ТИПОВОЙ АЛГОРИТМ РАСЧЕТА
ТЕХНИКО-ЭКОНОМИЧЕСКИХ ПОКАЗАТЕЛЕЙ МОЩНЫХ ОТОПИТЕЛЬНЫХ ТЭЦ.

Часть III

АЛГОРИТМЫ РАСЧЕТА ПОКАЗАТЕЛЕЙ ДЛЯ АНАЛИЗА
ЭКОНОМИЧНОСТИ ЭНЕРГОБЛОКОВ И ТЭЦ В ЦЕЛОМ

РД 34.09.453

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

В части III приведены алгоритмы расчета отчетных ТЭП в объеме формы № 3-тех (энерго) энергоблоков, пиковых водогрейных котлов и ТЭЦ в целом, показателей для анализа эффективности работы, отдельных узлов энергоблоков, для анализа оперативно-регулируемых параметров энергоблоков, для анализа эффективности работы конденсатно-циркуляционных систем ТЭЦ, алгоритмы расчета поправки к расходной характеристике энергоблока на фактическое состояние оборудования.

СОДЕРЖАНИЕ

1. ВХОДНАЯ ИНФОРМАЦИЯ ДЛЯ РАСЧЕТА ПОКАЗАТЕЛЕЙ В ПЕРВИЧНОМ ИНТЕРВАЛЕ.. 3

2. РАСЧЕТ ПОКАЗАТЕЛЕЙ ДЛЯ АНАЛИЗА ЭКОНОМИЧНОСТИ КОНДЕНСАТНО-ЦИРКУЛЯЦИОННОЙ СИСТЕМЫ ТЭЦ.. 14

2.1. Расчет накапливаемых показателей для анализа технического состояния градирен. 14

2.2. Расчет накапливаемых показателей для анализа режимов циркуляционной системы   18

3. РАСЧЕТ ОТЧЕТНЫХ ПОКАЗАТЕЛЕЙ ЭНЕРГОБЛОКОВ В ОБЪЕМЕ ФОРМЫ № 3-тех (энерго) 29

3.1. Расчет накапливаемых фактических показателей. 29

3.2. Расчет накапливаемых нормативных показателей энергоблоков. 49

3.3. Расчет перерасхода топлива из-за отклонения отчетных ПЭП от нормативных. 86

3.4. Расчет относительных отчетных показателей энергоблоков. 99

3.5. Расчет расходов топлива и энергии во время пусков и остановов энергоблоков. 105

3.6. Учет расходов топлива и энергии на пуски и остановы энергоблока в месячных накапливаемых фактических показателях. 107

3.7. Расчет показателей за период пропуска, зависящих от нагрузки. 107

3.8. Расчет показателей за период пропуска, не зависящих от нагрузки. 110

4. РАСЧЕТ ПОКАЗАТЕЛЕЙ ДЛЯ АНАЛИЗА ЭФФЕКТИВНОСТИ РАБОТЫ ЭНЕРГОБЛОКОВ.. 112

4.1. Расчет накапливаемых показателей для анализа эффективности работы проточной части турбины.. 112

4.2. Расчет накапливаемых показателей для анализа эффективности работы конденсатора. 116

4.3. Расчет накапливаемых показателей для анализа эффективности работы подогревателей сетевой воды.. 121

4.4. Расчет накапливаемых показателей для анализа эффективности работы регенеративных подогревателей. 134

4.5. Расчет накапливаемых показателей для анализа эффективности работы питательных насосов. 142

4.6. Расчет накапливаемых показателей для анализа эффективности работы узлов котла  149

4.7. Расчет относительных показателей для анализа эффективности работы оборудования энергоблока. 168

4.7. Расчет относительных показателей для анализа эффективности работы оборудования энергоблока. 187

4.8. Расчет накапливаемых показателей для анализа оперативно регулируемых параметров энергоблока. 197

4.9. Расчет относительных показателей для анализа оперативно-регулируемых параметров энергоблока. 218

4.10. Расчет небаланса по перерасходам топлива энергоблока. 222

5. РАСЧЕТ ОТЧЕТНЫХ ПОКАЗАТЕЛЕЙ ПИКОВЫХ ВОДОГРЕЙНЫХ КОТЛОВ В ОБЪЕМЕ ФОРМЫ № 3-ТЕХ (ЭНЕРГО) 223

5.1. Расчет накапливаемых фактических показателей котла. 223

5.2. Расчет накапливаемых нормативных показателей котла. 226

5.3. Расчет перерасходов топлива из-за отклонения показателей котла от нормативных значений. 228

5.4. Расчет относительных показателей котла. 230

6. РАСЧЕТ ОТЧЕТНЫХ ПОКАЗАТЕЛЕЙ ТЭЦ В ОБЪЕМЕ ФОРМЫ № 3-ТЕХ (ЭНЕРГО) 231

6.1. Расчет накапливаемых показателей. 231

6.2. Расчет относительных показателей. 236

7. РАСЧЕТ ПОПРАВКИ К РАСХОДНОЙ ХАРАКТЕРИСТИКЕ ЭНЕРГОБЛОКА НА ЕГО ФАКТИЧЕСКОЕ СОСТОЯНИЕ (ДЛЯ ОПТИМИЗАЦИИ РЕЖИМОВ ТЭЦ) 238

7.1. Турбоагрегат. 238

7.2. Котлоагрегат. 266

7.3. Энергоблок. 271

8. МАКЕТЫ ФОРМ ВЫДАЧИ ИНФОРМАЦИИ ПЕРСОНАЛУ ТЭЦ.. 273

8.1. Показатели, выводимые в архивной форме энергоблока. 273

8.2. Показатели, выводимые в архивной форме ТЭЦ.. 274

8.3. Показатели экономичности ТЭЦ по форме № 3-тех (энерго) 275

8.4. Общие показатели экономичности энергоблока по форме № 3-тех (энерго) 277

8.5. Показатели экономичности турбоагрегата по форме № 3-тех (энерго) 278

8.6. Показатели экономичности котла по форме № 3-тех (энерго) 279

8.7. Показатели экономичности теплофикационной установки энергоблока по форме № 3-тех (энерго) 280

8.8. Показатели экономичности собственных нужд энергоблока по форме № 3-тех (энерго) 281

8.9. Показателя экономичности пикового водогрейного котла по форме № 3-тех (энерго) 282

8.10. Общие показатели для анализа эффективности работы оборудования ТЭЦ.. 283

8.11. Общие показатели для анализа эффективности работы оборудования энергоблока  284

8.12. Показатели эффективности работы проточной части турбины.. 285

8.13. Показатели эффективности работы подогревателей сетевой воды.. 286

8.14. Показатели эффективности работы регенеративных подогревателей. 288

8.15. Показатели эффективности работы конденсационной установки. 289

8.16. Показатели эффективности работы узлов котельной установки. 290

8.17. Показатели эффективности работы питательного электронасоса № ___. 292

8.18. Показатели экономичности энергоблока по оперативно-регулируемым параметрам в первичном интервале. 293

8.19. Накопленные показатели экономичности энергоблока по оперативно-регулируемым параметрам.. 295

8.20. Показатели экономичности пуска (останова) энергоблока. 297

8.21. Показатели эффективности работы циркуляционной системы.. 298

8.22. Поправка к расходной характеристике энергоблока на фактическое условие работы (для оптимизации режима ТЭЦ) 299

 

1. ВХОДНАЯ ИНФОРМАЦИЯ ДЛЯ РАСЧЕТА ПОКАЗАТЕЛЕЙ В ПЕРВИЧНОМ ИНТЕРВАЛЕ

Таблица 22

Номер
параметра

Обозначение
параметра

Размерность

Адрес
параметра

Контрольное
значение

Примечание

1

2

3

4

5

6

22.1

Gпв

т/ч

8.241

22.2

Дпе

т/ч

8.196

22.3

Дпп

т/ч

8.242

22.4

т/ч

8.199

22.5

Gвпр

т/ч

8.166

22.6

...

22.7

Gпр

т/ч

8.172

22.8

Добд

т/ч

8.200

22.9

Gкф

т/ч

8.169

22.10

Gм

т/ч

9.2

22.11

Gг

тыс. м3/ч

8.194.1

22.12

ДПТН

т/ч

8.173

22.13

Друск

т/ч

8.168

22.14

Дд

т/ч

8.180

22.15

Gсв

т/ч

8.248

22.16

GВПК

т/ч

8.178

22.17

т/ч

8.179

22.18

т/ч

8.176

22.19

т/ч

8.177

22.20

т/ч

4.110

22.21

т/ч

8.203

22.22

т/ч

21.63

22.23

т/ч

8.174

22.24

т/ч

8.175

22.25

т/ч

8.202

22.26

т/ч

21.64

22.27

т/ч

8.209

22.28

т/ч

4.131

22.29

Дк

т/ч

13.11

22.30

W

м3/ч

8.207

22.31

W1

м3/ч

8.153

22.32

W2

м3/ч

8.153

22.33

т/ч

8.210

22.34

Дупл

т/ч

8.158

22.35

Gк упл

т/ч

8.181

22.36

Дэж

т/ч

9.23

22.37

т/ч

8.183

22.38

т/ч

8.184

22.39

Д1

т/ч

14.23

22.40

Д2

т/ч

14.19

22.41

Д3

т/ч

14.16

22.42

Д4

т/ч

14.13

22.43

Д5

т/ч

14.11

22.44

Д6

т/ч

14.8

22.45

Д7

т/ч

14.6

22.46

Д8

т/ч

14.3

22.47

Gдр1

т/ч

14.24

22.48

Gдр2

т/ч

14.21

22.49

Gдр3

т/ч

14.20

22.50

Gдр4

т/ч

14.15

22.51

Gдр5

т/ч

14.12

22.52

Gдр6

т/ч

14.9

22.53

Gдр7

т/ч

14.7

22.54

G1

т/ч

14.22

22.55

G2

т/ч

14.18

22.56

G3

т/ч

14.17

22.57

G4

т/ч

14.14

22.58

G5

т/ч

14.10

22.59

G6

т/ч

14.1

22.60

G7

т/ч

14.4

22.61

G8

т/ч

14.2

22.62

т/ч

8.154

22.63

т/ч

8.156

22.64

т/ч

8.155

22.65

т/ч

8.157

22.66

т/ч

8.185

22.67

т/ч

9.25

22.68

тыс. м3/ч

8.194.2

22.69

Gпод j

т/ч

8.161

22.70

Gобр j

т/ч

8.162

22.71

Wг

м3/ч

8.208

22.72

Gсв1

т/ч

15.2

22.73

Gсв2

т/ч

15.6

22.74

Дпс1

т/ч

15.3

22.75

т/ч

17.14

22.76

т/ч

17.15

22.77

Gдр8

т/ч

14.5

22.78

т/ч

14.26

22.79

т/ч

14.27

22.80

т/ч

14.28

22.81

Д7и

т/ч

8.160

22.82

Д8и

т/ч

8.159

22.83

т/ч

9.28

22.84

т/ч

17.3 (17.7)

22.85

т/ч

17.9

22.86

...

22.87

...

22.88

...

22.89

...

22.90

iпе

ккал/кг

8.356

22.91

i0

ккал/кг

8.365

22.92

ккал/кг

8.357

22.93

ккал/кг

8.367

22.94

ккал/кг

8.366

22.95

ккал/кг

8.358

22.96

ккал/кг

8.359

22.97

iруск

ккал/кг

8.360

22.98

iобд

ккал/кг

8.363

22.99

...

22.100

...

22.101

ккал/кг

8.370

22.102

ккал/кг

8.371

22.103

iф

ккал/кг

8.362

22.104

iкф

ккал/кг

8.361

22.105

iк кф

ккал/кг

8.354

22.106

ккал/кг

4.139

22.107

ккал/кг

8.325

22.108

iпв

ккал/кг

8.326

22.109

iпр

ккал/кг

8.355

22.110

iвпр

ккал/кг

8.327

22.111

...

22.112

xпв

мкСм/cм

4.72

22.113

iХОВ

ккал/кг

4.284

22.114

ккал/кг

4.137

22.115

...

22.116

iисх

ккал/кг

4.302

22.117

ккал/кг

4.264

22.118

ккал/кг

8.331

22.119

ккал/кг

8.330

22.120

ккал/кг

8.329

22.121

ккал/кг

8.328

22.122

iкпс1

ккал/кг

8.352

22.123

ккал/кг

4.111

22.124

...

22.125

...

22.126

...

22.127

iкмх

ккал/кг

8.339

22.128

iкрм

ккал/кг

8.340

22.129

ккал/кг

8.334

22.130

ккал/кг

8.333

22.131

ккал/кг

8.335

22.132

ккал/кг

8.336

22.133

ккал/кг

8.368

22.134

ккал/кг

8.369

22.135

ккал/кг

8.391

22.136

ккал/кг

8.392

22.137

ккал/кг

8.393

22.138

ккал/кг

8.394

22.139

iк

ккал/кг

18.11

22.140

i1

ккал/кг

18.10

22.141

i2

ккал/кг

8.373

22.142

i3

ккал/кг

8.372

22.143

i4

ккал/кг

8.380

22.144

i5

ккал/кг

8.379

22.145

iд7

ккал/кг

8.378

22.146

i6

ккал/кг

8.377

22.147

i7

ккал/кг

8.376

22.148

i8

ккал/кг

8.375

22.149

iдр1

ккал/кг

18.14

22.150

iдр2

ккал/кг

18.14

22.151

iдр3

ккал/кг

18.14

22.152

iдр4

ккал/кг

18.14

22.153

iдр5

ккал/кг

18.14

22.154

iдр6

ккал/кг

8.348

22.155

iдр7

ккал/кг

8.347

22.156

ккал/кг

8.401

22.157

ккал/кг

8.402

22.158

ккал/кг

8.403

22.159

ккал/кг

8.404

22.160

ккал/кг

8.405

22.161

ккал/кг

8.406

22.162

ккал/кг

8.407

22.163

ккал/кг

8.408

22.164

ккал/кг

8.409

22.165

ккал/кг

8.341

22.166

ккал/кг

8.342

22.167

ккал/кг

8.343

22.168

ккал/кг

8.344

22.169

-

22.170

-

22.171

-

22.172

-

22.173

...

22.174

ккал/кг

8.66

22.175

22.176

iS1

ккал/кг

8.75

22.177

iS2

ккал/кг

8.323

22.178

iS3

ккал/кг

8.322

22.179

iS4

ккал/кг

8.78

22.180

iS5

ккал/кг

8.79

22.181

iS6

ккал/кг

8.80

22.182

iS7

ккал/кг

8.81

22.183

iS8

ккал/кг

8.82

22.184

iдр8

ккал/кг

8.346

22.185

...

22.186

ккал/кг

18.3

22.187

ккал/кг

18.7

22.188

°С

4.132

22.189

°С

4.187

22.190

tпе

°С

8.286

22.191

tо

°С

8.289

22.192

°С

8.287

22.193

°С

8.291

22.194

22.195

°С

4.5

22.196

tпв

°С

4.4

22.197

tS2

°С

8.62

22.198

°С

8.307

22.199

tsпс2

°С

8.318

22.200

°С

8.308

22.201

°С

8.319

22.202

t2в

°С

8.312

22.203

t1в

°С

4.122

22.204

tм

°С

8.293

22.205

tхв

°С

8.294

22.206

°С

8.295

22.207

°С

8.296

22.208

tгв

°С

8.297

22.209

υух

°С

8.298

22.210

°С

4.243

22.211

°С

4.242

22.212

°С

4.249

22.213

...

22.214

...

22.215

tнв

°С

4.298

22.216

°С

4.303

22.217

°С

8.315

22.218

°С

8.316

22.219

°С

8.306

22.220

°С

17.2

22.221

°С

8.310

22.222

°С

8.309

22.223

t2в1

°С

4.123

22.224

t2в2

°С

4.123

22.225

°С

4.127

22.226

°С

4.128

22.227

°С

4.186

22.228

°С

4.182

22.229

°С

4.181

22.230

°С

4.185

22.231

°С

4.180

22.232

°С

4.184

22.233

°С

4.179

22.234

°С

4.183

22.235

°С

4.178

22.236

...

