагрев
питательной воды в системе регенерации
ккал/кг
2
±0,5
a
в
с
-
-
11.150
Hi
= f ( Wi )
Давление,
развиваемое циркуляционным насосом i -го типа
м вод.ст.
2
a
в
с
-
-
11.151
ηi = f (Wi )
КПД
циркуляционного насоса i -го типа
2
а
в
с
-
-
11.152
Температура
охлажденной воды после градирни без учета поправок
°С
2 по q 1
а
в
с
-
-
При
Δt г в
степени 0
1 по Δt 1
а
в
с
-
-
При
Δt г в
степени 1
11.153
Δt ' o = f (θ, υ)
Поправка
к температуре охлаждения воды на температуру (θ) и влажность (υ)
наружного воздуха
°С
2 по θ
а
в
с
-
-
При
υ в степени 0
2 по υ
а
в
с
-
-
При
υ в степени 1
а
в
с
-
-
При
υ в степени 2
11.154
Δt"o = f (W )
Поправка
к температуре охлажденной воды на скорость ветра
°С
1
а
в
с
-
-
11.155
Электромеханический
КПД турбоагрегата
2
±0,3
а
в
с
-
-
11.156
Д с = f (P 3 )
Расход
пара через одно сопло охлаждающего устройства
т/ч
1
±0,5
а
в
-
-
-
11.157
Д др5 = f (Д 0 )
Расход
дренажа из ПНД № 5
т/ч
2
±0,5
а
в
с
-
-
11.158
КПД
питательного электронасоса
2
±0,3
а
в
с
-
-
11.159
Нормативное
значение потерь давления в конденсаторе
кгс/см2
±0,5
а
в
с
-
-
11.160
Расход
пара на концевые уплотнения всех цилиндров
т/ч
1
±0,5
а
в
-
-
-
11.161
Давление
питательной воды на стороне нагнетания питательных насосов
кгс/см2
2
±0,5
а
в
с
-
-
11.162
Мощность,
потребляемая бустерными насосами
кВт
1
а
в
-
-
-
11.163
Мощность,
потребляемая конденсатными насосами 1 ступени
кВт
1
а
в
-
-
-
11.164
Мощность,
потребляемая конденсатными насосами II ступени
кВт
2
а
в
с
-
-
11.165
Мощность,
потребляемая конденсатными насосами ПСВ № 1
кВт
2
а
в
с
-
-
11.166
Изменение
электрической мощности турбоагрегата из-за подачи пара в ЦНД из верхнего
теплофикационного отбора через охлаждающее устройство
МВт
2 по Р 3
а
в
с
-
-
При
Q от в
степени 0
2 по Q от
а
в
с
-
-
При
Q от в
степени 1
а
в
с
-
-
При
Q от в
степени 2
11.167
Коэффициент
влияния температуры питательной воды на температуру уходящих газов
1
±1,0
а
в
-
-
-
11.168
Разрежение
газов за пароперегревателем (перед экономайзером) - тепловая нагрузка
кгс/м2
±1,0
п
к
-
-
-
Степенная
зависимость
S = к Qn при чистых
поверхностях нагрева и отключенной рециркуляции газов
11.169
Разрежение
газов за экономайзером (перед воздухоподогревателем) - тепловая нагрузка
кгс/м2
±1,0
п
к
-
-
-
См.
примечание п. 11.168
11.170
Разрежение
газов за воздухоподогревателем - тепловая нагрузка
±1,0
п
к
-
-
-
См.
примечание п. 11.168
11.171
Разрежение
газов за золоуловителями - тепловая нагрузка
±1,0
п
к
-
-
-
См.
примечание п. 11.168
11.172
Разрежение
газов за дымососами - тепловая нагрузка
±1,0
п
к
-
-
-
См.
примечание п. 11.168
11.173
Разрежение
воздуха перед дутьевым вентилятором - тепловая нагрузка
кгс/м2
±1,0
п
к
-
-
-
Степенная
зависимость
H = к Qn при чистых поверхностях нагрева и отключенной
рециркуляции газов
11.174
Давление
воздуха за дутьевым вентилятором - тепловая нагрузка
кгс/м2
±1,0
п
к
-
-
-
См.
примечание п. 11.173
11.175
Теплоемкость
газов теоретического состава при сжигании j -го
компонента смеси (газ, мазут, уголь) - температура газов
ккал/м3 · °С
±0,2
a
в
с
-
-
В
диапазоне 150 - 450 °С
11.176
C пв = f ( t пв )
Теплоемкость
питательной воды в зоне экономайзера - температура питательной воды
ккал/кг ∙ °С
±0,2
а
в
с
-
-
11.177
Тепловоспринимающая
способность РВП после замены набивки - тепловая нагрузка котла
Гкал/°С
±1,0
а
в
с
-
-
Из
уравнения теплового баланса РВП
11.178
Изменение
температуры уходящих газов - коэффициент роста отложений на тракте ПП-ЭК
°С
2
±10
а
в
с
-
-
11.179
Изменение
температуры уходящих газов - коэффициент роста отложений в ВП
°С
2
±10
а
в
с
-
-
11.180
ηдм
= f (ρдм )
КПД
дымососа - степень загрузки дымососа (I скорость)
%
2
±2 %
а
в
с
-
-
11.181
То
же (II скорость)
%
2
±2,0
а
в
с
-
-
11.182
ηвд
= f (ρдв )
КПД
дутьевого вентилятора - степень загрузки дутьевого вентилятора (I скорость)
%
2
±2,0
а
в
с
-
-
11.183
То
же (II скорость)
%
2
±2,0
а
в
с
-
-
11.184
...
11.185
Нормативное
значение расхода пара на деаэратор
т/ч
2
±0,5
a
в
с
-
-
11.186
Нормативный
коэффициент полезного действия котла
%
2
a
в
с
-
-
11.187
Нормативный
перепад давления в дутьевом вентиляторе
кгс/м 2
2
±1,0
a
в
с
-
-
11.188
Нормативный
перепад разрежения в дымососах
кгс/м2
2
±1,0
а
в
с
-
-
11.189
Изменение
мощности турбоагрегата из-за изменения давления в конденсаторе
кВт
1
а1
в1
-
-
-
α = 1, δ = 0, λ = 0
2
а1
в1
-
-
-
β = 1, γ = 0, σ = 0
а2
в2
с2
-
-
α = 0, δ = 1, λ = 0
а2
в2
с2
-
-
β = 0, γ = 1, σ = 0
2
а3
в3
с3
-
-
α = 0, δ = 0, λ = 1
а3
в3
с3
-
-
β = 0, γ = 0, σ = 1
11.190
Д сп = f (Д 0 )
Расход
пара на сальниковый подогреватель
т/ч
2
±0,5
а
в
с
-
-
11.191
V рец = f ( N др , S ' вп )
Расход
рециркулирующих газов в зависимости от мощности дымососа рециркуляции и
разрежения газов перед воздухоподогревателем
2 по N др
±3,0
а
в
с
-
-
При
S' вп в степени 0
2 по S ' вп
а
в
с
-
-
При
S' вп в степени 1
а
в
с
-
-
При
S' вп в степени 2
11.192
Δh 3 = f (P 3 )
Удельное
изменение теплоперепада при изменении давления в верхнем теплофикационном
отборе
1
±0,5
а
в
-
-
-
11.193
Δh 3 = f ( P 3 )
Удельное
изменение теплоперепада при изменении давления в нижнем теплофикационном
отборе
1
±0,5
а
в
-
-
-
11.194
i др j = f ( Pj )
Энтальпия
дренажа j -го регенеративного подогревателя
ккал/кг
2
±0,5
а
в
с
-
-
11.195
W = f ( t нв , Д кΣ )
Расход
циркуляционной воды при оптимизации режима работы ЦН (Д кΣ
- сумма расходов пара в конденсаторы всех энергоблоков ТЭЦ)
м3 /ч
2 по t нв
±2,0
а
в
с
-
-
При
Д кΣ в степени 0
2 по Д кΣ
а
в
с
-
-
При
Д кΣ в степени 1
а
в
с
-
-
При
Д кΣ в степени 2
11.196
Δ N мг i = f ( N т i )
Потери
мощности механические в генераторе каждого турбоагрегата
МВт
2
±0,5
а
в
с
-
-
11.197
Предельное
значение присосов воздуха в конденсатор, при котором возможна работа одного
эжектора на паре 5 - 6 кгс/см2
кг/ч
1
а
в
-
-
-
11.198
Нормативное
содержание горючих в уносе
%
2 по
а
в
с
-
-
2 по l м ( l г)
а
в
с
-
-
Аппроксимируемые зависимости со сменяемыми
константами
11.199
Δη ЦВД = f (Д 0 )
Изменение
КПД проточной части ЦВД
2
±0,3
а
в
с
-
-
11.200
Δt 0i = f (qi )
Поправка
к температуре охлажденной воды на отклонение фактического состояния градирни
от расчетного
°С
3
а
в
с
d
-
Таблица
12
Номер характеристики
Номер узла j
Способ подключения* l
Наименование l -го