22.237

°С

4.196

22.238

°С

4.174

22.239

°С

4.173

22.240

°С

4.171

22.241

ts1

°С

8.68

22.242

ts2

°С

8.320

22.243

...

22.244

ts4

°С

8.70

22.245

ts5

°С

8.71

22.246

ts6

°С

8.72

22.247

ts7

°С

8.73

22.248

ts8

°С

8.74

22.249

°С

4.194

22.250

t3

°С

8.304

22.251

t4

°С

4.169

22.252

t5

°С

4.167

22.253

t6

°С

4.163

22.254

t7

°С

8.290

t7 = t"цвд

22.255

t8

°С

4.159

22.256

tос

°С

9.45

22.257

Q1

Гкал/ч

14.25

22.258

Q2

Гкал/ч

14.25

22.259

Q3

Гкал/ч

14.25

22.260

Q4

Гкал/ч

14.25

22.261

Q5

Гкал/ч

14.25

22.262

Q6

Гкал/ч

14.25

22.263

Q7

Гкал/ч

14.25

22.264

Q8

Гкал/ч

14.25

22.265

рпе

кгс/см2

8.256

22.266

ро

кгс/см2

8.259

22.267

кгс/см2

8.261

22.268

кгс/см2

8.260

22.269

Pт

кгс/см2

9.46

22.270

Pк

кгс/см2

8.269

22.271

Pр.ст

кгс/см2

8.16

22.272

Р1

кгс/см2

8.40

22.273

Р2

кгс/см2

8.268

22.274

Р3

кгс/см2

8.266

22.275

Р4

кгс/см2

8.39

22.276

Р5

кгс/см2

8.38

22.277

Р6

кгс/см2

8.36

22.278

Р7

кгс/см2

8.35

22.279

Р8

кгс/см2

8.34

22.280

кгс/см2

8.41

22.281

кгс/см2

8.42

22.282

кгс/см2

17.4 (17.6)

22.283

кгс/см2

17.12

22.284

кгс/см2

17.13

22.285

рпс1

кгс/см2

15.4

22.286

Δрк1

кгс/см2

4.125

22.287

Δрк2

кгс/см2

4.125

22.288

кгс/см2

19.3

22.289

рбар

кгс/см2

4.299

Продолжение таблицы 22

Номер
параметра

Обозначение
параметра

Размеренность

Адрес
параметра

Контрольное
значение

Примечание

22.290

кгс/см2

17.8

22.291

кгс/см2

8.258

22.292

кгс/см2

8.257

22.293

nэж

-

9.22

22.294

рд.7

кгс/см2

8.37

22.295

Nт

кВт

9.12

22.296

кВт

4.213

22.297

Nд

кВт

8.212

22.298

Nдв

кВт

8.214

22.299

Nдр

кВт

8.213

22.300

NПЭН

кВт

4.220

22.301

NВГД

кВт

8.222

22.302

NБН

кВт

8.215

22.303

NМ

кВт

8.223

22.304

NМВ

кВт

8.224

22.305

NНРС

кВт

8.225

22.306

Nсет

кВт

8.219

22.307

NКН

кВт

8.218

22.308

NКНБ

кВт

8.221

22.309

кВт

8.229

22.310

Nпер

кВт

8.227

22.311

Nкн1

кВт

8.216

22.312

Nкн2

кВт

8.217

22.313

Nкн пс1

кВт

8.220

22.314

МВт∙ч/т

21.34

22.315

МВт∙ч/т

21.33

22.316

МВт∙ч/т

21.38

22.317

МВт∙ч/т

21.31

22.318

МВт∙ч/т

21.29

22.319

МВт∙ч/т

21.25

22.320

МВт∙ч/т

21.26

22.321

МВт∙ч/т

21.27

22.322

МВт∙ч/т

21.28

22.323

Гкал/т

21.36

22.324

Гкал/т

21.40

22.325

э1

-

20.21

22.326

э2

-

20.21

22.327

э3

-

20.21

22.328

э4

-

20.21

22.329

э5

-

20.21

22.330

э6

-

20.21

22.331

э7

-

20.21

22.332

э8

-

20.21

22.333

эд

-

20.21

22.334

эк

-

20.20

22.335

φ

%

4.301

22.336

ω

м/с

4.300

22.337

υ0

м3/кг

8.127

22.338

...

22.339

...

22.340

rc

-

15.1

22.341

αпс1

-

15.5

22.342

αпс2

-

15.9

22.343

впс2

-

15.8

22.344

...

22.345

Гкал/т

21.35

22.346

Гкал/т

21.39

22.347

Гкал/т

21.32

22.348

Гкал/т

21.30

22.349

МВт∙ч/т

21.61

22.350

МВт∙ч/т

21.62

22.351

...

22.352

...

22.353

МВт∙ч/т

21.41

22.354

МВт∙ч/т

21.45

22.355

Х1(1)

-

12.1

22.356

-

12.1

22.357

Х2(1)

-

12.2

22.358

-

12.2

22.359

Х2(2)

-

12.3

22.360

-

12.3

22.361

Х2(3)

-

12.4

22.362

-

12.4

22.363

Х3(1)

-

12.5

22.364

-

12.5

22.365

Х3(4)

-

12.6

22.366

-

12.6

22.367

Х3(3)

-

12.7

22.368

-

12.7

22.369

Х4(1)

-

12.8

22.370

-

12.8

22.371

Х4(4)

-

12.9

22.372

-

12.9

22.373

Х4(3)

-

12.10

22.374

-

12.10

22.375

Х5(1)

-

12.11

22.376

-

12.11

22.377

Х5(5)

-

12.12

22.378

-

12.12

22.379

Х5(3)

-

12.13

22.380

-

12.13

22.381

Х6(1)

-

12.14

22.382

-

12.14

22.383

Х6(6)

-

12.15

22.384

-

12.15

22.385

Х6(7)

-

12.16

22.386

-

12.16

22.387

Х6(3)

-

12.17

22.388

-

12.17

22.389

Х7(1)

-

12.18

22.390

-

12.18

22.391

Х7(5)

-

12.19

22.392

Х7(5)

-

12.20

22.393

-

12.20

22.394

Х8(1)

-

12.21

22.395

-

12.21

22.396

Х9(1)

-

12.22

22.397

-

12.22

22.398

Х10(8)

-

12.23

22.399

-

12.23

22.400

Х10(9)

-

12.24

22.401

-

12.24

22.402

...

22.403

Х11(9)

-

12.26

22.404

-

12.26

22.405

Х12(1)

-

12.30

22.406

-

12.30

22.407

Х12(2)

-

12.31

22.408

-

12.31

22.409

Х12(3)

-

12.32

22.410

-

12.32

22.411

Х12(9)

-

12.29

22.412

-

12.29

22.413

Х12(10)

-

12.27

22.414

-

12.27

22.415

Х12(11)

-

12.28

22.416

-

12.28

22.417

Х13(1)

-

12.33

22.418

-

12.33

22.419

Х14(1)

-

12.34

22.420

-

12.34

22.421

Х15(2)

-

12.35

22.422

-

12.35

22.423

Х16(2)

-

12.36

22.424

-

12.36

22.425

Х17(2)

-

12.37

22.426

-

12.37

22.427

Х18(2)

-

12.38

22.428

-

12.38

22.429

Х19(9)

-

12.39

22.430

-

12.39

22.431

МВт∙ч/т

21.41

22.432

МВт∙ч/т

21.9

22.433

МВт∙ч/т

21.34

Продолжение таблицы 22

Номер
параметра

Обозначение
параметра

Размеренность

Адрес
параметра

Контрольное
значение

Примечание

22.434

...

...

...

22.435

...

...

...

22.436

...

...

...

22.437

...

...

...

22.438

...

...

...

22.439

°С

4.66

22.440

°С

4.48

22.441

Sт

кгс/м2

4.59

22.442

кгс/м2

8.281

22.443

кгс/м2

8.274

22.444

кгс/м2

8.275

22.445

кгс/м2

8.272

22.446

кгс/м2

8.273

22.447

кгс/м2

8.276

22.448

кгс/м2

8.277

22.449

°С

8.297а

22.450

°С

8.298а

22.451

qмх

9.34

22.452

qтт

9.37

22.453

Гкал

9.32

22.454

n

-

9.21

22.455

dф

т пара/т мазута

6.21

22.456

Гкал/ч

9.10

22.457

Гкал/ч

9.11

22.458

кВт∙ч

т XОВ

9.39

22.459

эмх

кВт∙ч

т мазута

9.35

22.460

этт

кВт∙ч

т нат. топ.

9.38

22.461

кВт

9.44

22.462

эцн

кВт∙ч

т

9.54

22.463

эподп

кВт∙ч

т

9.40

22.464

МВт

%

21.3

22.465

МВт∙ч

т

21.42

22.466

ΔNд.ск

МВт

21.24

22.467

МВт

°С

21.1

22.468

МВт

°С

21.4

22.469

мВт·см2

кгс

21.2

2. РАСЧЕТ ПОКАЗАТЕЛЕЙ ДЛЯ АНАЛИЗА ЭКОНОМИЧНОСТИ КОНДЕНСАТНО-ЦИРКУЛЯЦИОННОЙ СИСТЕМЫ ТЭЦ

2.1. Расчет накапливаемых показателей для анализа технического состояния градирен

Таблица 23

Номер показателя

Наименование показателя

Обозначение

Размерность

Формула вычисления

Контрольное значение

Исходная информация

Накопление

Примечание

1

2

3

4

5

6

7

8

9

23.1

Номер анализируемой градирни

R

1, 2, ... n, если KгR = 1

KгR - 6,49

При KгR = 0 расчет по R-й градирне не производится

23.2

Ширина зоны охлаждения R-й градирни

°С

 - 22.217;

 - 22.218

23.3

Плотность орошения R-й градирни

q(R)

Wг(R) - 22.71;

Fг(R) - 5.361

23.4

Поправка к температуре воды после градирен, учитывающая изменение метеофакторов

Δtм

°С

fм - 11.153;

fω - 11.154;

 tнв - 22.215;

φ - 22.335;

ω - 22.336

23.5

Нормативная температура воды после R-й градирни

°С

fR - 11.152;

 - 23.2;

q(R) - 23.3; Δtм - 23.4

23.6

Фактическая температура воды после всех градирен

°С

Wг(l) - 22.71;

 - 22.218

23.7

Температура охлажденной воды после всех градирен при проведении состояния R-й градирни к нормативному и неизменных тепловых нагрузках остальных градирен

tг(R)

°С

 - 23.5;

Wг(R) - 22.71;

 - 22.218;

Wг(l) - 22.71

23.8

Температура охлажденной воды после градирен, скорректированная на перераспределение тепловых нагрузок между градирнями при приведении состояния одной из них к нормативному

°С

 - 23.6;

Tр - 5.362;

tг(R) - 23.7

23.9

Номер турбоагрегата, для которого производится расчет теплового режима конденсатора из-за изменения состояния R-й градирни

i

1, 2, ... n, если к1i = 1

к1i - 2.1

При  расчет по i-му турбоагрегату не производится

23.10

Нагрев воды в i-м конденсаторе

°С

Дкi - 22.29;

 iкi - 22.139;

isкi - 22.111;

Wкi - 22.30

23.11

...

23.12

Коэффициент теплопередачи конденсатора

кi

Гкал/ч ∙ м2 ∙ °С

пп. 19.2 - 19.14

t1в - 23.7

23.13

Температурный напор i-го конденсатора

δtкi

°С

 - 23.10; кi - 23.12; Fi - 5.226; Wкi - 22.30

23.14

Давление пара в i-м конденсаторе при фактическом состоянии R-й градирни

кгс/см2

f - 7.5;

 - 23.6;

 Δtкi - 23.10;

δtкi - 23.13

23.15

Давление пара в i-м конденсаторе при нормативном состоянии R-й градирни

кгс/см2

f - 7.5;

 - 23.8;

Δtкi - 23.10;

δtкi - 23.13

23.16

Изменение мощности i-го турбоагрегата из-за отклонения фактического состояния R-й градирни от нормативного

ΔNкi

кВт

f - 11.189;

 - 23.14;

 - 23.15;

Дкi - 22.29

23.17

...

…

23.18

Условие повторения расчета для следующего турбоагрегата

Если i < n, то расчет повторяется с п. 23.9

23.19

Суммарное изменение мощности по всем турбоагрегатам из-за отклонения фактического состояния R-й градирни от нормативного

ΔNг(R)

кВт

ΔNкi - 23.16

23.20

Условие повторения анализа состояния для следующей градирни

Если R < m, то расчет повторяется с п. 23.1

R - 23.1

23.21

Суммарное изменение мощности турбоагрегатов из-за отклонения фактического состояния от нормативного всех градирен в комплексе

ΔNг

кВт

ΔNт(R) - 23.19

23.22

Тепло, воспринимаемое циркуляционной водой турбоагрегатов

Qц

Гкал/ч

, где Δiкi = iкi - isкi

f - 11.196;

Ni - 22.295;

Дкi - 22.29;

iкi - 22.139;

isкi - 22.111

23.23

Ширина зоны охлаждения, усредненная по всем градирням

Δtг

°С

Qц - 23.22

23.24

Нормативная температура воды после всех градирен на r-й итерации

°С

 Wг(l) – 22.71

23.25

Номер рассчитываемой градирни

R

1, 2, ... m, если KгR = 1

KгR - 6.49

23.26

Ширина зоны охлаждения R-й градирни, рассчитанная на r-й итерации

°С

 - 23.24;

Δtг - 23.23;

23.27

Нормативная температура воды после R-й градирни на r-й итерации

°С

f - 11.152;

 - 23.26;

q(R) - 23.3; Δtм - 23.4

23.28

Условие повторения расчета по определению нормативной температуры после градирен

Если R < m, то расчет повторяется с п. 23.25

23.29

Условие продолжения уточнения температур после градирен на итерациях

Если , то расчет повторяется с п. 23.24

 - 23.24;

 - 23.24

23.30

Отклонение фактической температуры воды после градирен от нормативной

Δt

°С

 - 23.6;

 - 23.24

23.31

Отклонение фактической температуры воды после каждой градирни от нормативной

Δtг(R)

°C

,

R = 1, 2, ..., m

 - 22.218;

 - 23.27

23.32

Количество воды, прошедшее через каждую i-ю градирню

м3

Wг(i)τ0, i = 1,

2, ..., m

Wг(i) - 22.71;

τ0 - 6.44

23.33

Количество воды, прошедшее через все градирни

м3

 - 23.32

23.34

Расчетный комплекс

R1(i)

м3 ∙ °С

 - 22.218;

 - 23.32

23.35

Расчетный комплекс

R2(Σ)

м3 ∙ °С

 - 23.33;

 - 23.6

23.36

То же

R3(i)

м3 ∙ °С

 - 23.32;

 - 23.27

23.37

-»

R4(Σ)

м3 ∙ °С

 - 23.33;

 - 23.24

23.38

Отклонение расчетных комплексов

R5(i)

м3 ∙ °С

R1(i) - R3(i)

R1(i) - 23.34;

R3(i) - 23.36

23.39

То же

R6(Σ)

м3 ∙ °С

R2(Σ) - R4(Σ)

R2(Σ) - 23.35;

R4(Σ) - 23.37

23.40

Время накопления

TΣ

ч

τ0

τ0 - 6.44

+

2.2. Расчет накапливаемых показателей для анализа режимов циркуляционной системы

Расчетная схема циркуляционной сети

Н - насосная станция; 1, 4, 7, 10, 13, 14, 17, 22, 23, 24, 27 - участки трубопроводов;
2, 15 - половины А и Б первого конденсатора; 9, 21 - половины А и Б второго конденсатора;
3, 16 - встроенные пучки А и Б первого конденсатора; 8, 20 - встроенные пучки А и Б второго конденсатора;
11, 12, 25, 26 – собственные нужды А и Б первого и второго турбоагрегатов соответственно; 5, 8, 6, 19 - половины А и Б градирен № 1 и 2

Примечание. В целях компактного изложения алгоритма принята расчетная схема циркуляционной системы с двумя конденсаторами и двумя градирнями.

При большем числе конденсаторов и градирен расчет аналогичен.

Исходная матрица для расчета гидравлического сопротивления циркуляционной системы

Таблица 24

Номер строки

Номер первого участка

Номер второго участка

Номер суммы сопротивлений первого и второго участков

Признак характера суммирования сопротивлений участков

1

2

3

28

1

2

4

28

29

0

3

11

29

30

1

4

1

30

31

0

5

8

9

32

1

6

7

32

33

0

7

12

33

34

1

8

10

34

35

0

9

31

35

36

1

10

5

6

37

1

11

36

37

38

0

12

38

13

39

0

13

15

16

40

1

14

40

17

41

0

15

41

25

42

1

16

14

42

43

0

17

20

21

44

1

18

22

44

45

0

19

26

45

46

1

20

24

46

47

0

21

43

47

48

1

22

18

19

49

1

23

48

49

50

0

24

23

50

51

0

25

39

51

52

1

26

27

52

53

0

Примечания: 1. В строках матрицы (графы 1, 2) указаны номера участков, подлежащих суммированию. В графе 3 указан номер эквивалентной суммы сопротивлений этих участков. - 2. Признак характера суммирования имеет значение 0 или 1. При этом 0 указывает на последовательное соединение двух участков, 1 - на параллельное.

Продолжение таблицы 24

Номер параметра

Наименование параметра

Обозначение

Размерность

Формула вычисления

Контрольное значение

Исходная информация

Примечание

Расчет эквивалентных гидравлических сопротивлений циркуляционной системы (свертывание схемы)

24.1

Эквивалентное сопротивление участков 2 и 3

S28

м ∙ ч2/м6

S2 - 19.15;

S3 - 5.365

24.2

Эквивалентное сопротивление участков 4 и 28

S29

м ∙ ч2/м6

S4 + S28

S4 - 5.366;

S28 - 24.1

24.3

Сумма сопротивлений: 11 и 29

S30

м ∙ ч2/м6

S11 - 5.373;

S29 - 24.2

24.4

1 и 30

S31

м ∙ ч2/м6

S1 + S30

S1 - 5.363;

S30 - 24.3

24.5

8 и 9

S32

м ∙ ч2/м6

S8 - 5.370;

S9 - 19.16

24.6

7 и 32

S33

м ∙ ч2/м6

S7 + S32

S7 - 5.369;

S32 - 24.5

24.7

12 и 33

S34

м ∙ ч2/м6

S12 - 5.374;

S33 - 24.6

24.8

10 и 34

S35

м ∙ ч2/м6

S10 + S34

S10 - 5.372;

S34 - 24.7

24.9

31 и 35

S36

м ∙ ч2/м6

S31 - 24.4;

S35 - 24.8

24.10

5 и 6

S37

м ∙ ч2/м6

S5 - 5.367;

S6 - 5.368

24.11

36 и 37

S38

м ∙ ч2/м6

S36 + S37

S36 - 24.9;

S37 - 24.10

24.12

38 и 13

S39

м ∙ ч2/м6

S38 + S13

S38 - 24.11;

S13 - 5.375

24.13

15 и 16

S40

м ∙ ч2/м6

S15 - 19.15;

S16 - 5.378

24.14

40 и 17

S41

м ∙ ч2/м6

S40 + S17

S40 - 24.13;

S17 - 5.379

24.15

41 и 25

S42

м ∙ ч2/м6

S41 - 24.14;

S25 - 5.387

24.16

14 и 42

S43

м ∙ ч2/м6

S14 + S42

S14 - 5.376;

S42 - 24.15

24.17

20 и 21

S44

м ∙ ч2/м6

S20 - 5.382;

S21 - 19.16

24.18

22 и 44

S45

м ∙ ч2/м6

S22 + S44

S22 - 5.384;

S44 - 24.17

24.19

26 и 45

S46

м ∙ ч2/м6

S26 - 5.388;

S45 - 24.18

24.20

24 и 46

S47

м ∙ ч2/м6

S24 + S46

S24 - 5.386;

S46 - 24.19

24.21

43 и 47

S48

м ∙ ч2/м6

S43 - 24.16;

S47 - 24.20

24.22

18 и 19

S49

м ∙ ч2/м6

S18 - 5.380;

S19 - 5.381

24.23

48 и 49

S50

м ∙ ч2/м6

S48 + S49

S48 - 24.21;

S49 - 24.22

24.24

23 и 50

S51

м ∙ ч2/м6

S23 + S50

S23 - 5.385;

S50 - 24.23

24.25

39 и 51

S52

м ∙ ч2/м6

S39 - 24.12;

S51 - 24.24

24.26

Эквивалентное сопротивление всей сети

S53

м ∙ ч2/м6

S27 + S52

S27 - 5.389;

S52 - 24.25

Расчет параметров оптимального и фактических режимов циркуляционной сети.
Задание сравниваемых по экономичности вариантов состава насосов

24.27

Число рассматриваемых вариантов оптимизации

R

, l - число типов насосов на насосной;  - располагаемое число насосов каждого i-го типа

 - 6.46;

l - 5.295

24.28

Выбор номера текущего варианта состава при оптимизации

j

1, 2, ..., R

R - 24.27

24.29

Выбор количественного состава работающих насосов по каждому варианту расчета

 - если рассчитывается оптимальный режим, где 1 ≤ j ≤ R;  - если рассчитывается фактический режим

K71(l) - 2.71

Расчет параметров режима насосов при параллельной работе

24.30

Начальное распределение расходов

м3/ч

,

i = 1, 2, ..., l

 - 5.359

24.31

Начальное значение расхода по всей насосной

м3/ч

 - 24.29;

 - 24.30

24.32

Давление насосов всех типов на итерации r

м вод. ст.

,

i =1, 2, ..., l

fi - 11.150;

24.33

Поправки к расходам насосов

м3/ч

,

i =1, 2, ..., l

 - 24.32;

S53 - 24.26

Ci - 11.150

24.34

Уточненные расходы воды по насосам

м3/ч

,

i = 1, 2, ..., l

  - 24.33

24.35

Суммарный расход воды по насосной

м3/ч

 - 24.29

 - 24.34

24.36

Условие продолжения расчета режима насосной на итерациях

Если ,

i = 1, 2, ..., l, то расчет повторяется с п. 32

 - 24.33

ε - 5.296

24.37

Проверка недопустимости режима насосной по предельной подаче насосов

Если ,

i = 1, 2, ..., l, то расчет повторяется с п. 28 для следующего варианта состава j

Wi - 24.34;

 - 5.359

24.38

Суммарная мощность насосной

кВт

 где ηi = fi(Wi)

 - 24.29;

Wi - 24.34;

Hi - 24.32;

fi - 11.151

Расчет расходов воды по участкам расчетной схемы циркуляционной сети

Расход воды на:

24.39

эквивалентном участке 39

W39

м3/ч

WΣ - 24.35;

S39 - 24.12;

S51 - 24.24

24.40

эквивалентном участке 51

W51

м3/ч

WΣ - 24.35;

S39 - 24.12;

S51 - 24.24

24.41

участке 18

W18

м3/ч

W51 - 24.40;

S19 - 5.381;

S18 - 5.380

24.42

эквивалентном участке 19

W19

м3/ч

W51 - 24.40;

S18 - 5.380;

S19 - 5.381

24.43

участке 43

W43

м3/ч

W51 - 24.40;

S43 - 24.16;

S47 - 24.20

24.44

эквивалентном участке 47

W47

м3/ч

W51 - 24.40;

S43 - 24.16;

S47 - 24.20

24.45

участке 26

W26

м3/ч

W47 - 24.44;

S26 - 5.388;

S45 - 24.18

24.46

эквивалентном участке 45

W45

м3/ч

W47 - 24.44;

S26 - 5.388;

S45 - 24.18

24.47

участке 20

W20

м3/ч

W45 - 24.46;

S20 - 5.382;

S21 - 19.16

24.48

участке 21

W21

м3/ч

W45 - 24.46;

S20 - 5.382;

S21 - 19.16

24.49

эквивалентном участке 41

W41

м3/ч

W43 - 24.43;

S25 - 5.387;

S41 - 24.14

24.50

участке 25

W25

м3/ч

W43 - 24.43;

S25 - 5.387;

S41 - 24.14

24.51

участке 15

W15

м3/ч

W41 - 24.49;

S15 - 19.16;

S16 - 5.378

24.52

участке 16

W16

м3/ч

W41 - 24.49;

S15 - 19.16;

S16 - 5.378

24.53

участке 5

W5

м3/ч

W39 - 24.39;

S6 - 5.368;

S5 - 5.367

24.54

участке 6

W6

м3/ч

W39 - 24.39;

S5 - 5.367;

S6 - 5.368

24.55

эквивалентном участке 31

W1

м3/ч

W39 - 24.39;

S31 - 24.4;

S35 - 24.8

24.56

эквивалентном участке 35

W10

м3/ч

W39 - 24.39;

S31 - 24.4;

S35 - 24.8

24.57

участке 12

W12

м3/ч

W10 - 24.56;

S12 - 5.374;

S33 - 24.6

24.58

эквивалентном участке 33

W7

м3/ч

W10 - 24.56;

S12 - 5.374;

S33 - 24.6

24.59

участке 8

W8

м3/ч

W7 - 24.58;

S9 - 19.15;

S8 - 5.370

24.60

эквивалентном участке

W9

м3/ч

W7 - 24.58;

S8 - 5.370;

S9 - 19.15

24.61

участке 11

W11

м3/ч

W1 - 24.55;

S11 - 5.373;

S29 - 24.2

24.62

эквивалентном участке 4

W4

м3/ч

W1 - 24.55;

S11 - 5.373;

S29 - 24.2

24.63

участке 2

W2

м3/ч

W4 - 24.62;

S3 - 5.365;

S2 - 19.15

24.64

участке 3

W3

м3/ч

W4 - 24.62;

S2 - 19.15;

S3 - 5.365

24.65

Расход воды через конденсатор № 1

Wк1

м3/ч

W2 + W15 + W3 + W16

W2 - 24.63;

W15 - 24.51;

W3 - 24.64;

W16 - 24.52

24.66

Расход воды через конденсатор № 2

Wк2

м3/ч

W9 + W21 + W8 + W20

W9 - 24.60;

W21 - 24.48;

W8 - 24.59;

W20 - 24.47

24.67

Учет ограничений по расходу воды через конденсаторы

Если Wкi < Wмин, i = 1, 2, то расчет повторяется с п. 28 для следующего варианта состава j

;

Wмин - 5.360

Расчет параметров теплового режима

24.68

Тепловая нагрузка конденсаторов

Qкi

Гкал/ч

ДкiΔiкi, i = 1, 2, где Δiкi = iкi - isкi

Дкi - 22.29;

iкi - 22.139;

isкi - 22.111

24.69

Суммарная тепловая нагрузка конденсаторов

QкΣ

Гкал/ч

Qкi - 24.68

24.70

Расход воды через градирни № 1

Wг1

м3/ч

W5 + W18

W5 - 24.53;

W18 - 24.41

24.71

Расход воды через градирню № 2

Wг2

м3/ч

W6 + W19

W6 - 24.54;

W19 - 24.42

24.72

Суммарный расход воды через градирни

WгΣ

м3/ч

24.73

Ширина зоны охлаждения градирен

Δtг

°С

, где ΔNмгi = f(Ni)

QкΣ - 24.69;

WгΣ - 24.72;

f - 11.196;

Ni - 22.295

24.74

Плотность орошения каждой градирни

qi

м3/ч ∙ м2

, i = 1, 2

;

Fгi - 5.361

24.75

Расчетная температура охлаждения воды градирен без учета поправок

°С

fi(Δtг, qi), i = 1, 2

fi - 11.152;

Δtг - 24.73;

qi - 24.74

24.76

Поправка к температуре охлаждения воды на температуру и влажность наружного воздуха

°С

f - 11.153;

tнв - 22.215;

φ - 22.335

Поправка к температуре охлаждения воды:

24.77

на скорость ветра

°С

f(ω)

f - 11.154;

ω - 22.336

24.78

на отклонение фактического состояния градирни от нормативного

°С

f(qi), i = 1, 2

f - 11.200;

qi - 24.74

24.79

Температура охлажденной воды после градирен с учетом всех поправок

t0i

°С

, где i = 1, 2

 - 24.75;

 - 24.76;

 - 24.77;

 - 24.78

24.80

Температура воды на входе в конденсаторы

t18

°С

t0i - 24.79;

24.81

Нагрев воды в конденсаторах

Δtкi

°С

, i = 1, 2

Qкi - 24.68;

 

24.82

Скорость воды в трубках конденсаторов

υi

м/с

, i = 1, 2

;

 - 5.223;

n2 - 5.224

24.83

Коэффициент теплопередачи конденсаторов

Ki

Гкал/ч ∙ м2 ∙ °С

Пп. 19.2 - 19.14

Qi - 19.6;

υi - 24.82;

tiв - 24.80;

dв - 5.222;

Дкi - 22.29;

24.84

Температурный напор конденсаторов

δtкi

°С

Δtкi - 24.81;

Ki - 24.83;

Fi - 5.226

24.85

Температура насыщения пара в конденсаторах

tнi

°С

t1в + Δtкi + δtкi, i = 1, 2

t1в - 24.80;

Δtкi - 24.81;

δtкi - 24.84

24.86

Давление пара в конденсаторах

Pкi

кгс/см2

f(tнi), i = 1, 2

f - 7,5;

tнi - 24.85

24.87

Изменение мощности турбины при сравнивании текущего варианта [j] и оптимального варианта [OP] из предыдущего шага

кВт

, i = 1, 2

f - 11.189;

 - 24.86;

 - 24.86;

Дкi - 22.29

24.88

Изменение суммарной мощности турбин при сравнивании двух вариантов состава насосов

кВт

 - 24.87

24.89

Изменение суммарной мощности насосов при сравнивании двух вариантов состава насосов [j] и [OP]

кВт

 - 24.38;

 - 24.38

24.90

Изменение суммарной мощности насосов и турбин при сравнивании вариантов

кВт

 - 24.88;

 - 24.89

24.91

Запоминание оптимального фактического варианта состава насосов для сравнения на следующем шаге с другим вариантом [j]

1. Выбор оптимального состава: OP = j, если  , в противном случае OP сохраняет прежнее значение.

2. Расчет фактического режима: OP = Ф

24.92

Условие продолжения перебора вариантов состава

Если рассчитывается оптимальный режим и j < R, то расчет повторяется с п. 28 для следующего варианта состава

Расчет перерасхода топлива из-за отклонения режима насосов от оптимального

24.93

Блок расчета параметров циркуляционной системы при фактическом составе насосов и фактическом состоянии градирен

Пп. 24.29 - 24.91 при j = Ф

При расчете сравниваются оптимальный и фактический режимы

24.94

Нормативная мощность циркуляционных насосов, отнесенная на каждый турбоагрегат

кВт

, i = 1, 2

 - 24.38;

24.95

Модуль отклонения расхода воды при фактическом режиме насосов от расхода при оптимальном режиме

ΔWм

м3/ч

 - 24.35;

 - 24.35

24.96

Отклонение фактического количества воды от оптимального

ΔR

м3

ΔWм ∙ τ0

ΔWм - 24.95;

τ0 - 6.44

24.97

Суммарное изменение мощности из-за режима циркуляционных насосов и технического состояния градирен

ΔNцс

кВт

 - 24.90;

ΔNг - 23.21

3. РАСЧЕТ ОТЧЕТНЫХ ПОКАЗАТЕЛЕЙ ЭНЕРГОБЛОКОВ В ОБЪЕМЕ ФОРМЫ № 3-тех (энерго)

3.1. Расчет накапливаемых фактических показателей

Таблица 25

Номер показателя

Наименование показателя

Обозначение

Размерность

Формула вычисления

Контрольное значение

Исходная информация

Накопление

Примечание

1

2

3

4

5

6

7

8

9

25.1

Условие проведения расчетов

K55 = 1

1

K55 - 2.55

25.2

...