способа подключения j -го узла
Расчет нормативной характеристики l -го
способа подключения j -го узла
Расчет фактической характеристики Xj ( l ) l -го способа подключения j -го узла
Исходная информация
Примечание
1
ПНД
№ 1
12.1
1
ПНД
№ 1 отключен
Если
tS 1 ≤
( t' 1 + a 1 ), то
Если
( t" 1 - t' 1 ) ≤ a 1 , то X 1(1) = 1
tS 1 - 8.68 ; t' 1 - 4.186 ;
t" 1 - 4.182 ; a 1 - 5.260
2
ПНД
№ 2
12.2
1
ПНД
№ 2 отключен
Если
K 55 = 1,
то
Если
( t" 2 - t" 1 ) ≤ a 1 , то X 2(1) = 1
t" 1 - 4.182 ; t" 2 - 4.181 ;
K 55 - 2.55
12.3
2
ПНД
№ 2 включен, включен сливной насос
Если
( t" 3 - t' 3 ) > a 1 , то
Если
X 2(1) = 0
и какой-либо из K 14 j =
1, то X 2(2) = 1
X 2(1) - 12.2 ; t' 3
- 4.185 ; t" 3 - 4.180 ;
K 14j - 2.14
12.4
3
ПНД
№ 2 включен, отключены сливные насосы
Если
,
то
Если
X 2(2) =
0, то X 2(3) = 1
3
ПНД
№ 3
12.5
1
ПНД
№ 3 отключен
Если
K 55 = 1,
то
Если
( t" 3 - t' 3 ) ≤ a 1 , то X 3(1) = 1
12.6
4
ПНД
№ 3 включен, включен сливной насос
Если
K 55 = 1,
то
Если
X 3(1) = 0
и какой-либо из K 13 j =
1, то X 3(4) = 1
X 3(1) - 12.5 ;
K 13 j - 2.13
12.7
3
ПНД
№ 3 включен, отключены сливные насосы
Если
K 55 = 1,
то
Если
X 3(4) =
0, то X 3(3) = 1
4
ПНД
№ 4
12.8
1
ПНД
№ 4 отключен
Если
K 55 = 1,
то
Если
( t" 4 - t' 4 ) ≤ a 1 , то X 4(1) = 1
t' 4 - 4.184 ; t" 4 - 4.179
12.9
4
ПНД
№ 4 включен, включен сливной насос
Если
K 55 = 1,
то
Если
X 4(1) = 0
и какой-либо из K 12 j =
1, то X 4(4) = 1
X 4(1) - 12.8 ;
K 12 j - 2.12
12.10
3
ПНД
№ 4 включен, отключены сливные насосы
Если
K 55 = 1,
то
Если
X 4(4) =
0, то X 4(3) = 1
X 4(4) - 12.9
5
ПНД
№ 5
12.11
1
ПНД
№ 5 отключен
Если
K 55 = 1,
то
Если
( t" 5 - t' 5 ) ≤ a 1 , то X 5(1) = 1
t' 5 - 4.183 ; t" 5 - 4.178
12.12
5
ПНД
№ 5 включен, по дренажной линии проходит конденсат в ПНД № 4
Если
X 4(1) =
0, то
Если
X 5(1) = 0
и K 39 = 0,
то X 5(5) = 1
X 4(1) - 12.8 ; X 5(1)
- 12.11 ; K 39 - 2.39
12.13
3
ПНД
№ 5 включен, по дренажной линии проходит конденсат в конденсатор
Если
,
то
Если
X 5(5) =
0, то X 5(3) = 1
-
12.12 ; X 5(5) - 12.12
6
ПВД
№ 6
12.14
1
ПВД
№ 6 отключен
Если
и
Р 6 ≤ P д , то
Если
K 35 = 1,
то X 6(1) = 1
-
5.72 ; P д - 8.28 ;
K 35 - 2.35 ; Р 6 - 8.36
12.15
6
ПВД
№ 6 включен, по дренажной линии проходит конденсат в деаэратор
Если
P 6 - P д ≥ в 1 ,
то
Если
K 35 = 0, K 37 = 0 и K 38 = 0, то X 6(6) = 1
Р 6 - 8.36 ; P д - 8.28 ;
в 1 - 5.261 ; K 37 - 2.37 ; K 38 - 2.38
12.16
7
ПВД
№ 6 включен, по дренажной линии проходит конденсат в ПНД № 5
Если
и
X 5(1) =
0, то
Если
K 35 = 0 и
K 37 = 1,
то X 6(7) = 1
-
12.15 ; X 5(1) - 12.11
12.17
3
ПВД
№ 6 включен, по дренажной линии проходит конденсат в конденсатор
Если
и
,
то
Если
X 6(6) = 0
и X 6(7) =
0, то X 6(3) = 1
-
12.15 ; - 12.16 ;
X 6(6) - 12.15 ;
X 6(7) - 12.16
7
ПВД
№ 7
12.18
1
ПВД
№ 7 отключен (отключена группа ПВД № 7 и 8)
Если
K 55 = 1,
то
Если
K 34 = 1,
то X 7(1) = 1
K 34 - 2.34
12.19
5
ПВД
№ 7 включен, по дренажной линии проходит конденсат в ПВД № 6
Если
K 34 = 0 и
K 36 = 0,
то X 7(5) = 1
K 36 - 2.36
12.20
6
ПВД
№ 7 включен, по дренажной линии проходит конденсат в деаэратор
Если
P 6 - P д > в 1
или K 35 = 1,
то
Если
X 7(5) =
0, то X 7(6) = 1
X 7(5) - 12.19
8
ПВД
№ 8
12.21
1
ПВД
№ 8 отключен
Если
K 55 = 1,
то
Если
K 33 = 1,
то X 8(1) = 1
K 33 - 2.33
9
Группа
ПВД (№ 6-8)
12.22
1
Отключена
группа ПВД (№ 6-8)
Если
K 55 = 1,
то
Если
K 32 = 1,
то X 9(1) = 1
K 32 - 2.32
10
Деаэратор
7 кгс/см2 (перевод деаэратора на работу при скользящем давлении
невозможен)
12.23
8
Подача
пара в деаэратор из отбора на ПВД № 6
Если
P д7 ≤
в 2 и P 6 > в 2 ,
то
Если
K 30 = 1,
то X 10(8) =
1
P д7 - 8.37 ;
P 6 - 8.36 ; в 2 - 5.262 ; K 30 - 2.30
12.24
9
Подача
пара в деаэратор из коллектора 13 кгс/см2
Если
P д7 ≤
в 2 и P 6 ≤
в 2 , то
Если
K 31 = 1,
то X 10(9) =
1
K 31 - 2.31
11
Калориферы
котла
12.25
12.26
9
Подача
пара на калориферы котла из коллектора 13 кгс/см2
Если
K 25 = 1 и
,
то
Если
K 25 = 0,
то
Если
K 26 = 1 и
K 27 = 1,
то X 11(9) =
1
K 25 - 2.25 ;
-
8.23 ; - 5.263
12
Главный
эжектор
12.27
10
Подача
пара на эжекторы из выхлопа ПТН
Если
K 25 = 1 и
и
, то ;
Если
K 27 = 0 и
K 48 = 0,
то X 12(10) =
1
K 25 - 2.25 ; G пр . в - 6.39 ; f - 11.197. - 4.188 ;
K 27 -
2.27. K 48 - 2.28 ; - 8.23 ; - 5.265
12.28
11
Подача
пара на эжекторы из деаэратора
Если
и
и K 25 = 1 и
,
то
Если
и
и K 25 = 0 ,
то
Если
K 48 = 1,
то X 12(11) =
1
P д - 8.28 ;
-
5.265 ; G пр.в - 6.39 ; f
- 11.197 ; K 25 - 2.25 ;
K 48 - 2.48 ; - 8.23 ; - 5.265 ;
-
4.188
12.29
9
Подача
пара на эжекторы из коллектора 13 кгс/см2
Если
и
,
то
Если
K 27 = 1,
то X 12(9) =
1
-
12.27 ; - 12.28 ;
K 27 - 2.27
12.30
1
Работает
один эжектор
Если
или
и
G пр.в ≤
G пр.1 , то
Если
и
,
то
Если
один какой-либо из K 49 j =
1, то X 12(1) =
1
-
12.27 ; - 12.28 ; - 12.29 ; G пр.в - 6.39 ;
G пр.1 - 5.290 ; - 5.291 ;
K 49 j - 2.49
12.31
2
Работают
два эжектора
Если
или
и
G пр.1
< G пр.в ≤
G пр.2 , то
Если
и
,
то
Если
два каких-либо из K 49 j =
1, то X 12(2) =
1
G пр.2 - 5.292 ;
-
5.293
12.32
3
Работают
три эжектора
Если
и
,
то
Если
X 12(1) =
0 и X 12(2) =
0, то X 12(3) =
1
-
12.30 ; - 12.31 ; X 12(1) - 12.30 ;
X 12(2) - 12.31
13
ПСВ
№ 2
12.33
1
ПСВ
№ 2 отключен
Если
и
Р 3 < 0,6, то
Д 0 = G пв - 8.241 ; Р 3 - 8.266 ; f - 11.10
14
Способ
регулирования мощности энергоблока
12.34
1
Регулирование
мощности при скользящем начальном давлении пара
Если
G пв < Д ск ,
то
Если
K 62 = 1,
то X 14(1) =
1
G пв - 8.241 ;
Д ск - 5.266 ; K 62 - 2.62
15
Бустерный
насос
Анализируется
при наличии трех насосов
12.35
2
Работают
два бустерных насоса
Если
G пв > G 1 , то
Если
два каких-либо из K 9 j =
1, то X 15(2) =
1
G пв - 8.241 ; G 1 - 5.286 ;
K 9j - 2.9
16
Конденсатный
насос I ступени
12.36
2
Работают
два конденсатных насоса I ступени
Если
,
то
Если
два каких-либо из K 10 j =
1, то X 16(2) =
1
G' БОУ - 4.131 ;
-
8.176 ;
-
8.174 ; G 2 - 5.287 ; K 10 j - 2.10
См.
примечание п. 12.35
17
Конденсатный
насос II ступени
12.37
2
Работают
два конденсатных насоса II ступени
Если
G' БОУ > G 3 , то
Если
два каких-либо из K 11 j =
1, то X 17(2) =
1
G' БОУ - 4.131 ; G 3 - 5.288 ;
K 11 j - 2.11
См.
примечание п. 12.35
18
Конденсатный
насос ПСВ № 1
12.38
2
Работают
два конденсатных насоса ПСВ № 1
Если
G пс1 >
G 4 , то
Если
два каких-либо из K 17 j =
1, то X 18(2) =
1
G пс 1 - 8.203 ; G 4 - 5.289 ;
K 17j - 2.17
См.