25.3

Расчетная теплопроизводительность котла

Гкал/ч

539,04

Gпв - 22.1; iпе - 22.90;  - 22.107; Дпп - 22.3; - 22.4; - 22.92; - 22.95; Gвпр - 22.5; iвпр - 22.110

Дпе - 22.2; iпе - 22.90; Gпв - 22.1;  - 22.107; Дпп - 22.3;  - 22.4; - 22.92; - 22.95; Gвпр - 22.5; iвпр - 22.110; Gпр - 22.7

Для барабанных котлов

25.4

Расчетный расход тепла на турбину

Гкал/ч

538,518

Gпв - 22.1; i0 - 22.91; iпв - 22.108; Дпп - 22.3;  - 22.4;  - 22.93;  - 22.94; Gвпр - 22.5; iвпр - 22.110

Дпе - 22.2; i0 - 22.91; Gпв - 22.1; iпв - 22.108; Дпп - 22.3; - 22.4; - 22.93; - 22.94; Gвпр - 22.5; iвпр - 22.110; Gпр - 22.7; iпр - 22.109;

Для барабанных котлов

25.5

...

25.6

Теплопроизводительность брутто котла

Гкал

541,479

 - 25.3;  - 25.4;  - 5.59; τ0 - 6.44;  - 22.4;  - 22.96;  - 22.95

+

25.7

Теплоемкость мазута

Cтл

Ккал/(кг ∙ °С)

0,415 + 0,0006tм

0,49

tм - 22.204

-

25.8

Физическое тепло мазута

Qтл

Гкал

1,09

Gм - 22.10; Cтл - 25.7;

tм - 22.204; τ0 - 6.44;

25.9

Тепло, сообщенное мазуту

Гкал

1,0

Gм - 22.10; Cтл - 25.7;

tм - 22.204;  - 22.216;

τ0 - 6.44

+

25.10

Тепло, сообщенное воздуху в калориферах

Qкф

Гкал

13,336

Gкф - 22.9; iкф - 22.104; iк кф - 22.105;

ηкф - 5.63;

τ0 - 6.44

+

25.11

Расход мазута на котел в условном топливе

Bм

т

24

Gм - 22.10;  - 6.1;

τ0 - 6.44

+

25.12

Расход газа на котел в условном топливе

Bг

т

57,143

Gг - 22.11;  - 6.2;

+

25.13

Суммарный расход условного топлива на котел

т

82,02

 - 25.6;  - 11.186;

Qкф - 25.10; Qтл - 25.8

+

 определяется по расчетной зависимости

25.14

Доля твердого топлива

lт

-

0

 - 25.13;  - 25.11; Bг - 25.12

-

25.15

Доля мазута

lм

-

0,2926

 - 25.11;  - 25.13;

-

25.16

Доля газа

lг

1 - lт - lм

0,7074

lт - 25.14;

lм - 25.15

-

25.17

Коэффициент для определения потерь тепла с уходящими газами при сжигании твердого топлива

Kт

-

0

a1 - 5.66;

d1 - 5.69;  - 6.4;  - 6.3;

a1; a2; a3; d1; d2; d3 коэффициенты, устанавливаемые в зависимости от вида сжигаемого топлива

25.18

Коэффициент для определения потерь тепла с уходящими газами при сжигании твердого топлива

cт

-

0

a2 - 5.67;

d2 - 5.70;  - 6.4;  - 6.3

25.19

То же в

вт

-

0

a3 - 5.68;

d3 - 5.71;  - 6.4;  - 6.3

-

25.20

Коэффициент для определения потерь тепла с уходящими газами при сжигании мазута

Kм

-

3,5012

 - 6.5;  - 6.1

-

25.21

То же

cм

-

0,4514

 - 6.5;  - 6.1

-

25.22

Коэффициент для определения потерь тепла с уходящими газами при сжигании смеси топлива

K

-

Kтlт + 3,52lг + Kмlм

3,5145

Kт - 25.17;

lт - 25.14;

lг - 25.16;

Kм - 25.20; lм - 25.15

-

25.23

То же

c

-

cтlт + 0,63lг + cмlм

0,5777

cт - 25.18;

lт - 25.14;

lг - 25.16;

cм - 25.21;

lм - 25.15

25.24

То же

в

-

втlт + 0,18lг + 0,13lм

0,16537

вт - 25.19;

lт - 25.14;

lг - 25.16;

lм - 25.15

-

25.25

Поправочный коэффициент

ρ

-

0,02lт + 0,1lг + 0,05lм

0,08537

lт - 25.14;

lг - 25.16;

lм - 25.15

-

Коэффициент избытка воздуха:

25.26

за котлом

α

-

1,1127

ρ - 25.25;

О2 - 9.6

-

25.27

в уходящих газах за воздухоподогревателем

αух

-

1,3868

ρ - 25.25; О2ух - 9.7

-

При наличии измерения О2ух за воздухоподогревателем

1,3868

α - 25.26;  - 6.11;  - 22.444; Gпв - 22.1;

При отсутствии измерения О2ух

Присосы воздуха в тракте:

25.28

котел-дымосос

Δα

-

0,3165

Kα - 6.12;  - 22.446; Gпв - 22.1

-

25.29

котел-воздухоподогреватель

Δα1

-

αух - α

0,2741

αух - 25.27; α - 25.26

-

25.30

Коэффициент, учитывающий физическое тепло топлива и воздуха

KQ

-

0,9755

 - 25.13; Qкф - 25.10; Qтл - 25.8;

-

Потери тепла:

25.31

с механической неполнотой сгорания

q4

%

0

αун - 5.102; Гшл - 6.13; Гун - 6.14; Aр - 6.15; KQ - 25.30;

lт - 25.14;  - 6.3

-

25.32

с уходящими газами

q2

%

7,61

K - 25.22; αух - 25.27; c - 25.23;

υух - 22.209; в - 25.24;

tхв - 22.205; q4 - 25.31; KQ - 25.30

-

25.33

в окружающую среду

q5

%

0,23

 - 5.105;

KQ - 25.30;  - 5.98;

 - 25.6

-

25.34

с физическим теплом шлака

q6шл

%

0

Aр - 6.15;

αун - 5.102; [cшлtшл] - 5.106;

KQ - 25.30; lт - 25.14;  - 6.3; Гшл - 6.13

-

[cшлtшл], ккал/кг – постоянная величина

25.35

на охлаждение конструкций и узлов котла

q6охл

%

0

Qохл - 5.78;  - 25.13; KQ - 25.30

25.36

с химической неполнотой сгорания

q3

%

0

 - 9.9; KQ - 25.30

-

25.37

КПД брутто котла по обратному балансу

%

100 - q2 - q3 - q4 - q5 - q6шл - q6охл

92,16

q2 - 25.32; q3 - 25.36; q4 - 25.31; q5 - 25.33; q6шл - 25.34; q6охл - 25.35

-

25.38

Расход условного топлива на котел (по обратному балансу)

Bк

т

81,874

 - 25.6;  - 25.37; Qкф - 25.10; Qтл - 25.8

+

25.39

Располагаемое тепло топлива

Гкал

Bк7 + Qкф + Qтл

587,544

Bк - 25.38; Qкф - 25.10; Qтл - 25.8

+

Расход твердого топлива на котел:

25.40

в условном топливе

Bт

т

Bк – Bм – Bг

0

Bк - 25.38; Bм - 25.11; Bг - 25.12

25.41

в натуральном топливе

Bт(н)

т

0

Bт - 25.40;  - 6.3

+

Потери тепла:

25.42

связанные с подогревом воздуха в калориферах

Гкал

0,432

K26 - 2.26; Gкф - 22.9;  - 22.106; isк - 22.139; iкф - 22.104; iк кф - 22.105; ηкф - 5.63; τ0 - 6.44

-

При охлаждении конденсата калориферов питьевой водой

K26 - 2.26; Gкф - 22.9; Kкф - 5.76; iк расш - 22.112; iк - 22.139; iкф - 22.104; iк кф - 22.105; ηкф - 5.63; τ0 - 6.44

-

При охлаждении конденсата калориферов в расширителе

25.43

в мазутном хозяйстве

Гкал

2,916

Gм - 22.10; qмх - 22.451;  - 25.9; τ0 - 6.44

+

25.44

на размораживающем устройстве

Гкал

Bт(н)qттτ0

0

Bт(н) - 25.41; qтт - 22.452; τ0 - 6.44

+

25.45

Расход тепла на СН котельной установки

Гкал

8,065

 - 25.43;  - 25.44;  - 25.42;  - 22.453; n - 22.454; Kк - 5.169; dф - 22.455; Gм - 22.10; iф - 22.103; iисх - 22.116; Добд - 22.8; iобд - 22.98; - 22.33;  - 22.114; KХОВ - 5.167; τ0 - 6.44;  - 9.10;

+

25.46

Внутренняя мощность ПТН

Nптн

кВт

10070,4

K25 - 2.25; KПУ - 5.179; ДПТН - 22.12;  - 22.101;  - 22.102

Расход электроэнергии:

25.47

на тягу и дутье

этд

кВт ∙ ч

3404

Nдв - 22.298; Nд - 22.297; Nдр - 22.299; Nвгд - 22.301; τ0 - 6.44

+

25.48

питание котельной установки водой

энпв

кВт ∙ ч

(NПЭН + NБН + NПТН)τ0

10780,4

NПЭН - 22.300; NБН - 22.302; NПТН - 25.46; τ0 - 6.44

+

25.49

на пылеприготовление

эпл

кВт ∙ ч

(Nм + Nмв)τ0

0

Nм - 22.303; Nмв - 22.301; τ0 - 6.44

+

25.50

общестанционных СН, относимый к данному энергоблоку

кВт ∙ ч

841,6

 - 22.33;  - 22.458; Gм - 22.10; эмх - 22.459; Bт(н) - 25.41; этт - 22.460; τ0 - 6.44

+

25.51

на СН котельной установки

кВт ∙ ч

5393,1

этд - 25.47; эпп - 25.49; NПЭН - 22.300; NБН - 22.302; NНРС - 22.305; τ0 - 6.44;  - 25.50;  - 22.461; h - 5.180

+

25.52

на СН турбоагрегата

кВт ∙ ч

3672,5

Nкн - 22.307; W - 22.30; эцн - 22.462; τ0 - 6.44;  - 22.461; h - 5.180

+

25.53

Расход тепла на СH турбоагрегата

Гкал

2,614

 - 22.453; n - 22.454; Kт - 5.178;  - 22.457; τ0 - 6.44

+

25.54

Тепловая нагрузка теплофикационных отборов

Qт

Гкал/ч

; при K60 = 1 показатели в пп. 25.54 ÷ 25.61, 25.67, 25.71 ÷ 25.75, 25.78, 25.83, 25.127, 25.128 принять равным нулю

164,3

Gсв - 22.15;  - 22.118;  - 22.121; ηБУ - 5.172; τ0 - 6.44

+

25.55

Тепловая нагрузка встроенного пучка конденсатора

QВПК

Гкал

0

GВПК - 22.16;  - 22.226;  - 22.225; τ0 - 6.44

+

25.56

Тепло, полученное сетевой водой за счет нагрева ее в сетевых насосах

Qсет.н

Гкал

1,79

Nсет - 22.306; ηэмн - 5.193; τ0 - 6.44

+

Потери тепла:

25.57

с охлаждением конденсата ПСГ в ОК-2 циркуляционной водой

Гкал

1,444

K44 - 2.44;  - 22.27; - 22.123;  - 22.188; τ0 - 6.44

+

25.58

бойлерной установкой

Гкал

Qт(100 - ηБУ)10-2

0,821

Qт - 25.54; ηБУ - 5.172;

+

25.59

связанные с подготовкой подпиточной воды теплосети для данного энергоблока

Гкал

0,2

KХУВ - 5.175; - 22.17; iХУВ - 22.113; iисх - 22.116; τ0 - 6.44

Для схемы приготовления подпиточной воды на ВПУ. При использовании для подпитки питьевой воды

25.60

Полезный отпуск тепла энергоблоком

Qотп

Гкал

211,89

Qт - 25.54; ηБУ - 5.172; QВПК - 25.55; Qсет.н - 25.56;  - 9.52; lПВК - 9.51;  - 22.453; τ0 - 6.44; Kк - 5.169; Kт - 5.178; n - 22.454

+

25.61

Потери тепла с отпуском внешним потребителям

Гкал

, где

2,465

 - 25.57;  - 25.58;  - 25.59 - 22.20; - 22.189; tкпс1 - 22.243

+

25.62

Переток тепла на энергоблок

Qперет

Гкал

23,74

Gм - 22.10; qмх - 22.451; Bт(н) - 25.41; qтт - 22.452; - 22.33;  - 22.114; iисх - 22.116; KХОВ - 5.167; dф - 22.455; Gм - 22.10; K29 - 2.29; Добд - 22.8; K27 - 2.27; Gкф - 22.9; K31 - 2.31; Дд - 22.14; K47 - 2.47; Дупл - 22.34; K48 - 2.48; Дэж - 22.36; Друск - 22.13; iруск - 22.97;  - 22.37; iкмх - 22.127;  - 22.38; iкрм - 22.128; τ0 - 6.44

+

25.63

Расход тепла на производство электроэнергии, включая расход на ПТН

Гкал

371,97

 - 25.6; Qперет - 25.62;  - 25.45; Qкф - 25.10;  - 25.9;  - 25.53; Qт - 25.54;  - 25.61;  - 5.59; τ0 - 6.44; QВПК - 25.55

+

25.64

Удельный расход тепла брутто на турбоагрегат

qт

ккал/(кВт ∙ ч)

1472,3

 - 25.63; Nт - 9.12; NПТН - 25.46; τ0 - 6.44

-

25.65

Условный расход тепла на ПТН

QПТН

Гкал

qтNПТНτ010-6

14,83

qт - 25.64; NПТН - 25.46; τ0 - 6.44

+

25.66

Расход тепла на производство электроэнергии

Qэ

Гкал

357,14

 - 25.63; QПТН - 25.65

+

25.67

Выработка электроэнергии по теплофикационному циклу

этф

кВт ∙ ч

104826,2

Друск - 22.13; iисх - 2.116; iруск - 22.97; τ0 - 6.44; ηэм - 5.181; K58 - 2.58; Gсв - 22.15;  - 22.120;  - 22.121; э2 - 22.326; K59 - 2.59;  - 22.118; э3 - 22.327; Qкф - 25.10; э5 - 22.329; э7 - 22.331; NПТН - 25.46; Nт - 9.12;

+

25.68

Доля электрических собственных нужд котельной установки, относимая на производство электроэнергии

Kэ

0,682

Qэ - 25.66;  - 25.53; Qот - 25.60;  - 25.61;  - 9.52; lПВК - 9.51; τ0 - 6.44; Qсет.н - 25.56

-

25.69

Вакуум в конденсаторе турбины

V

%

90,17

Pк - 22.270

-

Температурный напор:

25.70

в конденсаторе

δtк

°С

tsк – t2в

20,3

- 22.201; t2в - 22.202;

-

25.71

в ПСВ № 1

δtпс1

°С

3,8

tS2 - 22.242;  - 22.198

-

25.72

в ПСВ № 2

δtпс2

°С

0,5

tsпс2 - 22.199;  - 22.200

-

Тепловая нагрузка:

25.73

ПСВ № 1

Qпс1

Гкал

 при K60 = 1 Qпс1 = 0

85,27

Gсв - 22.15;  - 22.120;  - 22.121; τ0 - 6.44; ηбу - 5.172; K60 - 2.60

+

25.74

ПСВ № 2

Qпс2

Гкал

 при K60 = 1 или K59 = 1 Qпс2 = 0

79,03

Gсв - 22.15;  - 22.118;  - 22.120; τ0 - 6.44; ηбу - 5.172; K60 - 2.60; K59 - 2.59

+

Расход электроэнергии на:

25.75

теплофикационную установку данного энергоблока

кВт ∙ ч

3530

Nсет - 22.306; NКНБ - 22.308;  - 22.17; эподп - 22.463;  - 22.309; lПВК - 9.51; τ0 - 6.44

+

25.76

СH котельной установки, относимый на производство электроэнергии

кВт ∙ ч

3678,1

Kэ - 25.68;  - 25.51

+

25.77

СH энергоблока, относимый на производство электроэнергии

кВт ∙ ч

7350,6

 - 25.76;  - 25.52

+

25.78

СН энергоблока, связанный с отпуском тепловой энергии

кВт ∙ ч

5245

 - 25.51; Kэ - 25.68;  - 25.75

+

25.79

Расход условного топлива эквивалентный перетоку тепла

Bперет

т

3,81

Qперет - 25.62; ηперет - 6.22

+

25.80

Выработка электроэнергии энергоблоком

эбл

кВт ∙ ч

Nтτ0

242580

Nт - 22.295; τ0 - 6.44

+

25.81

Отпуск электроэнергии энергоблоком

кВт ∙ ч

229984,4

эбл - 25.80;  - 25.77;  - 25.78

+

Расход условного топлива на отпуск:

25.82

электроэнергии

Bэ

т

57,13

Bк - 25.38; Bперет - 25.79; Kэ - 25.68;  - 25.81;  - 25.78

+

25.83

тепловой энергии

Bтэ

т

36,24

Bк - 25.38; Bперет - 25.79; Bэ - 25.82;  - 9.53; lПВК - 9.51

+

25.84

Добавок химически обессоленной воды в конденсатор

GХОВ

т

30

 - 22.33; τ0 - 6.44

+

25.85

Потери давления в тракте промперегрева

ΔPпп

%

18

 - 22.267;  - 22.268

-

25.86

Коэффициент мощности

cosφ

0,8

Nт - 22.295;  - 22.29

-

25.87

Выработка электроэнергии по конденсационному циклу

эк

кВт ∙ ч

эбл - этф

137753,8

эбл - 25.80; этф - 25.67

+

Расход:

25.88

газа на котел

Gг

тыс. м3

Gгτ0

50

Gг - 22.11; τ0 - 6.44

+

25.89

мазута на котел в натуральном топливе

Gм

т

Gмτ0

17,8

Gм - 22.10; τ0 - 6.44

+

25.90

условного топлива на энергоблок (без ПВК) с учетом перетока тепла

т

Bк + Bперет

85,68

Bк - 25.38; Bперет - 25.79

+

25.91

Паропроизводительность Bм - 25.11; Bг - 25.12; Qкф - 25.10; Qтл котла

Дпе

т

Gпвτ0

851

Gпв - 22.1; τ0 - 6.44

+

25.92

Расход пара в тракте холодного промперегрева

Дпп

т

Дппτ0

676,6

Дпп - 22.3; τ0 - 6.44

+

25.93

Располагаемое тепло топлива (по измерениям газа и мазута)

Гкал

(Bм + Bг)7 + Qкф + Qтл

582,43

Bм - 25.11; Bг - 25.12; Qкф - 25.10; Qтл - 25.8

+

25.94

Расход электроэнергии на питание котла водой

кВт ∙ ч

(NПЭН + NБН)τ0

710

NПЭН - 22.300; NБН - 22.302; τ0 - 6.44

+

25.95

Расход электроэнергии на конденсатные насосы

экн

кВт ∙ ч

Nкнτ0

900

Nкн - 22.307; τ0 - 6.44

+

25.96

Потери тепла с непрерывной продувкой

т

0

Kпр - 5.117; Gпр - 22.7;  - 5.118; τ0 - 6.44

+

25.97

Отпуск тепла от РУ 40/13

Qруск

Гкал/ч

Друск(iруск - iисх)10-3

0

Друск - 22.13; iруск - 22.97; iисх - 22.116

-

25.98

Расход тепла на отопление, относимый к данному энергоблоку

Гкал

6,04

 - 9.32; n - 22.454

+

25.100

Расчетный комплекс

F100

кгс ∙ т

см2

pпеДк

189347,5

рпе - 22.265; Дк - 25.91

+

25.101

То же

F101

°С ∙ т

tпеДк

464220,5

tпе - 22.190; Дк - 25.91

+

25.102

-»

F102

°С ∙ т

467284,1

 - 22.192; Дк - 25.91

+

25.103

-»

F103

°С ∙ т

224493,8

 - 22.195; Дк - 25.91

+

25.104

-»

F104

°С ∙ т

tхвBк

818,74

tхв - 22.205; Bк - 25.38

+

25.105

-»

F105

°С ∙ т

5731,18

 - 22.207; Bк - 25.38

+

25.106

-»

F106

°С ∙ т

1637,48

 - 22.206; Bк - 25.38

+

25.107

-»

F107

°С ∙ т

4093,7

 - 25.105;  - 25.106

+

25.108

-»

F108

°С ∙ т

tгвBк

28819,65

tгв - 22.208; Bк - 25.38

+

25.109

-»

F109

°С ∙ т

υухBк

12444,85

υух - 22.209; Bк - 25.38

+

25.110

-»

F110

т

αBк

91,101

α - 25.26; Bк - 25.38

+

25.111

-»

F111

т

αухBк

113,54

αух - 25.27; Bк - 25.38

+

25.112

-»

F112

т

Δα1Bк

22,44

Δα1 - 25.29; Bк - 25.38

+

25.113

-»

F113

т

ΔαBк

25,91

Δα - 25.28; Bк - 25.38

+

25.114

Расчетный комплекс

F114

% ∙ Гкал

4471,21

q2 - 25.32;  - 25.39

+

25.115

To же

F115

% ∙ Гкал

0

q3 - 25.36;  - 25.39

+

25.116

-»

F116

% ∙ Гкал

0

q4 - 25.31;  - 25.39

+

25.117

-»

F117

% ∙ Гкал

135,135

q5 - 25.33;  - 25.39

+

25.118

-»

F118

% ∙ Гкал

0

q6шл - 25.34;  - 25.39

+

25.119

-»

F119

% ∙ Гкал

0

q6охл - 25.35;  - 25.39

+

25.120

-»

F120

кВт ∙ ч

(Nт + NПТН)τ0

252650,4

Nт - 22.295; NПТН - 25.46; τ0 - 6.44

+

25.121

-»

F121

т ∙ кгс

см2

роДпе

207644

ро - 22.266; Дпе - 25.91

+

25.122

-»

F122

°С ∙ т

tоДпе

462944

tо - 22.191; Дпе - 25.91

+

25.123

-»

F123

кгс ∙ т

см2

ртДпп

848,46

рт - 22.269; Дпп - 25.92

+

25.124

-»

F124

°С ∙ т

213399,6

 - 22.194; Дпп - 25.92

+

25.125

-»

F125

°С ∙ т

370776,8

 - 22.193; Дпп - 25.92

+

25.126

-»

F126

°С ∙ т

tпвДпе

224493,8

tпв - 22.196; Дпе - 25.91

+

25.127

-»

F127

°С ∙ Гкал

δtпс2Qпс2

39,51

δtпс2 - 25.72; Qпс2 - 25.74

+

25.128

-»

F128

°С ∙ Гкал

δtпс1Qпс1

324,03

δtпс1 - 25.71; Qпс1 - 25.73

+

25.129

-»

F129

°С ∙ Гкал

δtкДкτ0

5314,54

δtк - 25.70; Дк - 22.29; τ0 - 6.44

+

25.130

F130

кгс ∙ т

см2

pкДкτ0

25,735

pк - 22.270; Дк - 22.29; τ0 - 6.44

+

25.131

-»

F131

°С ∙ ч

t1вτ0

18,3

t1в - 22.203; τ0 - 6.44

+

25.132

-»

F132

°С ∙ Гкал

t2вДк

6492,64

t2в - 22.202; Дк - 22.29

+

25.133

-»

F133

кВт ∙ ч

эцнWτ0

1960

эцн - 22.462; W - 22.30; τ0 - 6.44

+

25.134

Расчетный комплекс

F134

ч

cosφτ0

0,8

cosφ - 25.86; τ0 - 6.44

+

25.135

То же

F135

°С ∙ т

165604,6

 - 4.178; Дпе - 25.91

+

25.136

-»

F136

т

0

 - 25.13; Bм - 25.11; Bг - 25.12

+

3.2. Расчет накапливаемых нормативных показателей энергоблоков

Таблица 26

Номер показателя

Наименование показателя

Обозначение

Размерность

Формула вычисления

Значение в контрольном примере

Исходная информация

Накопление

Примечание

1

2

3

4

5

6

7

8

9

Турбоагрегат

26.1

Признак работы энергоблока в конденсационном режиме

Rк

Rк = 1 при K60 = 1; Rк = 0 при K60 = 0

K60 - 2.60

-

Признаки переключений технологической схемы энергоблока: K57, K58, K59, K60 и K64 накапливаются и усредняются в соответствии с примечанием к табл. 2

26.2

Признак работы энергоблока с одноступенчатым подогревом сетевой воды. Тепловой график

-

 при K59 и K57 = 1;  при K57 = 0

K57 - 2.57; K59 - 2.59

26.3

Признак работы энергоблока с одноступенчатым подогревом сетевой воды. Электрический график

-

 при K59 = 1 и K57 = 0;  при K57 = 1

K57 - 2.57; K59 - 2.59

-

26.4

Признак работы энергоблока с двухступенчатым подогревом сетевой воды. Тепловой график

-

 при:

а) K58 = 1 и K57 = 1;

б) K59 = 1, K57 = 1 и ;  при K57 = 0

K58 - 2.58; K57 - 2.57; K59 - 2.59;  - 22.418

-

При K63 = 1 (положение регулирующей диафрагмы ЦНД на верхнем упоре) признаки  и  формируются только по условию, указанному в п. а

26.5

Признак работы энергоблока с двухступенчатым подогревом сетевой воды. Электрический график

-

 при

а) K58 = 1 и K57 = 0;

б) K59 = 1, K57 = 0 и ;  при K57 = 1

K57 - 2.57; K58 - 2.58; K59 - 2.59;  - 22.418

-

26.6

Признак работы энергоблока с трехступенчатым подогревом сетевой воды

-

 при K64= 1;  при K64 = 0

K64 - 2.64

-

26.7

Расход пара на турбину (конденсационный режим)

т/ч

f(Nт)Rк

f - 11.18; Nт - 22.295; Rк - 26.1

-

26.8

Расход тепла на турбину (конденсационный режим, без поправок на внешние условия)

Гкал/ч

f(Nт)Rк

f - 11.34; Nт - 22.295; Rк - 26.1

-

26.9

Расход пара в ЦНД (конденсационный режим)

т/ч

f - 11.35;  - 26.7; Rк - 26.1

-

26.10

Мощность, развиваемая турбиной при работе по тепловому графику с одноступенчатым подогревом сетевой воды (без поправок на внешние условия)

кВт

f - 11.37; Qт - 25.54;  - 22.282;  - 26.2;  - 26.3; τ0 - 6.44

-

26.11

Расход пара на турбину при работе по тепловому графику с одноступенчатым подогревом сетевой воды

т/ч

f - 11.36;  - 26.10;  - 22.282;  - 26.2

-

26.12

Относительный прирост расхода тепла при работе по тепловому графику с одноступенчатым подогревом сетевой воды

Гкал/МВт ∙ ч

f - 11.16;  - 22.282;  - 26.2;  - 26.3

-

26.13

Относительный прирост расхода тепла при работе по электрическому графику с одноступенчатым подогревом сетевой воды

Гкал/МВт ∙ ч

f - 11.17;  - 22.282;  - 26.3

-

26.14

Расход пара на турбину при работе по электрическому графику с одноступенчатым подогревом сетевой воды

т/ч

; ; ; ; ;

f1 - 11.38; f2 - 11.39; f3 - 11.37; f4 - 11.36; Nт - 22.295;  - 22.282; Qт - 25.54;  - 26.3

-

26.15

Условный расход тепла на холостой ход при работе по электрическому или тепловому графику с одноступенчатым подогревом сетевой воды

Гкал/ч

f - 11.32;  - 22.282;  - 26.3;  - 26.2

-

26.16

Мощность, развиваемая турбиной при работе по тепловому графику с двухступенчатым подогревом сетевой воды (без поправок на внешние условия)

кВт

f - 11.42;  - 26.5; Qт - 25.54;  - 22.290;  - 26.4

-

26.17

Расход пара на турбину при работе по тепловому графику с двухступенчатым подогревом сетевой воды

т/ч

 при Д0 < 750 т/ч;  при Д0 ≥ 750 т/ч

f1 - 11.40; f2 - 11.41;  - 26.16;  - 22.290;  - 26.4

-

26.18

Относительный прирост расхода тепла при работе по тепловому графику с двухступенчатым подогревом сетевой воды

Гкал/МВт ∙ ч

f - 11.16;  - 22.290;  - 26.4;  - 26.5

-

26.19

Относительный прирост расхода тепла при работе по электрическому графику с двухступенчатым подогревом сетевой воды

Гкал

МВт ∙ ч

f - 11.17;  - 22.290;  - 26.5

-

26.20

Расход пара на турбину при работе по электрическому графику с двухступенчатым подогревом сетевой воды

т/ч

; ; ; ;

 при  определяется: , где S2 = [Nт – 0,6667(Qт - 150)]10-2

f1 - 11.46; S2 - 11.45; f3 - 11.43; f4 - 11.44; f5 - 11.40;  - 22.290; Qт - 25.54; Nт - 22.295

-

26.21

Условный расход тепла на холостой ход при работе по электрическому и тепловому графику нагрузки с двухступенчатым подогревом сетевой воды

Гкал/ч

f - 11.132;  - 26.4;  - 26.5;  - 22.290

26.22

Мощность, развиваемая турбиной при работе по тепловому графику с трехступенчатым подогревом сетевой воды (без поправок на внешние условия)

кВт

f - 11.47; Qт - 25.54;  - 22.290;  - 26.6

-

26.23

Расход пара на турбину при работе с трехступенчатым подогревом сетевой воды

т/ч

f - 11.49; Qт - 25.54;  - 22.290;  - 26.6

-

26.24

Расход тепла на выработку электроэнергии при работе по тепловому графику с одно- или двухступенчатым подогревом сетевой воды (без поправок на внешние условия)

Гкал/ч

При :  - 26.15;  - 26.12;  - 26.10

При : - 26.21;  - 26.18;  - 26.16;  - 26.2;  - 26.4

-

26.25

Расход тепла на выработку электроэнергии при работе по электрическому графику с одно- или двухступенчатым подогревом сетевой воды (без учета ПТН и поправок на внешние условия)

Гкал/ч

При :  - 26.15;  - 26.12;  - 26.10; Nт - 22.295;  - 26.13

При :  - 26.21;  - 26.18;  - 26.16;  - 26.3;  - 26.5

-

26.26

Поправка к мощности турбины на отклонение потерь давления в тракте промперегрева от расчетного значения

МВт

 - 22.464;  - 5.80;  - 5.81; Rк - 26.1;  - 26.3;  - 26.2;  - 26.5;  - 26.4;  - 26.6

-

26.27

Поправка к мощности турбины на отклонение нагрева сетевой воды в ПСВ

ΔNΔτ

МВт

f - 11.59;  - 22.200;  - 22.219; Δtпс - 5.196; Qт - 25.54;  - 22.290;  - 26.5;  - 26.4;  - 26.6