примечание п. 12.35
19
Концевые
уплотнения турбины
12.39
9
Подача
пара на концевые уплотнения турбины из коллектора 13 кгс/см2
Если
то
Если
K 47 = 0,
то X 19(9) =
1
Р д - 8.28 ; - 5.264 ; K 47 - 2.47
* Приняты следующие цифровые обозначения способа
подключения l : 1 - подогреватель отключен; 2 - слив конденсата в
вышестоящий подогреватель; 3 - слив конденсата в конденсатор; 4 - слив конденсата
в линию основного конденсата; 5 - слив конденсата в нижестоящий
подогреватель; 6 - по дренажной линии проходит конденсат в деаэратор; 7 - по
дренажной линии проходит конденсат в ПНД № 5; 8 - подача пара из вышестоящего
отбора; 9 - подача пара из коллектора 13 кгс/см2 ; 10 - подача пара
из выхлопа ПТН; 11 - подача пара из деаэратора.
Таблица
13
Номер показателя
Наименование показателя
Обозначение
Размерность
Формула вычисления
Контрольное значение
Исходная информация
Примечание
13.1
Количество
включенных регенеративных подогревателей
n
Xj (1) - 12.1 ÷ 12.22
Для
турбоагрегатаТ-250/300-240 l = 8
13.2
Среднее
значение нагрева воды в регенеративных подогревателях
δi ср
ккал/кг
i' 1 = t' 1
- 4.186 ;
t пв - 4.5 ;
Р" пн - 8.42 ;
n
- 13.1 ;
f
- 7.13
13.3
Коэффициент,
учитывающий соотношение средних значений нагревов воды и теплоиспользований регенеративных
подогревателей
U
Если
X 9(1) =
1, то Δi ср = Δi ' ср
δi ср - 13.2 ;
Δ i ср - 5.253 ;
Δ i ' ср - 5.254 ;
Х 9(1) - 12.22
13.4
Относительное
значение расхода пара в отбор на j -й регенеративный
подогреватель
aj
U
- 13.3 ;
n
- 13.1
13.5
Расход
сквозного потока пара в турбине за вычетом расхода пара на регенеративные
подогреватели
Д скв
т/ч
G пв - 8.241 ;
aj - 13.4
13.6
Относительное
значение расхода пара в отбор на ПНД № 1 при сливе дренажа ПСВ № 1 и 2 в
линию основного конденсата после ПНД № 2 и 3 соответственно
a' 1
-
8.177 ;
-
8.175 ;
Д скв - 13.5 ;
U
- 13.3
13.7
Относительное
значение расхода пара в отбор на ПНД № 2 при сливе дренажа ПСВ № 1 и 2 в
линию основного конденсата после ПНД № 2 и 3 соответственно
a' 2
-
8.177 ;
-
8.175 ;
Д скв - 13.5 ;
U
- 13.3
13.8
Относительное
значение величины расхода пара в отбор на ПНД № 3 при сливе дренажа ПСВ № 1 и
2 в линию основного конденсата после ПНД № 2 и 3 соответственно
a' 3
-
8.175 ;
Д скв - 13.5 ;
U
- 13.3
13.9
Расход
сквозного потока пара в турбине за вычетом расхода пара на регенеративные
подогреватели с учетом коррекции на изменение слива дренажа ПСВ
Д' скв
т/ч
a' 1 - 13.6 ;
a' 2 - 13.7 ;
a' 3 - 13.8 ;
a 4 ÷ n - 13.4 ;
G пв - 8.241 ;
n - 13.1
13.10
Количество
работающих основных эжекторов
m
Если X 12(i ) = 1, то m = i , i = 1, 2, 3
X 12( i ) - 12.30 - 12.32
13.11
Расход
пара в конденсатор
Д к
т/ч
Д сп = f (Д 0 )
Если
K 66 = 1,
то Д к = K т Р 2
Д 0 = G пв - 8.241 ; Д' скв - 13.9 ;
G кф - 8.169 ;
m
- 13.10 ;
Д эж - 5.268 -5.270 ;
- 8.177 ;
K 66 - 2.66 ;
- 8.176 ;
K т - 6.38 ;
- 8.175 ;
Р 2 - 8.268 ;
-
8.174 ;
Д ск - 8.168 ;
f
- 11.190 ;
Х 10(9) - 12.24 ;
G' впр - 8.166 ;
Х 11(10) -
12.25 ;
Д д7 - 8.180 ;
Х 12(11) -
12.28 ;
Если
K 42 ≥
0,5, то Д к = Д с nc , Д с = f ( P 3 ) , nc = 3
Если
P 3 ≥
1, то nc = 2
f
- 11.156 ;
Р 3 - 8.266 ;
K 42 - 2.42
Для
турбоагрегата Т-250/300-240
Таблица
14
Таблица
15
Номер параметра
Наименование параметра
Обозначение
Размерность
Формула вычисления
Контрольное значение
Исходная информация
Примечание
15.1
Количество
ступеней подогрева сетевой воды
rc
Если
K 58 = 1 , то rc = 1
Если
K 59 = 1 , то rc = 2
Если
K 64 = 1 , то rc = 3
K 58 - 2.58 ; K 59 - 2.59 ; K 64 - 2.64
rc
= 3 - подогрев сетевой воды в ВПК
15.2
Расход
сетевой воды на ПСВ-1
G св1
т/ч
G св1 = G св
G св - 8.248
15.3
Расход
пара на ПСВ-1
Д пс1
т/ч
- 8.177 ;
- 8.176
15.4
Давление
пара в ПСВ-1
Р пс1
кгс/см2
P 2 - 8.268 ;
Д пс1 - 15.3 ;
- 5.238 ;
- 5.239
15.5
Параметр
режима поверхности нагрева ПСВ-1
αпс1
tS пс1 = f ( P пс1 )
G св 1 - 15.2 ;
t' пс 1 - 8.306 ;
iS 2 - 8.372 ;
t кпс 1 - 4.108 ;
η - 5.334 ;
f
- 7.6 ;
P пс1 - 15.4
15.6
Расход
сетевой воды на ПСВ № 2
G св2
т/ч
G св1 - 15.2 ;
t" пс1 - 8.307 ;
t" пс2 - 8.308 ;
- 8.309
15.7
Расход
пара на ПСВ № 2
Д пс2
т/ч
- 8.175 ;
- 8.174
15.8
Коэффициент
гидравлических потерь в паропроводе ПСВ № 2
в пс 2
Р 3 - 8.266 ;
P пс2 - 8.267 ;
Д пс2 - 15.7
15.9
Параметр
режима поверхности нагрева ПСВ № 2
αпс 2
G св2 - 15.6 ;
t" пс1 - 8.307 ;
tS пс2 - 8.318 ;
t" пс2 - 8.308
Таблица
16
Номер параметра
Наименование параметра
Обозначение
Размерность
Формула вычисления
Контрольное значение
Исходная информация
Примечание
16.1
Давление
пара в отборе на ПСВ № 1
кгс/см2
Начальное
приближение
- 8.268
16.2
Режимный
коэффициент ПСВ № 1
, - в конкретном случае вводится
соответствующее значение
16.3
Температура
сетевой воды за ПСВ № 1
°C
-
8.306 ; - 16.2 ; f
- 7.6 ;
-
16.1
16.4
Расход
пара на ПСВ № 1
т/ч
,
- 16.3 ; - 8.306 ; f - 7.8 ; - 16.3 ; f 1
- 11.194 ; η - 5.334
16.5
Давление
пара в отборе на ПСВ № 2
кгс/см2
Начальное
приближение
- 8.266
16.6
Режимный
коэффициент ПСВ № 2
, - в конкретном случае вводится
соответствующее значение
16.7
Расход
пара на ПСВ № 2
т/ч
t" пс 2 - 8.308 ;
- 16.3 ; η - 5.334 ; f - 7.8 ; f 1
- 11.194 ; - 16.5 ; f 2 - 7.6
16.8
Давление
пара перед ПСВ № 2
кгс/см2
- 16.5 ;
-
16.7
16.9
Температура
воды после ПСВ № 2
°С
- 16.3 ;
- 16.6 ;
f - 7.6 ; - 16.8
16.10
Условие
продолжения итерационного цикла при расчете температуры воды за ПСВ № 2
Если
,
то расчет повторяется с п. 16.5
- 16.9 ;
t" пс 2 - 8.308 ; Δt - 5.341
16.11
Расчетный
расход пара на ПСВ № 1
d пс1
т/ч
Если
,
то
Если
,
то
- 16.1 ;
- 16.5 ;
εкр
- 5.243 ;
K по1 - 5.212 ;
K по2 - 5.213 ;
Д к - 13.11 ; Д 1 - 14.23 ;
Д 2 - 14.19
Для
турбин T-100-130; Т-175-130; T-180-130;
Д 2 = 0
16.12
Условие
продолжения итерационного цикла при расчете расхода d пс1
Если
,
то расчет повторяется с п. 16.1
- 16.4 ;
d пс1 - 16.11 ;
ΔД - 5.342
Таблица
17
Номер параметра
Наименование параметра
Обозначение
Размерность
Формула вычисления
Контрольное значение
Исходная информация
Примечание
Одноступенчатый подогрев сетевой воды ( r с = 1)
17.1
Режимный
коэффициент ПСВ № 1 при его нормативном состоянии
-
5.338 ; G св1 - 15.2 ; r с - 15.1
17.2
Температура
насыщения пара в ПСВ № 1 при его нормативном состоянии
°С
-
8.306 ;
-
8.307 ;
-
17.1
17.3
Расход
пара на ПСВ № 1
т/ч
G св 1 - 15.2 ; - 8.306 ; - 8.307 ; η - 5.334 ;
f
- 7.8 ;
-
17.2
17.4
Давление
пара в отборе при нормативном состоянии ПСВ № 1
кгс/см2
Из
уравнения
-
17.3 ;
-
5.238 ; - 5.239 ;
f
- 7.5 ;
-
17.2
Двухступенчатый подогрев сетевой воды ( rc = 2)
17.5
Расчет
расходов и давлений пара
Расчет
по пп. 16.1
- 16.12
При
rc = 2 - п. 15.1
17.6
Давление
пара в отборе на ПСВ № 1
кгс/см2
-
п. 16.1
-
8.248 ;
-
5.338 ; - 8.248 ;
-
5.339 ;
-
5.240 ;
-
5.241 ; rc - 15.1
При
нормативном состоянии поверхностей нагрева, обводной арматуры и паропроводов
17.7
Расход
пара на ПСВ № 1
т/ч
-
п. 16.4
17.8
Давление
пара в отборе на ПСВ № 2
кгс/см2
-
п. 16.5
17.9
Расход
пара на ПСВ № 2
т/ч
-
п. 16.7
Сравнение вариантов одноступенчатого подогрева
(фактическая схема) или двухступенчатого (нормативная схема)
17.10
Условие
сравнения вариантов
Если
,
то и
продолжить с п. 17.11 .
Если
,
то и
сравнение не производится
-
12.33
При
фактическом состоянии поверхности нагрева ПСВ № 1 и нормативном состоянии
поверхности нагрева и паропровода ПСВ № 2
17.11
Расчет
давлений и расходов пара
Расчет
по пп. 16.1
- 16.12
-
15.2 ;
-
15.2 ;
-
15.5 ;
-
5.339 ;
-
5.240 ;
-
5.241 ;
P 2 - 8.268 ;
Д пс1 - 15.3
17.12
Изменение
давления пара в отборе на ПСВ № 1
кгс/см2
;
-
п. 16.1
17.13
Изменение
давления пара в отборе на ПСВ № 2
кгс/см2
;
-
п. 16.5
Принимается:
P 3 = 0; Д пс2 = 0
17.14
Изменение
расхода пара на ПСВ № 1
т/ч
;
-
п. 16.4
17.15
Изменение
расхода пара на ПСВ № 2
т/ч
;
-
п. 16.7
Таблица
18
Номер показателя
Наименование показателя
Обозначение
Размерность
Формула вычисления
Контрольное значение
Исходная информация
Примечание
18.1
Температура
пара в отборе на j -й регенеративный подогреватель (область перегретого
пара)
tj
°С
α j = f 3 (Д 0 ), βj = f 4 (Д 0 ),
φ j = f 5 (Д 0 ),
ψj = f 6 (Д 0 ),
σ j = f 7 (Д 0 ),
δ j = f 8 (Д 0 ),
λ j = f 9 (Д 0 ),
γ j = f 10 (Д 0 ),
Д 0 = G пв - 8.241 ; f 1 - 11.57 ;
f 2 - 11.22 ; f 3 - 11.118 ;
f 4 - 11.119 ; f 5 - 11.116 ; f 6 - 11.117 ;
f 7 - 11.120 ; f 8 - 11.121 ; f 9 - 11.115 ;
f 10 - 11.122 ; f 11 - 11.24 ; f 12 - 11.28 ;
-
5.245 ; - 5.247 ; - 5.248 ; - 5.249 ; - 5.246
Для
турбоагрегата Т-250/300-240 j = 3 ÷ 8.
При
j = 3 ÷ 6, αj = 0, βj = 0, γj = 0.
При
j = 7, 8, φj = 0,
ψ j = 0, σj = 0, δj = 0
Для
фактических условий:
,
,
,
Р' о = Р о , ΔηЦВД = f 2 (Д 0 )
Д 0 = G пв - 8.241 ; X 14(1) - 12.34 ;
P' ЦСД1 - 8.260 ;
-
5.234 ; to - 8.289 ; - 6.48 ; Р о - 8.259 ; - 5.229 ; t' ЦСД1 - 8.291 ; - 6.40 ; Р j - 8.34 -8.40 ; - 5.230 ; f 1 - 11.28 ;
-
6.41 ; f 2 - 11.199
Для
нормативных условий:
, , , , ,
- 5.108 ; f 1 - 11.145 ;
-
5.234 ; f 2 - 11.28 ;
-
17.8 ; f 3
- 11.22 ; - 12.34 ; f 4 - 11.26 ;
-
11.24 ; - 5.110 ; - 5.229 ; - 5.109
18.2
Энтальпия
пара в отборе, питающем j -й регенеративный подогреватель (область перегретого
пара)
ij
ккал/кг
f (Pj ,
tj )
f
- 7.1
Для
фактических условий:
Pj - 8.34 ÷ 8.40 ;
tj - 18.1
Для
нормативных условий:
- 18.1 ; - 18.1
18.3
Расчетное
значение энтальпии пара в верхнем теплофикационном отборе
ккал/кг
Д 0 = G пв - 8.241 ; f - 11.139 ;
S - 5.251
Для
турбоагрегатаТ-250/300-240 не рассчитывать
Для
фактических условий:
Pj - 8.34 ÷ 8.40
Для
нормативных условий: - 18.1
18.4
Используемый
теплоперепад отсека турбины перед отбором, питающим j -й
регенеративный подогреватель (область влажного пара)
Hj
ккал/кг
f (ΔPj )
ΔPj = Pj +1 - Pj
f
- 11.140
См.
примечание п. 18.3
Для
фактических условий:
Pj - 8.34 ÷ 8.40
Для
нормативных условий: - 18.1
18.5
Расчетное
значение энтальпии пара отбора, питающего j -й
регенеративный подогреватель (область влажного пара)
ккал/кг
Для
отбора перед верхним теплофикационным отбором
Для
фактических условий:
- 18.3 ;
Hj - 18.4
См.
примечание п. 18.3
Для
нормативных условий: - 18.3 ; - 18.4
18.6
Используемый
теплоперепад промежуточного отсека
H по
ккал/кг
h по = ΔР по , h по = f (Д по ),
ΔР по = Р 3 - Р 2
f
- 11.141
Для
фактических условий:
Д к - 13.11 ; Д 2 - 14.19 ; - 8.177 ; Р 3 - 8.266 ;
-
8.176 ; P 2 - 8.268 ; Д 1 - 14.23
Для
нормативных условий:
-
17.3 ; -
17.8 ; -
17.6
18.7
Энтальпия
пара в нижнем теплофикационном отборе
i 2
ккал/кг
i 3 - H по
Для
фактических условий:
i 3 - 18.2 ;
H по - 18.6
Для
нормативных условий: - 18.2 ;
- 18.6
Расчетное
значение
Для
фактических условий: - 18.3 ; H по - 18.6
Для
турбоагрегатов с номинальной мощностью 100, 175 и 180 МВт
Для
нормативных условий: - 18.3 ;
- 18.6
18.8
Поправка
к используемому теплоперепаду на турбину при изменении давления в
конденсаторе
Δ i к
ккал/кг
,
η эм = f ( N т )
f
- 11.189 ; f - 11.155 ;
Д к - 13.11 ; X - 5.269 ; K вл - 5.258 ;
N т - 8.255 ; Р к - 8.269 ; - 5.232
18.9
Используемый
теплоперепад пара в ЦНД
H ЦНД
ккал/кг
h ЦНД α ЦНД + Δ i к , h ЦНД = f 1 (Д к ),
α ЦНД = f 2 ( P 2 ).
Если
,
то H ЦНД = 0
f 1 - 11.142 ;
f 2 - 11.143 ; Д к - 13.11 ; - 5.252 ; P 2 - 8.268 ;
Δi к - 18.8
18.10
Энтальпия
пара в отборе на ПНД № 1
i 1
ккал/кг
i 2 - а ПНД 1 H ЦНД
i 2 - 18.7 ; а ПНД 1 - 5.250 ; H ЦНД - 18.9
Рассчитывается
для турбоагрегата Т-250/300-240
18.11
Энтальпия
пара в конденсаторе
i к
ккал/кг
i 2 - H ЦНД
i 2 - 18.7 ; H ЦНД - 18.9
См.
примечание п. 18.10
Расчетное
значение
- 18.7 ;
H ЦНД - 18.9
Для
турбоагрегатов с номинальной мощностью 100, 175 и 180 МВт
18.12
Энтальпия
пара в отборе, питающем j -й регенеративный подогреватель (область влажного
пара)
ij
ккал/кг
, α ' j = f 2 (Д0 ), β' j = f 3 (Д0 ),
γ' j = f 4 (Д0 ),
φ' j = f 5 (Д0 ),
ψ ' j = f 6 (Д0 ), σ' j = f 7 (Д0 ),
Для
конденсатора
Д 0 = G пв - 8.241 ; - 5.247 ; - 5.248 ; - 5.246 ; f 7 - 11.126 ;
-
5.245 ; f 8 - 11.28 ; f 1 - 11.24 ;
f 2 - 11.123 ; f 3 - 11.124 ; f 4 - 11.125 ;
f 5 - 11.127 ; f 6 - 11.128
Для
турбоагрегатаT-250/300-240 не рассчитывать
Для
фактических условий:
P' o - 18.1 ; η ЦСД - 18.1 ;
to - 8.289 ; - 18.5 ; t' ЦСД - 8.291 ; - 18.11 ; Р' ЦСД - 8.260 ; η ЦВД - 18.1
Для
нормативных условий:
- 5.108 ; -
5.109 ; t ' ЦСД = - 5.110 ; Р' ЦСД = - 11.24 ; η ЦВД = η (н) ЦВД - 5.229 ;
-
18.5 ; - 18.11
18.13
Энтальпия
дренажа j -го регенеративного подогревателя
i др j
ккал/кг
f (Pj )
f
- 11.194
Для
фактических условий:
Pj - 8.34 ÷ 8.40
Для
нормативных условий: - 18.1
18.14
Энтальпия
питательной воды за j -ым регенеративным подогревателем
i"j
ккал/кг
Для
фактических условий:
Если
j = 1 ÷ 5, то i" j = t" j .