-

26.28

Поправка к мощности турбины на подачу пара от РУ 40/13 в коллектор СН

МВт

 - 22.433;  - 22.13;  - 26.6; Rк - 26.1;  - 26.5;  - 26.3;  - 26.4

-

26.29

Поправка к мощности турбины на подачу пара на концевые уплотнения из деаэратора

МВт

 - 22.318;  - 5.194;  - 26.1;  - 26.3;  - 26.5;  - 26.4;  - 26.2;  - 26.6

-

26.30

Поправка к мощности турбины на отключение ЦНД

МВт

f - 11.166;  - 22.290; Qт - 25.54;  - 26.2;  - 26.4

-

26.31

Поправка к мощности турбины на подачу пара на эжекторы из деаэратора

МВт

 при  ;

при  ;

при  ;

 - 22.316;  - 5.268;  - 22.406;  - 22.408;  - 22.410;  - 26.1;  - 26.2;  - 26.3;  - 26.4;  - 26.5;  - 26.6

-

26.32

Отпуск тепла из j-го отбора турбины (выхлопа ПТН) на калориферы

Гкал/ч

Qкф - 25.10;  - 25.42; τ0 - 6.44;  - 5.82;  - 22.206;  - 22.207; K26 - 2.26;  - 26.1;  - 26.2;  - 26.3;  - 26.4;  - 26.5;  - 26.6

-

26.33

Расход пара на калориферы из j-го отбора турбин

т/ч

 - 26.32; Δiкф - 5.83;  - 26.1;  - 26.2;  - 26.3;  - 26.4;  - 26.5;  - 26.6

-

26.34

Поправка к мощности турбины на отпуск тепла на калориферы из j-го отбора (выхлопа ПТН)

МВт

 - 22.315;  - 26.33;  - 26.1;  - 26.2;  - 26.3;  - 26.4;  - 26.5;  - 26.6

-

26.35

Изменение мощности турбины при переходе на работу со скользящим давлением свежего пара

ΔNск

МВт

f - 11.33;  - 26.7 при ;  - 26.11 при ;  - 26.17 при ;  - 26.20 при ;  - 26.23 при ;  - 22.420;  - 26.1;  - 26.2;  - 26.3;  - 26.4;  - 26.5;  - 26.6

-

26.36

Расход пара через 26-ю ступень

Д26

т/ч

f - 11.133;  - 22.290;  - 26.11 при ;  - 26.14 при ;  - 26.17 при ;  - 26.20 при ;  - 26.2;  - 26.3;  - 26.4;  - 26.5

-

26.37

Доля поправки к мощности, относимой к теплофикационному потоку

dт

Qт - 25.54; Д26 - 26.36;  - 26.2;  - 26.3;  - 26.4;  - 26.5

-

26.38

Расход пара в ЦНД

т/ч

Д26(1 - dт)

Д26 - 26.36; dт - 26.37

-

26.39

Давление пара в конденсаторе при расчетном расходе охлаждающей воды

кгс/см2

f - 11.50;  - 22.203;  - 26.38 при  или , или , или ;  - 26.9 при Rк = 1

-

26.40

Поправка к давлению отработавшего пара на отклонение оптимального расхода охлаждающей воды от расчетного

кгс/см2

 - 5.84;  - 26.38 при , или , или , или ;  - 26.9 при Rк = 1; Wопт - 24.65; Wрасч - 5.86

-

26.41

Давление пара в конденсаторе при оптимальном расходе охлаждающей воды

кгс/см2

 - 26.39;  - 26.40

-

26.42

Давление отработавшего пара в конденсаторе при расчетном расходе и расчетной температуре охлаждающей воды

кгс/см2

f - 11.50;  - 5.85;  - 26.9 при Rк = 1;  - 26.38 при , или , или , или ; Rк - 26.1;  - 26.2;  - 26.3;  - 26.4;  - 26.5

Рассчитывается при построении диаграммы режимов при  и W = const

26.43

Изменение мощности турбины при отклонении давления отработавшего пара от расчетного

ΔNрк

МВт

f - 11.189;  - 26.41;  - 26.42;  - 26.9 при Rк = 1;  - 26.38 при , или , или , или ; Rк - 26.1;  - 26.2;  - 26.3;  - 26.4;  - 26.5

26.44

Расход питательной воды, идущей на впрыск в промежуточный пароперегреватель

т/ч

f - 11.51;  - 26.7 при Rк = 1;  - 26.11 при ;  - 26.14 при ;  - 26.17 при ;  - 26.20 при ;  - 26.23 при ; Rк - 26.1;  - 26.2;  - 26.3;  - 26.4;  - 26.5;  - 26.6

-

26.45

Изменение мощности турбины из-за впрыска питательной воды в промежуточный пароперегреватель

ΔNвпр

МВт

 - 22.465;  - 26.44

-

26.46

Изменение мощности турбины при отклонении cosf от номинального

ΔNcosf

МВт

f - 11.53; Nт - 22.295 при , или , или Rк = 1; Nт - 26.10 при ; Nт - 26.16 при ; Nт - 26.22 при ; Rк - 26.1;  - 26.2;  - 26.3;  - 26.4;  - 26.5;  - 26.6

-

26.47

Поправка к мощности турбины на отклонение нормативного расхода конденсата ПСВ, поступающего на обессоливание, от расчетного значения

ΔNпс

МВт

 - 22.349;  - 22.350;  - 22.22;  - 22.21;  - 22.26;  - 22.25;  - 26.2;  - 26.4;  - 26.5;  - 26.3;  - 26.6

-

26.48

Поправка к расходу тепла на турбину на охлаждение основного конденсата перед БОУ циркуляционной водой

Гкал/ч

При

При

 - 22.189;  - 22.188; K44 - 2.44;  - 22.22;  - 22.21;  - 22.28;  - 22.23;  - 22.188;  - 22.354;  - 22.26;  - 22.25;  - 22.18;  - 22.189; - 22.22;  - 26.2;  - 26.4;  - 26.5;  - 26.3;  - 26.6; K44 - 2.44

-

26.49

Поправка к расходу тепла на турбину на охлаждение встроенного пучка подпиточной водой теплосети

Гкал/ч

GВПК - 22.16; - 22.226; - 22.225; K45 - 2.45;  - 26.6

-

Для открытых систем водоразбора

26.50

Электромеханический КПД турбоагрегата

%

f - 11.155; Nт - 22.295 при Rк = 1, или , или ; Nт - 26.10 при ; Nт - 26.16 при ; Nт - 26.22 при ; Rк - 26.1;  - 26.2;  - 26.3;  - 26.4;  - 26.5;  - 24.6

-

26.51

Изменение расхода тепла, отводимого из конденсатора, из-за подачи пара на основные эжекторы

ΔQкэж

Гкал/ч

При  

При  

При  

 - 22.346;  - 5.268;  - 22.406;  - 22.408;  - 22.410; Rк - 26.1;  - 26.2;  - 26.3;  - 26.4;  - 26.5;  - 26.6

-

26.52

Изменение расхода тепла в конденсатор при отклонении исходно нормативной плотности диафрагмы от нормативной

Гкал/ч

 - 5.210;  - 5.420;  - 22.282; Δiк - 5.203;  - 26.2;  - 26.4;  - 26.6

-

26.53

Изменение мощности турбоагрегата при отклонении исходно нормативной плотности диафрагмы от нормативной

ΔNдф

МВт

Эк - 22.334;  - 26.52

-

26.54

Изменение расхода тепла, отводимого из конденсатора, из-за подачи пара на концевые уплотнения турбины из деаэратора

Гкал/ч

 - 22.348;  - 5.194

-

26.55

Изменение расхода тепла, отводимого из конденсатора, из-за подачи пара на калориферы котла из j-го отбора турбины (выхлопа ПТН)

Гкал/ч

 - 22.345;  - 26.33

-

26.56

Мощность турбины при работе по тепловому графику (с поправками на внешние условия)

кВт

 - 26.10 при  или ;  - 26.16 при  или ;  - 26.22 при ;  - 26.26; ΔNΔτ - 26.27;  - 26.28; ΔNдск - 22.466;  - 26.29;  - 26.30;  - 26.31;  - 26.34; ΔNск - 26.35; ΔNпс - 26.47; ΔNвпр - 26.45; ΔNдф - 26.53; ΔNcosf - 26.46; ΔNрк - 26.43

-

26.57

...

26.58

Внутренняя мощность питательного турбонасоса

Ni ПТН

кВт

f - 11.30;  - 26.7 при Rк = 1;  - 26.11 при ;  - 26.14 при ;  - 26.17 при ;  - 26.20 при ;  - 26.23 при

-

26.59

Удельный расход тепла брутто на турбину (без поправок на внешние условия)

ккал/кВт ∙ ч

 - 26.24 при  или ;  - 26.25 при  или ; Nт - 22.295 при  или ; Nт - 26.10 при ; Nт - 26.16 при ;  - 26.2;  - 26.4;  - 26.3;  - 26.5

-

26.60

Условный расход тепла на ПТН (без поправок на внешние условия)

Гкал/ч

 - 26.59;  - 26.58

-

26.61

Расход тепла на турбину с учетом ПТН (без поправок на внешние условия)

Гкал/ч

 - 26.24 при  или ;  - 26.25 при  или ;  - 26.60;  - 26.3;  - 26.5;  - 26.2;  - 26.4

-

26.62

Расход тепла на турбину с учетом ПТН, приведенный к фактическим внешним условиям

Гкал/ч

а) Трехступенчатый подогрев сетевой воды

б) Одно- или двухступенчатый подогрев сетевой воды

Тепловой график

Электрический график

в) Конденсационный режим

 - 26.56;  - 26.58;  - 26.50; ΔQт - 5.87;  - 26.6;  - 26.61;  - 26.32;  - 25.97;  - 26.48;  - 26.49; ΔQк кф - 26.55;  - 26.54;  - 26.52;  - 22.324; ΔQк эж - 26.51;  - 26.56;  - 26.10; 26.16;  - 26.18  при ;  - 26.12 при ;  - 26.2;  - 26.4;  - 26.26;  - 26.28; ΔNΔτ - 26.27; ΔNпс - 26.47;  - 26.34; ΔNв пр - 26.45; ΔNдск - 22.466;  - 26.29;  - 26.31; ΔNск - 26.35;  - 26.50; ΔNрк - 26.43;  - 26.13 при ;  - 26.19 при ;  - 26.18 при ;  - 26.12 при ;  - 26.3; Rк - 26.1;  - 26.5; Δqкн - 5.217

-

26.63

Удельный расход тепла брутто на турбину (с учетом поправок на внешние условия)

ккал/кВт ∙ ч

 - 26.62; Nт - 22.295 при Rк = 1, или ; Nт - 26.56 при , или , или

-

26.64

Условный расход тепла на ПТН (с учетом поправок на внешние условия)

Гкал/ч

 - 26.63;  - 26.58

-

26.65

Расход тепла на выработку электроэнергии

Гкал/ч

 - 26.62;  - 26.64

-

26.66

Расход тепла на выработку электроэнергии за первичный интервал обработки

Гкал

 - 26.65; τ0 - 6.44

+

26.67

Суммарная мощность турбины

NΣ

кВт

Nт - 22.295 при Rк = 1, или , или ; Nт - 26.56 при , или , или ;  - 26.58

-

26.68

Расход тепла на турбину (включая ПТН) за первичный интервал

Гкал

 - 26.62; τ0 - 6.44

+

26.69

Суммарная выработка энергии турбиной и ПТН за первичный интервал

ЭΣ

кВт ∙ ч

NΣτ0

NΣ - 26.67; τ0 - 6.44

+

26.70

Условный расход тепла на ПТН за первичный интервал обработки

Гкал

 - 26.64; τ0 - 6.44

+

26.71

Расход пара на турбину за первичный интервал обработки

т

 - 26.7 при Rк = 1; τ0 - 6.44;  - 26.11 при ;  - 26.14 при ;  - 26.17 при ;  - 26.20 при ;  - 26.23 при

+

26.72

Расход пара в тракте промперегрева

т/ч

f - 11.19;  - 26.7 при Rк = 1;  - 26.11 при ;  - 26.14 при ;  - 26.17 при ;  - 26.20 при ;  - 26.23 при

-

26.73

Расход пара в тракте промперегрева за первичный интервал обработки

т

 - 26.72; τ0 - 6.44

-

26.74

Температурный напор в конденсаторе

°С

f - 11.130; t1в - 22.203;  - 26.9 при Rк = 1;  - 26.38 при , или , или , или ;  - 5.86;  - 24.65;  - 5.89;  - 26.1;  - 26.2;  - 26.3;  - 26.4;  - 26.5

-

26.75

Мощность механизмов СН турбоагрегата

кВт

f - 11.131;  - 26.9 при Rк = 1;  - 26.38 при  или ;  - 26.56;  - 5.93;  - 26.1;  - 26.3;  - 26.5;  - 26.4;  - 26.6;  - 26.2

-

26.76

Расход электроэнергии на СН за первичный интервал

кВт ∙ ч

 - 26.75; τ0 - 6.44

+

26.77

Расход электроэнергии на циркуляционные насосы за первичный интервал

кВт ∙ ч

 - 24.94; Rк - 26.1;  - 26.3;  - 26.5; τ0 - 6.44

+

26.78

Расход тепла на отопление турбинного цеха

Гкал/ч

 - 5.91; tнв - 22.215;  - 5.90

-

26.79

Расход тепла на СН турбинного цеха

Гкал/ч

 - 26.78;  - 6.31

-

26.80

То же за первичный интервал обработки

Гкал

 - 26.79; τ0 - 6.44

+

26.81

Мощность нетто турбины

кВт

Nт - 22.295 при Rк = 1, или , или ; Nт - 26.10 при ; Nт - 26.16 при ; Nт - 26.22 при ;  - 26.75;

26.82

Мощность нетто турбины за первичный интервал

кВт ∙ ч

 - 26.81; τ0 - 6.44

+

26.83

Расход пара в ЦНД за первичный интервал обработки

т

 - 26 9; при Rк = 1  - 26.38 при  или  или ; τ0 - 6.44

26.84

Расход тепла на калориферы за первичный интервал обработки

Гкал

 - 26.32; τ0 - 6.44

+

26.85

Выработка электроэнергии по теплофикационному циклу

кВт ∙ ч

 - 22.326;  - 22.84;  - 22.186;  - 22.151;  - 22.327;  - 22.85;  - 22.187;  - 22.150;  - 22.329;  - 26.32;  - 22.331;  - 22.13;  - 22.97; iисх - 22.116;  - 26.50; τ0 - 6.44; Nт - 22.295 при  или ; Nт - 26.10 при ; Nт - 26.22 при ;  - 26.58

26.86

Расход тепла на отопление котельного цеха

Гкал/ч

Котельная установка

 - 5.92; tнв - 22.215;  - 5.90

-

26.87

Расход тепла на СН котельного цеха

Гкал/ч

 - 26.86;  - 6.33; Gм - 22.10; tм - 22.204; tнв - 22.215;  - 5.185

-

26.88

Расход тепла на СН котельного цеха за первичный интервал обработки

Гкал

 - 26.87; τ0 - 6.44

+

26.89

Потери теплового потока

Гкал/ч

a - 5.97;  - 5.98

-

26.90

Потери теплового потока за первичный интервал обработки

Гкал

 - 26.89; τ0 - 6.44

+

26.91

Теплопроизводительность брутто котла

Гкал/ч

 - 26.62;  - 26.79; Qотп - 25.60;  - 25.61; τ0 - 6.44;  - 26.87;  - 26.89

26.92

Теплопроизводительность брутто котла за первичный интервал обработки

Гкал

 - 26.91; τ0 - 6.44

+

Температура уходящих газов:

26.93

при сжигании мазута (исходная)

°С

f - 11.54;  - 26.91;  - 6.5

-

26.94

при сжигании газа

°С

f - 11.54;  - 26.91

-

26.95

при сжигании твердого топлива

°С

f - 11.54;  - 26.91;  - 6.4

-

26.96

для смеси топлив

°С

 - 26.93;  - 26.94;  - 26.95; lм - 25.15; lг - 25.16; lт - 25.14

-

26.97

Коэффициент избытка воздуха за котлом

f - 11.134;  - 26.91

-

26.98

Присосы воздуха на тракте котел-воздухоподогреватель

 - 5.94;  - 5.98;  - 26.91

-

26.99

Коэффициент избытка воздуха в уходящих газах

α(н) - 26.97;  - 26.98;

-

26.100

Присосы воздуха на тракте котел-дымосос

 - 5.95;  - 5.98;  - 26.91

-

26.101

Присосы воздуха в воздухоподогревателе

 - 5.96;  - 5.98;  - 26.91

-

26.102

Физическое тепло мазута

Гкал/ч

Gм - 22.10;  - 5.99;  - 5.100

-

26.103

Расчетный параметр

R97

 - 26.102; τ0 - 6.44; Bк - 25.38

+

26.104

Расчетный параметр

R98

 - 26.32; τ0 - 6.44; Bк - 25.38

+

26.105

Коэффициент

R97 - 26.103; R98 - 26.104

-

26.106

Температура уходящих газов, приведенная к фактической структуре сожженного топлива и нормативной температуре воздуха перед воздухоподогревателем

°С

Если , то: ; .