Если
j = 6 ÷ 8, то t" j - 8.342;
8.344
t" j - 4.178 ÷ 4.182
Для
нормативных условий:
f
- 11.144 ;
- 18.1
Таблица
19
Номер
Наименование параметра
Обозначение
Размерность
Формула вычисления
Контрольное значение
Исходная информация
Примечание
19.1
Признак
расчета
Если
,
то расчет не производится по пп. 19.1 - 19.14
Если
,
то расчет продолжается с п. 19.2
Д к - 13.11 ;
-
5.252
Принимаются
результаты предыдущих расчетов (при )
19.2
Изменение
давления пара в конденсаторе при отклонении присосов воздуха от норматива
кгс/см2
β
- 5.228 ; α - 5.227 ; m
- 13.10 ; G пр. в - 6.39 ;
-
5.343
19.3
Давление
пара в конденсаторе без учета присосов
Р' к
кгс/см2
Р к - 8.269 ; - 19.2
19.4
Тепловая
нагрузка ВПК
Q ВПК
Гкал/ч
Если
K 45 = 0 и
K 64 = 0,
то Q ВПК = 0
Если
K 45 = 1
или K 64 = 1,
то Q ВПК =
G ВПК ( t " ВПК - t ' ВПК )10-3
K 45 - 2.45 ;
K 64 - 2.64 ; G ВПК - 8.178 ;
t" ВПК - 4.128 ;
t' ВПК - 4.127
19.5
Коэффициент
теплопередачи конденсатора
K
ккал/м2 ·ч·град
t'S к = f (P' к )
W к - 8.207 ; F к - 5.226 ;
G ВПК - 8.178 ;
F ВПК - 5.335 ; Д к - 13.11 ; i к - 18.11 ; f - 7.6 ; P' к - 19.3 ; t 2 в - 8.312 ; tS к - 8.319
При
K 45 = 1 G ВПК = 0 F ВПК = 0
19.6
Степень
чистоты
а
Начальное
приближение
a = a н - 5.337
19.7
Показатель
степени
Х
t 1в - 4.122 ;
a - 19.5
19.8
Средняя
скорость воды в трубках конденсатора
υ
м/с
W к - 8.207 ;
G ВПК - 8.178 ;
Z - 5.225 ;
nz - 5.224 ; - 5.223 ;
f ВПК - 5.336
При
K 45 = 1 f ВПК = 0 G ВПК = 0
19.9
Коэффициент,
учитывающий число ходов воды в конденсаторе
Ф Z
Z
- 5.225 ; t 1в - 4.122
19.10
Удельная
паровая нагрузка конденсатора
d к
т/ч ∙ м2
Д к /( F к + F ВПК )
Д к - 13.11 ; F к - 5.226 ;
F ВПК - 5.335
19.11
Граничная
удельная паровая нагрузка
т/ч ∙ м2
- 5.128 ;
t 1в - 4.122
19.12
Коэффициент,
учитывающий влияние паровой нагрузки
Ф d
Если
,
то Ф d = 1
В
противном случае
d к - 19.10 ;
-
5.218 ; - 19.11
19.13
Коэффициент
теплопередачи по формуле ВТИ
k ВТИ
ккал/м2 ∙ ч ∙ °С
υ
- 19.8 ; Х - 19.7 ; d в - 5.222 ;
a - 19.6 ; t 1в - 4.122 ;
Ф Z - 19.9 ; Ф d - 19.12
19.14
Условие
продолжения итерационного цикла при расчете степени чистоты
Если
,
то расчет повторяется с п. 19.6
k
- 19.5 ;
k ВТИ - 19.13 ;
Δ k - 5.340
19.15
Коэффициент
гидравлического сопротивления половины 1
Si
м вод.ст/(м6 /ч2 )
ΔP к1 - 4.125 ; Δ W 1 - 8.153
i
- номер участка циркуляционной сети - в
соответствии с рис. к табл. 24
19.16
Коэффициент
гидравлического сопротивления половины 2
Si
м вод.ст/(м6 /ч2 )
ΔP к2 - 4.125 ; W 2 - 8.153
Таблица
20
Номер показателя
Наименование показателя
Обозначение
Размерность
Формула вычисления
Контрольное значение
Исходная информация
Примечание
20.1
Коэффициент
изменения мощности регенеративного отбора, питающего ПНД № 1
е 1
Для
фактических условий:
i 1 - 18.10 ;
i др. 1
- 18.13 ; i к - 18.11 ; Х 1(1) - 12.1
Для
нормативных условий:
- 18.10 ; - 18.13 ; - 12.1 ; i к - 18.11
20.2
Удельное
изменение мощности за счет нагрева конденсата в ПНД № 1
Z 1
ккал/кг
Для
фактических условий:
e 1 - 20.1 ; i" 1
- 18.14 ;
t' 1 - 4.186 ;
X 1(1) - 12.1
Для
нормативных условий:
,
Δ t 1 = f ( G пв )
f
- 11.13 ; - 20.1 ; G пв - 8.241 ;
-
12.1
20.3
Коэффициент
изменения мощности отбора, питающего ПНД № 2
e 2
Для
фактических условий:
i 2 - 18.7 ; X 2(2)
- 12.3 ; i к - 18.11 ; X 2(3) - 12.4 ; Z 1
- 20.2 ; i" 1 - 18.14 ;
i др .2 - 18.14
Для
нормативных условий:
-
18.7 ; - 18.14 ; - 20.2 ; - 12.3 ; - 18.13 ; i к - 18.11 ;
-
12.4
20.4
Удельное
изменение мощности за счет нагрева конденсата в ПНД № 2
Z 2
ккал/кг
e 2 (i" 2
- i" 1 )(1 - X 2(1) )
Для
фактических условий:
e 2 - 20.3 ; i" 2
- 18.14 ; i" 1 - 18.14 ;
X 2(1) - 12.2
Для
нормативных условий:
-
20.3 ; - 12.2 ; - 18.14 ; - 18.14
20.5
Коэффициент
изменения мощности отбора, питающего ПНД № 3
e 3
Для
фактических условий:
i 3 - 18.2 ; X 3(4)
- 12.6 ; i к - 18.11 ; X 3(3) - 12.7 ; i" 2
- 18.14 ; Z 1 - 20.4 ; i др . 3 - 18.13 ; Z 2 - 20.2
Для
нормативных условий:
-
18.2 ; - 18.13 ; - 12.6 ; - 12.7 ; - 18.14 ; - 20.2 ; - 20.4 ; i к - 18.11
20.6
Удельное
изменение мощности за счет нагрева конденсата в ПНД № 3
Z 3
ккал/кг
e 3 (i" 3 - i" 2 )(1
- X 3(1) )
Для
фактических условий:
e 3 - 20.5 ; i" 3
- 18.14 ; i" 2 - 18.14 ;
X 3(1) - 12.5
Для
нормативных условий:
-
20.5 ; - 12.5 ; - 18.14 ; - 18.14
20.7
Коэффициент
изменения мощности отбора, питающего ПНД № 4
e 4
Для
фактических условий:
i 4 - 18.2 ; X 4(4)
- 12.9 ; i к - 18.11 ; X 4(3) - 12.10 ;
i" 3 - 18.14 ; Z 1 - 20.2 ; i др .4 - 18.13 ; Z 2 - 20.4 ; e 3
- 20.5 ; Z 3 - 20.6 ; i 3
- 18.2
Для
нормативных условий:
,
-
18.2 ; - 12.9 ; - 18.2 ; - 12.10 ; - 20.5 ; - 20.2 ; - 18.13 ; - 20.2 ; - 18.14 ; - 20.6 ; i к - 18.11
20.8
Удельное
изменение мощности за счет нагрева конденсата в ПНД № 4
Z 4
ккал/кг
e 4 (i" 4
- i" 3 )(1 - X 4(1) )
Для
фактических условий:
e 4 - 20.7 ; i" 4
- 18.14 ; - 18.14 ; X 4(1) - 12.8
Для
нормативных условий:
-
20.7 ; - 18.14 ; - 18.14 ; - 12.8
20.9
Коэффициент
изменения мощности отбора, питающего ПНД № 5
е 5
Для
фактических условий:
X 5(5) - 12.12 ;
e 4 - 20.7 ; i" ПТН - 18.2 ; i 4 - 18.2 ; i жр .5 - 18.13 ; i к - 18.11 ; X 5(3) - 12.13
Для
нормативных условий:
;
;
;
;
;
-
12.12 ; - 18.2 ; - 12.13 ; - 20.7 ; - 18.13 ; i к - 18.11 ;
-
18.2
20.10
Удельное
изменение мощности за счет нагрева конденсата в ПНД № 5
Z 5
ккал/кг
e 5 (i" 5
- i" 4 )(1 - X 5(1) )
Для
фактических условий:
e 5 - 20.9 ; i" 5
- 18.14 ; i" 4 - 18.14 ;
X 5(1) - 12.11
Для
нормативных условий:
-
20.9 ; - 18.14 ; - 18.14 ; - 12.11
20.11
Коэффициент
изменения мощности отбора, питающего деаэратор 7 кгс/см2
е д
Для
фактических условий:
Zj - 20.2 ; 20.10 ; X 10(8) - 12.23 ;
i к - 18.11 ; X 10(9) - 12.24 ;
i" 5 - 18.14 ; i д - 18.2
Для
нормативных условий:
;
;
;
;
-
20.2 ; 20.10 ; - 12.23 ; - 18.14 ; -12.24 ; i к - 18.11 ;
-
18.2
20.12
Удельное
изменение мощности за счет нагрева питательной воды в деаэраторе
Z д
ккал/кг
e д (i" д - i" 5 )
Для
фактических условий:
e д - 20.11 ; i" д - 18.14 ; i" 5 - 18.14
Для
нормативных условий:
; ;
-
20.11 ; - 18.14 ; - 18.14
20.13
Коэффициент
изменения мощности отбора, питающего ПВД № 6
e 6
Для
фактических условий:
Zj - 20.2 ; 20.10 ; X 6(6) - 12.15 ;
i д - 18.2 ; X 6(7) - 12.16 ;
i" 5 - 18.14 ; X 6(3) - 12.17 ;
i к - 18.11 ; i др .6 - 18.13 ; e д - 20.11 ; i 6 - 18.2
Для
нормативных условий:
, , , , , , , ,
-
20.2 ; 20.10 ; - 12.15 ; - 18.2 ; - 12.16 ; - 18.14 ; - 12.17 ; - 20.11 ; - 18.13 ; i к - 18.11 ;
-
18.2
20.14
Удельное
изменение мощности за счет нагрева питательной воды в ПВД № 6
Z 6
ккал/кг
Если
X 10(8) =
1, то
Для
фактических условий:
e 6 - 20.13 ;
i" д - 18.14 ; i" 6 - 8.342 ;
i" 5 - 18.14 ; X 10(8) - 12.23 ;
X 6(1) - 12.14
Для
нормативных условий:
,
,
,
,
,
-
20.13 ; - 12.23 ; - 18.16; - 18.14 ; - 18.14 ; - 12.14
20.15
Коэффициент
изменения мощности отбора, питающего ПВД № 7
e 7
,
,
,
Для
фактических условий:
e 6 - 20.13 ;
i' ЦСД 1 - 18.2 ; i 7 - 18.2 ; i жр .7 - 18.13 ; i 6 - 18.2
Для
нормативных условий:
,
,
,
,
-
18.2 ; - 18.13 ; - 20.13 ; - 18.2 ; - 18.2
20.16
Удельное
изменение мощности за счет нагрева питательной воды в ПВД № 7
Z 7
ккал/кг
Для
фактических условий:
-
20.15 ; - 20.15 ; - 8.342 ; - 8.343 ; - 12.18
Для
нормативных условий:
,
,
,
-
20.15 ; - 20.15 ; - 18.14 ; - 18.14 ; - 12.18
20.17
Коэффициент
изменения мощности отбора, питающего ПВД № 8
e g
,
Для
фактических условий:
- 20.15 ; - 20.15 ; i 8 - 18.2 ; i 7
- 18.2 ; i др .8 - 18.13
Для
нормативных условий:
,
,
,
,
-
20.15 ; - 20.15 ; - 18.13 ; - 18.2 ; - 18.2
20.18
Удельное
изменение мощности за счет нагрева питательной воды в ПВД № 8
Z 8
ккал/кг
,
,
Для
фактических условий:
-
20.17 ; - 8.344 ; - 20.17 ; - 8.343 ; - 12.21
Для
нормативных условий:
,
,
,
-
20.17 ; - 18.14 ; - 20.17 ; - 18.14 ; - 12.21
20.19
Внутренний
абсолютный КПД цикла
η
Для
фактических условий:
i 0 - 18.2 ; Δ i пп - 20.15 ; i к - 18.11 ; i пв - 18.14 ; Zj - 20.220.14; - 20.16 ;
20.18 ; - 20.16 ; 20.18
Для
нормативных условий:
, , , , ,
-
20.220.14; - 20.16 ; 20.18 ;
-
20.16 ; 20.18 ; - 18.2 ; - 18.14 ; - 20.15
20.20
Коэффициент
удельной выработки потока пара, идущего в конденсатор
Э к
Для
фактических условий:
η
- 20.19
Для
нормативных условий:
η = η (н) - 20.19
20.21
Коэффициент
удельной выработки электроэнергии отборов, питающих регенеративные и сетевые
подогреватели
Э j
Для
фактических условий:
η
- 20.19 ; ej - 20.1
- 20.18
Для
нормативных условий:
η = η (н) - 20.19 ;
ej = ej (н) - 20.1 ÷ 20.18
Таблица
21
Номер показателя
Наименование показателя
Обозначение
Размерность
Формула вычисления
Контрольное значение
Исходная информация
Примечание
21.1
Изменение
внутренней мощности турбоагрегата при изменении температуры свежего пара
МВт
,
, , ,
Д 0 = G пв - 8.241 ;
G пс 1 - 8.203 ; G пс 2 - 8.202 ; Д к - 13.11 ; f 1 - 11.64 ;
f 2 - 11.64 ; f 3 - 11.64 ;
f 4 - 11.100
21.2
Изменение
внутренней мощности турбоагрегата при изменении давления свежего пара
МВт
,
, ,
Д 0 = G пв - 8.241 ;
G пс 1 - 21.1 ; G пс 2 - 21.1 ; Д к - 13.11 ; f 1 - 11.65 ;
f 2 - 11.101
21.3
Изменение
внутренней мощности турбоагрегата при изменении потери давления в тракте
промперегрева
МВт
,
, ,
Д 0 = G пв - 8.241 ;
G пс 1 - 21.1 ; G пс 2 - 21.1 ; Д к - 13.11 ; f 1 - 11.66 ;
f 2 - 11.102
21.4
Изменение
внутренней мощности турбоагрегата при изменении температуры пара после
промперегрева
МВт
,
, , ,
Д 0 = G пв - 8.241 ;
G пс 1 - 21.1 ; G пс 2 - 21.1 ; Д к - 13.11 ; f 1 - 11.67 ;
f 2 - 11.79 ; f 3 - 11.89 ;
f 4 - 11.103
21.5
Изменение
внутренней мощности турбоагрегата при изменении КПД ЦВД
МВт
,
, ,
Д 0 = G пв - 8.241 ;
G пс 1 - 21.1 ; G пс 2 - 21.1 ; Д к - 13.11 ; f 1 - 11.77 ;
f 2 - 11.104
21.6
Изменение
внутренней мощности турбоагрегата при изменении КПД ЦСД № 1
МВт
,
, , ,
Д 0 = G пв - 8.241 ;
G пс 1 - 21.1 ; G пс 2 - 21.1 ; Д к - 13.11 ; f 1 - 11.69 ;
f 2 - 11.80 ; f 3 - 11.91 ;
f 4 - 11.106 ; Р 2 - 8.268 ; Р 3 - 8.266 ; Р к - 8.269
21.7
Изменение
внутренней мощности турбоагрегата при изменении КПД ЦСД № 2
МВт
,
, , ,
Д 0 = G пв - 8.241 ;
G пс 1 - 21.1 ; f 4 - 11.107 ;
G пс 2 - 21.1 ; Р 2 - 8.268 ; Д к - 13.11 ; Р 3 - 8.266 ; f 2 - 11.81 ;
Р к - 8.269 ; f 1 - 11.70 ;
f 3 - 11.92
21.8
Изменение
внутренней мощности турбоагрегата при изменении КПД приводной турбины
питательного насоса
МВт
,
, , , ,
Д 0 = G пв - 8.241 ;
G пс 1 - 21.1 ; G пс 2 - 21.1 ; Д к - 13.11 ; - 8.370 ; - 8.368 ; f 1 - 11.71 ;
f 2 - 11.29 ; f 3 - 11.82 ;
f 4 - 11.93 ; f 5 - 11.108
21.9
Изменение
внутренней мощности турбоагрегата при изменении КПД питательного насоса
МВт
,
, , , , ,
Д 0 = G пв - 8.241 ;
G пс 1 - 21.1 ; f 5 - 11.94 ;
G пс 2 - 21.1 ; f 6 - 11.109 ;
Д к - 13.11 ; Э 6 - 20.21 ; - 8.370 ; - 8.368 ; f 1 - 11.29 ;
f 2 - 11.30 ; f 3 - 11.72 ;
f 4 - 11.83
21.10
Изменение
внутренней мощности турбоагрегата при изменении состояния j -го
регенеративного подогревателя
МВт
,
Э j + 1_ - 20.21 ;
Э j - 20.21 ; δj +1 - 5.221
21.11
Изменение
внутренней мощности турбоагрегата при изменении протечек питательной воды
через обводную арматуру группы ПВД
МВт
,
Э j - 20.21 ;
i"j - 8.342 , 8.344 ;
i" j -1 - 8.342 , 8.344
21.12
Изменение
внутренней мощности турбоагрегата при изменении параметров i -го
ПСВ
МВт
,
, , , ,
,
Д по = G пс1 + Д к
+ Д 2 + Д 1
G 2 - 14.18 ;
Δi пс1 - 5.204 ; Э 4 - 20.21 ; G 4 - 14.14 ;
Δi пс2 - 5.205 ; G 3 - 14.17 ;
G пс1 - 21.1 ;
G пс2 - 21.1 ; Р 3 - 8.266 ; Э 2 - 20.21 ; Р 2 - 8.268 ; K 40 - 2.40 ;
f 1 - 11.192 ; -
18.16; f 2 - 11.193 ; -
18.16; Д к - 13.11 ;
Э 3 - 20.21 ; Д 1
- 14.23 ; Д 2 -
14.19 ; Д 3 - 14.16
Для
двух- и трехступенчатого подогрева сетевой воды. Значения Δ Д пс1 , Δ Д пс2 , Δ P 2 и ΔP 3
определяются при анализе технического состояния i -го ПСВ
21.13
Изменение
внутренней мощности турбоагрегата при изменении давления пара в нижнем
теплофикационном отборе
МВт
,
,
,
,
Д 0 = G пв - 8.241 ;
G пс1 - 21.1 ;
Д к - 13.11 ; Р 2
- 8.268 ; f 1 - 11.68 ; f 2 - 11.90 ;
f 3 - 11.105
Рассчитывается
при одноступенчатом подогреве сетевой воды
21.14
Изменение
внутренней мощности турбоагрегата из-за отключения ПВД № 6