Если , то:

при

;

 - 26.96;  - 5.82; tхв - 22.205;  - 22.207;  - 22.206

Формула соответствует комбинированному способу предварительного подогрева воздуха: рециркуляцией горячего воздуха и в калориферах

26.107

Содержание горючих в уносе

%

f - 11.198;

 - 26.91;

lм - 25.15;

lг - 25.16

-

Потери тепла:

26.108

с механической неполнотой сгорания

%

 - 5.103;

 - 5.101;

 - 6.15;  - 5.102;

 - 26.107

26.109

с уходящими газами

%

K - 25.22; c - 25.23; b - 25.24;  - 26.99;  - 26.106; tхв - 22.205;

 - 26.108

-

26.110

с химической неполнотой сгорания

%

q3 - 5.104;

 - 26.105

-

26.111

в окружающую среду

%

 - 5.105;  - 5.98;  - 26.91;  - 26.105

26.112

с физическим теплом шлака и золы

%

lт - 25.14;

 - 6.15;

 - 5.102;  - 5.106;  - 26.105;  - 6.3;

 - 5.101

-

26.113

КПД брутто котла

%

 - 26.109;

 - 26.110;

 - 26.108;

 - 26.111;

 - 26.112

-

26.114

Удельный расход электроэнергии на тягу и дутье

кВт ∙ ч

Гкал

f - 11.136;

 - 26.91

-

26.115

Расход электроэнергии на тягу и дутье за первичный интервал обработки

кВт ∙ ч

 - 26.114;  - 26.92

+

26.116

Удельный расход электроэнергии на ПЭН

кВт ∙ ч

т пара

f - 11.55;

 - 26.91

-

26.117

Расход электроэнергии на ПЭН за первичный интервал обработки

кВт ∙ ч

 - 26.116;  - 26.71

+

26.118

Удельный расход электроэнергии на пылеприготовление

кВт ∙ ч

т нат. топл.

f - 11.201;

 - 26.91

-

26.119

Расход электроэнергии на пылеприготовление за первичный интервал обработки

кВт ∙ ч

 - 26.118;  - 25.41

+

26.120

Удельный расход электроэнергии на прочие СН котла

кВт ∙ ч

Гкал

f - 11.135;

 - 26.91

-

26.121

Расход электроэнергии на прочие СН котла за первичный интервал обработки

кВт ∙ ч

 - 26.120;  - 26.92

+

26.122

Расход электроэнергии на СН котла за первичный интервал обработки

кВт ∙ ч

 - 26.115;  - 26.117;  - 26.119;  - 26.121

+

26.123

Тепло, сообщенное мазуту за первичный интервал обработки

Гкал

Gм - 22.10;

τ0 - 6.44;

 - 5.99;

 - 5.100;

 - 22.216

+

26.124

Расчетный комплекс

R124

Гкал

 - 26.92;  - 26.88;  - 26.84

+

26.125

Коэффициент теплового потока

%

 - 26.90; R124 - 26.124

-

26.126

Коэффициент отнесения расхода электроэнергии на СН котла на производство электроэнергии

-

 - 26.66;  - 26.80;

Qот - 25.60;

 - 25.61

-

26.127

Расход электроэнергии на СН котла, относимый на производство электроэнергии

кВт ∙ ч

 - 26.122;  - 26.126

+

26.128

Расход условного топлива на котел

т

 - 26.92;  - 26.113;  - 26.84;  - 26.123

+

Энергоблок

Расход электроэнергии на:

26.129

СН энергоблока, относимый на производство электроэнергии

кВт ∙ ч

 - 26.76;  - 26.127

+

26.130

теплофикационную установку

кВт ∙ ч

f - 11.56; τ0 - 6.44;  - 6.34;

Qот - 25.60; lПВК - 9.51; QПВК - 43.3

+

26.131

СН энергоблока, относимый на производство тепловой энергии

кВт ∙ ч

 - 26.122;  - 26.126;  - 26.130

+

26.132

Отпуск электроэнергии за первичный интервал

кВт ∙ ч

эбл - 25.80;

 - 26.129;

 - 26.131

+

Расход условного топлива на отпуск:

26.133

электроэнергии

т

 - 26.128;  - 26.126;  - 26.132;  - 26.131

+

26.134

тепловой энергии

т

 - 26.128;  - 26.133;  - 9.51;

 - 44.8

+

26.135

Располагаемое тепло топлива за первичный интервал

Гкал

 - 26.128;  - 26.105

+

26.136

Температура питательной воды за последним ПВД

°С

f - 11.129;

 - 26.7 при Rк = 1;

 - 26.11 при ;

 - 26.14 при ;

 - 26.17 при ;

 - 26.20 при ;

 - 26.23 при

26.137

26.138

Расчетный комплект

R138

% ∙ Гкал

 - 26.109;  - 26.135

+

26.139

То же

R139

% ∙ Гкал

 - 26.111;  - 26.135

+

26.140

-»

R140

% ∙ Гкал

 - 26.112;  - 26.135

+

26.141

-»

R141

% ∙ Гкал

 - 26.110;  - 26.135

+

26.142

-»

R142

% ∙ Гкал

 - 26.108;  - 26.135

+

26.143

-»

R143

кгс ∙ т

см2

;

 - 26.71; f - 11.145;

 - 26.7 при Rк = 1;  - 26.11 при ;

 - 26.14 при ;  - 26.17 при ;

 - 26.20 при ;

 - 26.23 при

+

26.144

-»

R144

кгс ∙ т

см2

 - 26.41;  - 26.83

+

26.145

-»

R145

°С ∙ т

 - 26.106;  - 26.128

+

26.146

-»

R146

т

 - 26.99;

 - 26.128

+

26.147

Расчетный комплекс

R147

т

 - 26.97;

 - 26.128

+

26.148

То же

R148

°С ∙ т

 - 26.74;  - 26.83

+

26.149

-»

R149

%·∙ Ккал

 - 26.113;  - 26.92

+

26.150

-»

R150

кгс ∙·Гкал

см2

 - 22.290;

 - 25.54

+

26.151

-»

R151

кгс ∙·Гкал

см2

 - 22.282;

 - 25.54

+

26.152

-»

R152

°С ∙ т

 - 5.108;

 - 26.71

+

26.153

-»

R153

кгс ∙ т

см2

 - 5.109;

 - 26.71

26.154

-»

R154

°С ∙ т

 - 5.110;  - 26.73

+

26.155

-»

R155

°С ∙ т

 - 26.136;

 - 26.71

+

26.156

.......

26.157

Вакуум

V

%

 - 26.41

-

26.158

Расчетный комплекс

R158

%·т

V(н) - 26.149;  - 26.83

+

26.159

To же

R159

°С ∙ т

 - 5.82;

 - 26.128

+

26.160

-»

R160

Гкал

R124 - 26.124;  - 26.90

+

3.3. Расчет перерасхода топлива из-за отклонения отчетных ПЭП от нормативных

Таблица 27

Номер показателя

Наименование показателя

Обозначение

Размерность

Формула вычисления

Значение в контрольном примере

Исходная информация

Накопление

Примечание

1

2

3

4

5

6

7

8

9

Суммарный перерасход условного топлива на отпущенную:

27.1

электроэнергию

т

Bэ - 25.82;

 - 26.133

+

27.2

тепловую энергию

т

 - 25.83;

 - 26.134

+

Изменение мощности турбины из-за отклонения от нормативных значений:

27.3

температуры свежего пара

МВт

 - 22.467; t0 - 22.191;  - 5.108

-

27.4

температуры пара после промперегрева

МВт

 - 22.468;  - 22.193;  - 5.110

-

27.5

давления свежего пара

МВт

 - 22.469; P0 - 22.266;

 - 5.109

-

27.6

потерь давления в тракте промперегрева

МВт

 - 22.464;  - 22.291;

 - 22.292;

 - 5.81

27.7

давления отработавшего пара

МВт

f - 11.189;

 - 26.41;

Pк - 22.270;

 - 26.9 при Rк = 1;

 - 26.38 при , или , или , или ;

Рк - 26.1;

 - 26.2;

 - 26.4;

 - 26.5;

 - 26.3

-

27.8

Относительный прирост расхода топлива на энергоблок, компенсирующий изменение электрической нагрузки

Δвкомп

а) При компенсации недовыработки анализируемого энергоблока другими энергоблоками электростанции работающими по электрическому графику или конденсационному циклу:

 - 5.217 при Rкj = 1;

 - 26.13 при ;

 - 26.19 при ;

 - 26.1;

 - 26.3;

 - 26.5;

 - 26.113;

 - 26.2;

 - 26.4;  - 26.6

-

j - номер компенсирующего энергоблока

б) При работе данного и всех остальных энергоблоков по тепловому графику:

Δqсист - 6.35;  - 6.36; ,

 - 26.2; ,

 - 26.4; ,

 - 26.6

j - станционный номер энергоблока

в) При работе анализируемого энергоблока по конденсационному циклу:

Δqкн - 5.217;  - 26.113;

Rк - 26.1

г) При работе анализируемого энергоблока по электрическому графику:

 - 26.13 при ;

 - 26.19 при ;

 - 26.3;

 - 26.5;  - 26.113

27.9

Изменение расхода топлива на энергоблок при изменении внутренней мощности турбины на 1 МВт

Δв

Δвкомп - 27.8;

 - 26.12 при  или ;

 - 26.18 при  или ;

 - 26.113;

 = 26.50;

 - 26.2;

 - 26.4;

 - 26.3;

 - 26.5;

Rк - 26.1

  при Rк = 1

Составляющие перерасхода топлива из-за отклонения от нормативных значений:

27.10

температуры свежего пара

т

 - 27.3;

Δв - 27.9; τ

0 - 6.44

+

27.11

температуры пара после промперегрева

т

 - 27.4;

Δв - 27.9;

τ0 - 6.44

+

27.12

давления свежего пара

т

 - 27.5;

Δв - 27.9;

τ0 - 6.44

+

27.13

потерь давления в тракте промперегрева

т

 - 27.6;

Δв - 27.9;

τ0 - 6.44

+

27.14

давления отработавшего пара

т

 - 27.7; Δвкомп - 27.8;

τ0 - 6.44

+

27.15

Суммарный перерасход топлива по турбине, относимый на электроэнергию

т

a) При работе энергоблока по тепловому графику и компенсации недовыработки другими энергоблоками электростанции, работающими по электрическому или тепловому графику:

 - 26.56;

Nт - 22.295;

Δв - 27.9;

τ0 - 6.44;

 - 26.50;

 - 26.2;

 - 26.4;

 - 26.6;

 - 26.3;

 - 26.5;

Rк j - 26.1

+

j - номер компенсирующего энергоблока; Rj - режимный признак работы; j-го энергоблока по электрическому или тепловому графику или конденсационному циклу

б) При работе данного и всех остальных энергоблоков по тепловому графику:

 - 26.56;

Nт - 22.295;

Δв - 27.9;

τ0 - 25.2;

 - 26.50;

,

 - 26.2;

,

 - 26.4;

,

 - 26.6

в) При работе данного энергоблока по электрическому графику или конденсационному циклу:

Qэ - 25.66;

Эбл - 25.80;

 - 26.63;

Вэ - 25.82;

Rк - 26.1;

 - 26.3;

 - 26.5

+

27.16

Перерасход топлива из-за пониженной экономичности котла

т

 - 26.113; Bк - 25.38;

 - 25.39

+

27.17

Перерасход топлива на котле из-за пониженной экономичности турбины

т

 - 26.128

+

Составляющие перерасхода топлива по котлу:

27.18

из-за повышенной температуры уходящих газов

т

 - 5.111 - 5.113;

Bк - 25.38; υух - 22.209;

 - 26.106;

 - 26.113

+

27.19

из-за повышенного избытка воздуха в уходящих газах

т

 - 5.114 - 5.116;

Bк - 25.38;

αух - 25.27;

 - 26.99

+

27.20

из-за повышенных потерь тепла с механической неполнотой сгорания

т

q4 - 25.31;

 - 26.108;

Bк - 25.38;

 - 26.113

27.21

из-за повышенных потерь тепла с химической неполнотой сгорания

т

q3 - 25.36;

 - 26.110;

Bк - 25.38

+

Перерасход условного топлива из-за пониженной экономичности котла, относимый на:

27.22

электроэнергию

т

ΔBк - 27.16;

 - 26.133;

 - 26.128

+

27.23

тепловую энергию

ΔBк тэ

т

ΔBк - ΔBкэ

ΔBк - 27.16;

ΔBкэ - 27.22

+

Перерасход топлива из-за повышенной температуры уходящих газов, относимый на:

27.24

электроэнергию

т

 - 27.18;

 - 26.133;

 - 26.128

+

27.25

тепловую энергию

т

 - 27.18;

 - 27.24

+

Перерасход топлива из-за повышенного избытка воздуха в уходящих газах относимых на:

27.26

электроэнергию

т

 - 27.19;

 - 26.133;

 - 26.128

+

27.27

тепловую энергию

т

 - 27.19;  - 27.26

+

Перерасход условного топлива из-за повышенных потерь тепла с механической неполнотой сгорания относимых на:

27.28

электроэнергию

т

 - 27.20;

 - 26.133;  - 26.128

+

27.29

тепловую энергию

т

 - 27.20;

 - 27.28

+

Перерасход условного топлива из-за повышенных потерь тепла с химической неполнотой сгорания, относимый на:

27.30

электроэнергию

т

 - 27.21;

 - 26.133;

 - 26.128

+

27.31

тепловую энергию

т

 - 27.21;

 - 27.30

+

Перерасход условного топлива на отпуск электроэнергии из-за повышенного расхода электроэнергии на СН:

27.32

турбины

т

 - 25.52;

 - 26.76;

Δвкомп - 27.8

+

27.33

котла

т

 - 25.51;

 - 26.122

+

27.34

относимый на электроэнергию

т

 - 27.33;  - 26.133;  - 26.128

+

27.35

на тепловую энергию

т

 - 27.33;  - 27.34

+

Составляющие перерасхода условного топлива из-за повышенного расхода электроэнергии на СН котла из-за повышенного расхода электроэнергии на:

27.36

тягу и дутье

т

этд - 25.47;

 - 26.115;

Δвкомп - 27.8

+

27.37

ПЭН

т

 - 22.300; τ0 - 6.44;

 - 26.117;

Δвкомп - 27.8

+

27.38

пылеприготовление

т

эпп - 25.49;

 - 26.119;