Δ N 6
МВт
Q 6 = f 1 ( Д 0 ), , , , ,
Д 0 = G пв - 8.241 ; δj +1
- 5.221 ; f 1 - 11.32 ;
Э 8 - 20.21 ; f 2 - 11.62 ;
Э 7 - 20.21 ; f 3 - 11.75 ;
-
8.370 ; f 4 - 11.86 ;
-
8.368 ; f 5 - 11.97 ;
Э к - 20.20 ; f 6 - 11.112 ;
Э 6 - 20.21 ;
G пс1 - 21.1 ;
Д 7и - 8.160 ; G пс2 - 21.1 ; Д 8и - 8.159 ; Д к - 13.11 ; i др.6 - 18.14 ;
i др.7 - 18.14 ; Э д - 20.21
21.15
Изменение
внутренней мощности турбоагрегата при отключении ПВД № 7 и 8
Δ N 7, 8
МВт
Qj = f 1 ( Д 0 ), , , , ,
Д 0 = G пв - 8.241 ; Э j - 20.21 ; f 1 - 11.32 ;
Э к - 20.20 ; f 2 - 11.61 ;
-
8.370 ; f 3 - 11.74 ;
-
8.368 ; f 4 - 11.85 ;
G пс 1 - 21.1 ; f 5 - 11.96 ;
G пс 2 - 21.1 ; f 6 - 11.111 ;
Д к - 13.11 ; X 7(1) - 12.18
21.16
Изменение
внутренней мощности турбоагрегата при отключении ПВД № 8
Δ N 8
МВт
Q 8 = f 1 ( Д 0 ), , , , ,
Д 0 = G пв - 8.241 ; Э 8 - 20.21 ; f 3 - 11.73 ;
Э к - 20.20 ; f 4 - 11.84 ;
-
8.370 ; - 8.368 ; f 5 - 11.95 ;
G пс 1 - 21.1 ; f 6 - 11.110 ;
G пс 2 - 21.1 ; Д к - 13.11 ; X 8(1) - 12.21 ;
f 1 - 11.32 ; f 2 - 11.60
21.17
Изменение
внутренней мощности турбоагрегата при отключении ПВД № 6-8
Δ N 6, 7, 8
МВт
Qj = f 1 ( Д 0 ), , , , ,
Д 0 = G пв - 8.241 ; Э j - 20.21 ; f 4 - 11.87 ;
Э к - 20.20 ; f 5 - 11.98 ;
-
8.370 ; - 8.368 ; f 6 - 11.113 ;
G пс 1 - 21.1 ;
G пс 2 - 21.1 ; Д к - 13.11 ; f 1 - 11.32 ;
f 2 - 11.63 ; f 3 - 11.76
21.18
Изменение
внутренней мощности турбоагрегата при отключении j -го ПНД
Δ Nj
МВт
j = 1
÷ 3, Q = f 1 ( Gj ), j = 5, Qj = f 2 (Д 0 )
Если j = 5, то δ j +1 = 0
Д 0 = G пв - 8.241 ; Xj (1) - 12.1 ;
12.2 ; 12.5 ; 12.8 ;
12.11 ; Э j - 20.21 ; Gj - 14.17 ; 14.18 ; 14.22 ;
f 1 - 11.31 ; f 2 - 11.32 ;
δj +1 - 5.221
21.19
Изменение
внутренней мощности турбоагрегата при отключении ПНД № 4
Δ N 4
МВт
Q 4 = f ( Д 0 )
Э д - 20.21 ; Д др .5 - 14.12 ; Э 5 - 20.21 ; i др .5 - 18.14 ; Э 4 - 20.21 ; X 1(1) - 12.1 ; Э 1 - 20.21 ;
iS к - 8.321 ; Э 2 - 20.21 ; - 18.15; Э 3 - 20.21 ; - 18.15; f - 11.32 ; - 18.15; - 18.15; Д 0 = G пв - 8.241
21.20
Изменение
расхода тепла, отводимого из конденсатора, из-за отключения ПНД № 4
Δ Q к4
Гкал/ч
Д др.5 ( i др.5 - iS к )10-3
Д др.5 - 14.12 ; iS к - 8.319 ; i др.5 - 18.14
21.21
Изменение
внутренней мощности турбоагрегата при изменении расхода конденсата на
уплотнения питательных насосов
Δ N упл.пн
МВт
- 8.181 ;
-
8.182 ; -
18.15; Э д - 20.21 ;
Э j - 20.21 ; -
18.15; - 18.15
21.22
Изменение
расхода тепла, отводимого из конденсатора, при изменении расхода конденсата
на уплотнения питательных насосов
Гкал/ч
B
- 21.21 ; - 8.351 ;
iS к - 8.319
21.23
Изменение
внутренней мощности турбоагрегата при изменении нагрева воды в питательном
насосе
Δ N пн
МВт
G пв - 8.241 ;
Э 6 - 20.21
21.24
Изменение
внутренней мощности турбоагрегата при скользящем давлении пара в деаэраторе
Δ N д.ск
МВт
Если
,
то
Если
,
то
G пв - 8.241 ; Δ N 6 - 21.14 ; Э 6 - 20.21 ; - 8.367 ; Э д - 20.21 ; i др .7 - 18.14 ; - 5.191 ; Р 6 - 8.36 ;
-
8.341 ; - 5.72 ; Д д - 8.180 ; i 6 - 8.377 ; i д - 8.378 ; - 12.23 ; - 12.24 ; i 7 - 8.376
21.25
Изменение
мощности турбоагрегата из-за изменения расхода пара из I камеры переднего
уплотнения ЦВД
МВт
Э 7 - 20.21 ; i 0 - 8.365 ;
i 7 - 8.376
21.26
Изменение
мощности турбоагрегата из-за изменения расхода пара из II камеры переднего
уплотнения ЦВД
МВт
i 0 - 8.365 ;
-
8.368 ; - 8.371 ; - 8.367 ; Э 5 - 20.21 ; i 7 - 8.376
При
K 25 = 1 , при K 25 = 0
21.27
Изменение
мощности турбоагрегата из-за изменения расхода пара из I камеры заднего
уплотнения ЦВД
МВт
i 7 - 8.376 ;
-
8.368 ; - 8.371 ; - 8.367 ; Э 5 - 20.21
См.
примечание п. 21.26
21.28
Изменение
мощности турбоагрегата из-за изменения расхода пара из I камеры переднего
уплотнения ЦСД № 1
МВт
- 8.367 ;
-
8.368 ; - 8.371 ; Э 5 - 20.21
См.
примечание п. 21.26
21.29
Изменение
мощности турбоагрегата из-за подачи пара на концевые уплотнения турбины из
деаэратора
МВт
;
Δ N упл Д упл ;
;
i 0 - 8.365 ;
i д7 - 8.378 ; - 8.367 ; i 7 - 8.376 ;
- 8.401 ;
iS к - 8.319 ; i др.сп - 5.274 ;
i др.эу - 5.273 ; d сп - 5.276 ;
d эу - 5.275 ; X 1(1) - 12.1 ;
K 53 - 2.53 ; Э 1 ÷ Э 8
- 20.21 ; - 4.182 ; - 4.181 ; -
4.180 ; - 4.179 ; -
4.178 ; -
8.341 ; -
8.342 ; -
8.343 ; -
8.344
21.30
Изменение
расхода тепла, отводимого из конденсатора, из-за подачи пара на концевые
уплотнения турбины из деаэратора
Гкал/ч
;
;
d сп - 5.276 ;
d эу - 5.275 ; -
8.401 ; iS к - 8.319 ; i др.сп - 5.274 ;
i др.эу - 5.273
21.31
Изменение
мощности турбоагрегата из-за подачи пара на концевые уплотнения турбины из
коллектора СН 13 кгс/см2
МВт
;
;
i 0 - 8.365 ;
i 7 - 8.376 ; i др.сп - 5.274 ;
i др.эу - 5.273 ; d сп - 5.276 ;
d эу - 5.275 ; X 1(1) - 12.1 ;
K 53 - 2.53 ; Э 1 , Э 2
- 20.21 ; R 29 - 21.29
21.32
Изменение
расхода тепла, отводимого из конденсатора, из-за подачи пара на концевые
уплотнения турбины из коллектора СН 13 кгс/см2
Гкал/ч
;
;
d сп - 5.276 ;
d эу - 5.275 ; i 7 - 8.376 ;
iS к - 8.319 ; i др.сп - 5.274 ;
i др.эу - 5.273
21.33
Изменение
мощности турбоагрегата при питании калориферов котла из выхлопа ПТН
МВт
;
;
; ; ;
i к . кф - 8.354 ; - 8.371 ; iS 1,2
- 5.271 ; - 4.139 ; i 0 - 8.365 ; - 8.367 ; - 8.368 ; i 7 - 8.376 ; R 29 - 21.29 ; f 1 - 11.78 ; f 2 - 11.88 ; f 3 - 11.99 ; f 4 - 11.114 ; Д 0 = G пв - 8.241 ; G пс 1 - 8.203 ;
G пс 2 - 8.202 ;
i 2 - 8.373 ; i 3
- 8.372 ;
i др . пс 1 - 8.352 ;
i др . пс 2 - 8.353 ; Э 2 , Э 3 - 20.21
K р.к = 1 при сливе конденсата калориферов в основном
режиме в расширитель конденсата калориферов. Для схемы с охладителем
конденсата калориферов K р.к = 0
21.34
Изменение
мощности турбоагрегата при питании калориферов котла из коллектора СН 13
кгс/см2 , а также при подаче пара от РУ 40/13 в коллектор
МВт
;
i к . кф - 8.354 ; iS 1,2 - 5.271 ;
-
8.371 ; - 4.139 ; - 21.33 ; - 21.33 ; i 0 - 8.365 ;
i 7 - 8.376 ; R 29 - 21.29
См.
примечание п. 21.33
21.35
Изменение
расхода тепла, отводимого из конденсатора, из-за подачи пара на калориферы
котла
Δ Q к.кф
Гкал/ч
;
iS 1,2 - 5.271 ; -
4.139 ; iS к - 8.319
См.
примечание п. 21.33
21.36
Изменение
расхода тепла, отводимого из конденсатора, при подаче пара на СН из
коллектора 1,2 кгс/см2
Δ Q к СН1,2
Гкал/ч
;
iS 1,2 - 5.271 ; iS к - 8.319
21.37
Изменение
мощности турбоагрегата и расхода тепла в конденсатор при отклонении
фактической плотности диафрагмы от нормативной
Δ N дф
МВт
;
Э к - 20.20 ; K т - 6.38 ;
-
5.210 ; Р 2 - 8.268 ; Δ i к - 5.203
21.38
Изменение
мощности турбоагрегата из-за подачи пара на основные эжекторы из деаэратора
МВт
i 0 - 8.365 ; i д 7 - 8.378 ; - 8.367 ; - 8.401 ; i 7 - 8.376 ; i др . эж - 5.272 ; Э 1 , Э 2 - 20.21 ;
R 29 - 21.29
21.39
Изменение
расхода тепла, отводимого из конденсатора, из-за подачи пара на основные эжекторы
Δ Q к.эж
Гкал/ч
;
i др.эж - 5.272 ;
iS к - 8.319
21.40
Изменение
расхода тепла, отводимого из конденсатора, из-за отключения ЦНД
Гкал/ч
;
; , Д с = f (P 3 );
n с = 3; если Р 3 ≥ 1, то n с = 2
Δ i к - 5.203 ; Р 2 - 8.268 ; Р 3 - 8.266 ; f - 11.156 ; K т - 6.38
21.41
Изменение
мощности турбоагрегата при питании эжекторов из выхлопа ПТН
МВт
- 21.33 ;
-
8.371 ; i др.эж - 5.272 ; X 1(1) - 12.1 ;
Э 1 , Э 2 - 20.21
21.42
Изменение
мощности турбоагрегата из-за подачи питательной воды на впрыск в
промежуточный пароперегреватель
Δ N впр
МВт
i 0 - 8.365 ; i 7 - 8.376 ; i впр - 8.327 ; - 8.342 ; - 8.343 ; - 8.344 ; - 21.9 ; G пв - 8.241 ; - 8.42 ; - 8.41 ;
Р впр - 5.57 ; Э 6
÷ Э 8 - 20.21
Расчет изменений мощности из-за слива конденсата ПСВ
на обессоливание по сравнению со сливом перед ПНД № 3 и 4.
Определение нормативных расходов конденсата ПСВ на
обессоливание
21.43.1
Условия
проведения расчетов
Если
и
,
то и
и
расчеты по пп. 21.43 ÷ 21.66
не производить
Если
,
а ,
то расчеты по пп. 21.47 , 21.51 , 21.53 ,
21.55 ;
21.56 ,
21.59 ;
21.61 ,
21.63 ,
21.65
не производить
Если
,
а ,
то расчеты по пп. 21.48 ; 21.52 ; 21.54 ;
21.57 ;
21.58 ;
21.60 ;
21.62 ;
21.64 ;
21.66
не производить
21.43.2
Расход
конденсата турбины на выходе из конденсатора
G к
т/ч
- 4.131 ;
- 8.176 ;
- 8.174
21.44
Энтальпия
конденсата подогревателей сетевой воды за охладителем конденсата I ступени
ккал/кг
G пс1 - 8.203 ;
G пс2 - 8.202 ;
G к - 21.43.2 ;
i др.пс1 - 8.352 ;
i др.пс2 - 8.353 ;
Δ i ок1 = Δ t ок1 - 5.285 ; - 4.189
21.45
Удельный
расход тепла конденсата ПСВ, отведенного из тепловой схемы, в охладителе
конденсата турбины и сетевых подогревателей II ступени
ккал/кг
При
При
;
Если
,
то принять
- 4.187 ;
-
4.132 ; G к - 21.43.2 ; G пс1 - 8.203 ; G пс2 - 8.202 ;
-
21.44
21.46
Энтальпия
конденсата ПСВ после охладителя конденсата турбины и сетевых подогревателей
II ступени
ккал/кг
- 21.44 ;
- 21.45
21.47
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
- 4.182 ; - 4.181 ; - 4.180 ;
i др.пс1 - 8.352 ; Э 1 ÷ Э 3
- 20.21 ;
- 21.44 ;
- 21.46 ; X 1(1) - 12.1 ; - 8.371 ; iS 1,2 - 5.271 ;
- 21.45 ; - 21.33 ; - 21.33 ; K 44 - 2.44 ; tS к - 8.319 ; - 4.127 ; - 4.128
K с.в = 1 при охлаждении охладителя конденсата турбины и
ПСВ II ступени (ОК № 2) сырой водой, поступающей затем в химический цех.
K п.в = 1 при охлаждении ОК № 2 подпиточной водой
21.48
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
- 4.182 ; - 4.181 ; - 4.180 ; - 4.179 ;
i др . пс 2 - 8.353 ;
- 21.44 ;
- 21.46 ; X 1(1) - 12.1 ; - 8.371 ; iS 1,2 - 5.271 ;
- 21.45 ; K 44 - 2.44 ; - 21.33 ; - 21.33 ; R - 21.47
См.
примечание п. 21.47
21.49
Условия
проведения расчетов
Если
,
то расчеты по пп. 21.50 , 21.51 , 21.53 ,
21.55 ,
21.56 .
21.59 ,
21.61
не производить и .
Если
,
то расчеты по пп. 21.50 , 21.52 , 21.54 ,
21.57 ,
21.58 ,
21.60 ,
21.62
не производить и
æпс1
- 4.109 ;
æпс2
- 4.103 ;
- 4.134
21.50
Удельная
электрическая проводимость питательной воды при подаче всего конденсата
подогревателей сетевой воды на обессоливание
мкСм/см
G к - 21.43; G пс1 - 8.203 ;
G пс2 - 8.202 ; - 8.176 ;
- 8.177 ;
-
8.174 ; - 8.175 ; æпв - 4.72 ;
- 4.134 ;
æпс1
- 4.109 ;
æпс2
- 4.103 ; G пв - 8.241
21.51
Удельная
электрическая проводимость питательной воды при сливе конденсата ПСВ № 1
перед ПНД № 3
æпв пс1
мкСм/см
- 21.50 ;
G пс1 - 8.203 ;
æпс1 - 4.109 ;
- 4.134 ;
G пв - 8.241
21.52
Удельная
электрическая проводимость питательной воды при сливе конденсата ПСВ № 2
перед ПНД № 4
æпв пс2
мкСм/см
- 21.50 ;
G пс2 - 8.202 ; æпс2 - 4.103 ;
- 4.134
21.53
Дополнительный
занос солями проточной части турбины при сливе конденсата ПСВ № 1 перед ПНД №
3
ΔС отл пс1
кг
,
d отл - 5.308 ; - 5.307 ; G пв - 8.241 ; τп - 5.310 ; k - 5.313
τо
- время работы турбины с момента последней промывки ее проточной части, ч.
Определяется в ВК программно
21.54
То
же при сливе конденсата ПСВ № 2 перед ПНД № 4
ΔС отл пс2
кг
,
d отл - 5.308 ; - 5.307 ; G п d - 8.241 ; τп - 5.310 ; k - 5.313
См.
примечание п. 21.53
21.55
Дополнительный
занос солями проточной части ЦВД при сливе конденсата ПСВ № 1 перед ПНД № 3
кг
d ЦВД ΔС отл пс1
d ЦВД - 5.309 ;
Δ C отл пс1 - 21.53
21.56
Дополнительный
занос солями проточной части ЦСД при сливе конденсата ПСВ № 1 перед ПНД № 3
кг
Δ C отл пс1 - 21.53 ;
-
21.55
21.57
Дополнительный
занос солями проточной части ЦВД при сливе конденсата ПСВ № 2 перед ПНД № 4
кг
d ЦВД ΔС отл пс2
d ЦВД - 5.309 ;
Δ C отл пс2 - 21.54
21.58
Дополнительный
занос солями проточной части ЦСД при сливе конденсата ПСВ № 2 перед ПНД № 4
кг
Δ C отл пс2 - 21.54 ;
-
21.57
21.59
Удельное
изменение мощности турбоагрегата из-за дополнительного заноса солями
проточной части турбины при сливе конденсата ПСВ № 1 перед ПНД № 3
МВт ∙ ч/т
,
G пс1 - 8.203 ;
- 21.5 ; - 21.6 ; - 21.7 ; a в - 5.314 ;
- 21.55 ;
-
21.56 ; a с - 5.315
21.60
Удельное
изменение мощности турбоагрегата из-за дополнительного заноса солями
проточной части турбины при сливе конденсата ПСВ № 2 перед ПНД № 4
МВт ∙ ч/т
, ,
G пс2 - 8.202 ;
- 21.5 ; - 21.6 ; - 21.7 ; a в - 5.314 ;
a с - 5.315 ;
-
21.57 ;
-
21.58
21.61
Удельное
изменение мощности турбоагрегата при сливе конденсата ПСВ № 1 на
обессоливание по сравнению со сливом перед ПНД № 3 с учетом заноса солями
проточной части турбины
МВт ∙ ч/т
-
21.47 ;
-
21.59
21.62
То
же при сливе конденсата ПСВ № 2 на обессоливание по сравнению со сливом перед
ПНД № 4
МВт ∙ ч/т
-
21.48 ;
-
21.60
21.63
Удельное
изменение расхода тепла на турбоагрегат при сливе конденсата ПСВ № 1 на обессоливание
по сравнению со сливом перед ПНД № 3
Гкал/т
- 21.61 ; Δq - 5.294 ;
K 44 - 2.44 ;
- 21.45 ; R - 21.47
K п.в. = 1 при охлаждении ОК № 2 подпиточной водой
21.64
Удельное
изменение расхода тепла на турбоагрегат при сливе конденсата ПСВ № 2 на
обессоливание по сравнению со сливом перед ПНД № 3
Гкал/т
- 21.62 ; Δq - 5.294 ;
K 44 - 2.44 ;
- 21.45 ; R - 21.47
21.65
Нормативное
значение расхода конденсата греющего пара ПСВ № 1 на обессоливание
т/ч
Если
, то
Если
, то
-
21.63 ;
G пс1 - 8.203
21.66
То
же ПСВ № 2
т/ч
Если
, то
Если
, то
-
21.64 ;
G пс2 - 8.202