Δвкомп - 27.8

+

Перерасход условного топлива из-за повышенного расхода тепла на:

27.39

ПТН

т

QПТН - 25.65;

 - 25.39;

 - 26.70;

 - 26.135

+

27.40

собственные нужды котла

т

+

Перерасход условного топлива из-за повышенного расхода электроэнергии на тягу и дутье, относимый на производство:

27.41

электроэнергии

т

 - 27.36;  - 26.133;  - 26.128

+

27.42

тепловой энергии

т

 - 27.36;  - 27.41

+

Перерасход условного топлива из-за повышенного расхода электроэнергии на ПЭН, относимый на производство:

27.43

электроэнергии

т

 - 27.37;  - 26.133;  - 26.128

+

27.44

тепловой энергии

т

 - 27.37;  - 27.43

+

Перерасход условного топлива из-за повышенного расхода электроэнергии на пылеприготовление относимый на:

27.45

электроэнергию

т

 - 27.38;  - 26.133;  - 26.128

+

27.46

тепловую энергию

т

 - 27.38;  - 27.45

+

Перерасход условного топлива из-за повышенного расхода тепла на ПТН, относимый на:

27.47

электроэнергию

т

 - 27.39;  - 26.133;  - 26.128

+

27.48

тепловую энергию

т

 - 27.39;  - 27.47

+

Перерасход условного топлива из-за повышенного расхода тепла на СН котла, относимый на:

27.49

электроэнергию

т

 - 27.40;  - 26.133;  - 26.128

+

27.50

тепловую энергию

т

 - 27.40;  - 27.49

+

Перерасход условного топлива из-за повышенного расхода электроэнергии на СH энергоблока, относимый на:

27.51

электроэнергию

т

 - 25.77;

 - 2.129;

Δвкомп - 27.8

+

27.52

тепловую энергию

т

 - 25.78;

 - 26.131;

Δвкомп - 27.8

+

3.4. Расчет относительных отчетных показателей энергоблоков

Таблица 28

Номер показателя

Наименование показателя

Обозначение

Размерность

Контрольное значение

Исходная информация

А

В

λ

1

2

3

4

5

6

7

8

Расчетная формула: , где А и В - накопленные величины; λ - масштабный коэффициент

Нормативные показатели

28.1

Удельный расход условного топлива на отпущенную электроэнергию

г/(кВт ∙ ч)

26.133

26.132

106

28.2

Удельный расход условного топлива на отпущенную тепловую энергию

кг

Гкал

26.134

25.60

103

28.3

Расход электроэнергии на СН, относимый на производство электроэнергии

%

26.129

25.80

102

28.4

Расход электроэнергии на СН, относимый на тепловую энергию

кВт ∙ ч

Гкал

26.131

25.60

1

28.5

Удельная выработка электроэнергии по теплофикационному циклу

кВт ∙ ч

Гкал

26.85

25.54

1

28.6

Давление свежего пара перед стопорными клапанами турбины

кгс/см2

26.143

26.71

1

28.7

Температура свежего пара перед стопорными клапанами турбины

°С

26.152

26.71

1

28.8

Температура пара перед отсечными клапанами ЦСД

°С

26.154

26.73

1

28.9

Вакуум

%

26.157

26.83

1

28.10

Температурный напор в конденсаторе

°С

26.148

26.83

1

28.11

Температура питательной воды

°С

26.155

26.71

1

28.12

Удельный расход тепла брутто на турбину

ккал/(кВт ∙ ч)

26.68

26.69

106

28.13

Расход тепла на СН турбины

%

26.80

26.66

102

Расход электроэнергии на:

28.14

СН турбины

%

26.76

25.80

102

28.15

...

28.16

теплофикационную установку

кВт ∙ ч

Гкал

26.130

25.60

1

28.17

Теплопроизводительность брутто котла

Гкал/ч

26.92

6.44

1

28.18

Температура воздуха перед воздухоподогревателем

°С

26.159

26.128

1

28.19

Коэффициент избытка воздуха за котлом

26.147

26.128

1

28.20

Коэффициент избытка воздуха в уходящих газах

26.146

26.128

1

28.21

Температура уходящих газов

°С

26.145

26.128

1

Потери тепла:

28.22

с уходящими газами

%

26.138

26.135

1

28.23

с химической неполнотой сгорания

%

26.141

26.135

1

28.24

с механической неполнотой сгорания

%

26.142

26.135

1

28.25

в окружающую среду

%

26.139

26.135

1

28.26

с физическим теплом шлака и золы

%

26.140

26.135

1

28.27

КПД брутто котла

%

26.149

26.92

1

Расход электроэнергии на:

28.28

СН котла

кВт ∙ ч/Гкал

26.122

25.92

1

28.29

тягу и дутье

кВт ∙ ч

Гкал

26.115

26.92

1

28.30

пылеприготовление

кВт ∙ ч

т нат. топлива

26.119

25.41

1

28.31

питательный электронасос

кВт ∙ ч

т пара

26.117

26.71

1

Расход тепла на:

28.32

СН котла

%

26.88

26.92

102

28.33

ПТН

qПТН

%

26.70

26.92

102

28.34

...

28.35

Коэффициент теплового потока

%

26.160

26.124

102

28.36

Средний расход топлива на котел

т/ч

26.128

6.44

1

Давление пара в регулируемом отборе:

28.37

верхнем

кгс/см2

26.150

25.54

1

28.38

нижнем

кгс/см2

26.151

25.54

1

28.39

...

28.40

...

Фактические показатели

28.41

Средняя паровая нагрузка котла

Дк

т/ч

851

25.91

6.44

1

28.42

Средняя тепловая нагрузка котла

Гкал/ч

541,5

25.6

6.44

1

28.43

Давление свежего пара за котлом

Рпе

кгс/см2

222,5

25.100

25.91

1

Температура:

28.44

свежего пара за котлом

tпе

°С

545,5

25.101

25.91

1

28.45

пара после промежуточного пароперегревателя за котлом

°С

549,1

25.102

25.91

1

28.46

питательной воды на входе в котел

°С

263,8

25.103

25.91

1

28.47

холодного воздуха

tхв

°С

10

25.104

25.38

1

28.48

воздуха после калориферов

°С

70

25.105

25.38

1

28.49

Нагрев воздуха в калориферах

Δtкф

°С

50

25.107

25.38

1

28.50

Температура воздуха после воздухоподогревателя

tгв

°С

352

25.108

25.38

1

28.51

Температура уходящих газов

°С

152

25.109

25.38

1

Коэффициент избытка воздуха:

28.52

за котлом

α

1,1127

25.110

25.38

1

28.53

в уходящих газах

αух

1,3868

25.111

25.38

1

Присосы воздуха в тракте:

28.54

котел-воздухонагреватель

Δα1

0,2741

25.112

25.38

1

28.55

котел-дымосос

Δα

0,3165

25.113

25.38

1

28.56

...

28.57

...

28.58

...

28.59

...

Расход:

28.60

газа на котел в условном топливе

Bг

т/ч

57,14

25.12

6.44

1

28.61

мазута на котел в условном топливе

Bм

т/ч

24

25.11

6.44

1

28.62

условного топлива на котел по обратному балансу

Bк

т/ч

81,87

25.38

6.44

1

Потери тепла котлом:

28.63

с уходящими газами

q2

%

7,61

25.114

25.39

1

28.64

с химической неполнотой сгорания

q3

%

0

25.115

25.39

1

28.65

с механической неполнотой сгорания

q4

%

0

25.116

25.39

1

28.66

в окружающую среду

q5

%

0,23

25.117

25.39

1

28.67

с физическим теплом шлака

q6шл

%

0

25.118

25.39

1

28.68

на охлаждение

q6охл

%

0

25.119

25.39

1

КПД брутто котла:

28.69

по обратному балансу

%

92,16

25.6

25.39

102

28.70

по прямому балансу

%

92,97

25.6

25.93

102

28.71

Расход тепла на СH котельной установки

%

1,49

25.45

25.6

102

Тепло, сообщенное:

28.72

воздуху в калориферах

%

2,47

25.10

25.6

102

28.73

мазуту

%

0,185

25.9

25.6

102

28.74

Потери тепла в мазутном хозяйстве

qмх

%

0,538

25.43

25.6

102

Расход тепла на:

28.75

размораживающие устройства

qрм

%

0

25.44

25.6

102

28.76

отопление производственных помещений, относимый к данному энергоблоку

qотоп

%

1,11

25.98

25.6

102

28.77

ПТН

qПТН

%

2,74

25.65

25.6

102

Расход электроэнергии на СH котельной установки:

28.78

всего

кВт ∙ ч/Гкал

9,96

25.51

25.6

102

28.79

относимый на производство электроэнергии

%

1,52

25.76

25.80

102

Удельный расход электроэнергии:

28.80

на пылеприготовление

эпп

кВт ∙ ч/т

0

25.49

25.41

1

28.81

на тягу и дутье

этд

кВт ∙ ч/Гкал

6,29

25.47

25.6

1

28.82

на питание котлоагрегата водой

эпв

кВт ∙ ч/т

0,83

25.94

25.91

1

28.83

Удельный расход энергии на питание котла водой

кВт ∙ ч/т

12,67

25.48

25.91

1

Удельный расход условного топлива:

28.84

на отпущенную электроэнергию

г/(кВт ∙ ч)

248,42

25.82

25.81

106

28.85

на отпущенную тепловую энергию

кг/Гкал

171,04

25.83

25.60

103

28.86

на отпущенную электроэнергию в месячном интервале (с учетом пусков)

вэ мес

г/(кВт ∙ ч)

30.1

30.3

106

28.87

Средняя электрическая нагрузка

Nт

МВт

242,58

25.80

6.44

10-3

28.88

Мощность на тепловом потреблении

Nтф

МВТ

104,83

25.67

6.44

10-3

28.89

То же в процентах от Nт

%

43,21

28.88

28.87

102

28.90

Удельная выработка электроэнергии на тепловом потреблении

этф

кВт ∙ ч/Гкал

638,02

25.67

25.54

1

Отпуск тепла энергоблоком:

28.91

всего

Qт

Гкал/ч

211,9

25.60

6.44

1

28.92

из теплофикационных отборов

Qто

Гкал/ч

164,3

25.54

6.44

1

28.93

от конденсатора (встроенного пучка)

QВПК

Гкал/ч

0

25.55

6.44

1

28.94

из нерегулируемых отборов

Qно

Гкал/ч

28.95

Средний расход свежего пара на турбину

Д0

т/ч

851

25.91

6.44

1

28.96

Давление свежего пара у турбины

P0

кгс/см2

244

25.121

25.91

1

28.97

Давление пара регулируемого теплофикационного отбора

Pт

кгс/см2

1,254

25.123

25.92

1

Температура пара у турбины:

28.98

свежего

t0

°С

544

25.122

25.91

1

28.99

за ЦВД

tЦВД

°С

315,4

25.124

25.92

1

28.100

после промежуточного пароперегревателя

°С

548

25.125

25.92

1

28.101

Температура питательной воды за ПВД

tпв

°С

263,8

25.126

25.91

1

Температурный напор:

28.102

в верхнем подогревателе сетевой воды

δtпс2

°С

0,5

25.127

25.74

1

28.103

в нижнем подогревателе сетевой воды

δtпс1

°С

3,8

25.128

25.73

1

28.104

в конденсаторе

δtк

°С

20,3

25.129

25.96

1

28.105

Давление отработанного пара

Pк

кгс/см2

0,098

25.130

25.96

1

Температура охлаждающей воды:

28.106

на входе в конденсатор

t1в

°С

18,3

25.131

25.96

1

28.107

на выходе из конденсатора

t2в

°С

24,8

25.132

25.96

1

Удельный расход тепла:

28.108

брутто на турбину

qт

ккал

кВт ∙ ч

1472,2

25.63

25.120

106

28.109

на СН турбины

%

0,7

25.53

25.63

102

Удельный расход электроэнергии на СН турбины:

28.110

всего

%

1,51

25.52

25.80

102

28.111

на циркуляционные насосы

эцн

%

1,42

25.133

25.87

102

28.112

на конденсатные насосы

экн

%

0,37

25.95

25.80

102

28.113

Расход электроэнергии на отпуск тепловой энергии энергоблоком

кВт ∙ ч

Гкал

24,75

25.78

25.60

1

28.114

Расход электроэнергии на теплофикационную установку энергоблока

кВт ∙ ч/Гкал

16,66

25.75

25.60

1

28.115

Температура конденсата на выходе из последнего ПНД

°С

194,6

25.135

25.91

1

28.116

Расход электроэнергии на СН на выработку электроэнергии

%

3,03

25.77

25.80

102

28.117

Расход электроэнергии на СН на выработку электроэнергии с учетом пусков

%

30.2

30.6

102

28.118

Доля газа

lг

0,697

25.12

25.13

1

28.119

Доля мазута

lм

0,293

25.11

25.13

1

28.120

Потери тепла с непрерывной продувкой

%

25.96

25.91

102

Перерасход топлива

Перерасход топлива на отпущенную:

28.121

электроэнергию

г/(кВт ∙ ч)

27.1

25.81

106

28.122

тепловую энергию

кг/Гкал

27.2

25.60

103

Составляющие перерасхода топлива на отпущенную электроэнергию:

28.123

из-за пониженной экономичности турбины

%

27.15

25.38

102

В том числе из-за отклонения от нормативных значений:

28.124

температуры свежего пара

%

27.10

25.38

102

28.125

давления свежего пара

%

27.12

25.38

102

28.126

температуры пара после промперегрева

%

27.11

25.38

102

28.127

потерь давления в тракте промперегрева

%

27.13

25.38

102

28.128

давления отработавшего пара

%

27.14

25.38

102

28.129

...

28.130

Из-за пониженной экономичности котла

%

27.16

25.38

102

В том числе из-за отклонения от нормативных значений:

28.131

температуры уходящих газов

%

27.24

25.38

102

28.132

избытка воздуха в уходящих газах

%

27.26

25.38

102

28.133

потерь тепла с механической неполнотой сгорания

%

27.28

25.38

102

28.134

потерь тепла с химической неполнотой сгорания

%

27.30

25.38

102

28.135

Из-за повышенного расхода электроэнергии на СН энергоблока

%

27.51

25.38

102

В том число из-за отклонений от нормативных значений:

28.136

расхода электроэнергии на СН турбины

%

27.32

25.38

102

28.137

расхода электроэнергии на СН котла

%

27.34

25.38

102

В том числе из-за отклонений от нормативных значений расхода электроэнергии на:

28.138

тягу и дутье

%

27.41

25.38

102

28.139

ПЭН

%

27.43

25.38

102

28.140

пылеприготовление

%

27.45

25.38

102

Из-за повышенного расхода тепла на:

28.141

СН котла

%

27.49

25.38

102

28.142

ПТН

%

27.47

25.38

102

Составляющие перерасхода топлива на отпущенную тепловую энергию:

28.143

Из-за пониженной экономичности котла

%

27.23

25.38

102

В том числе из-за отклонения от нормативных значений:

28.144

температуры уходящих газов

%

27.25

25.38

102

28.145

избытка воздуха в уходящих газах

%

27.27

25.38

102

28.146

потерь тепла с механической неполнотой сгорания

%

27.29

25.38

102

28.147

потерь тепла с химической неполнотой сгорания

%

27.31

25.38

102

28.148

Из-за пониженной экономичности ПВК

%

45.1

43.21

102

В том числе из-за отклонения от нормативных значений:

28.149

температуры уходящих газов

%

45.2

43.21

102

28.150

избытка воздуха в уходящих газах

%

45.3

43.21

102

28.151

Из-за повышенного расхода электроэнергии на СН, относимого на тепловую энергию

%

27.52

25.38

102

В том числе из-за отклонения расхода электроэнергии от нормы:

28.152

на СН ПВК

%

45.4

43.21

102

28.153

на собственные нужды энергетического котла

%

27.35

25.38

102

В том числе из-за отклонений от нормативных значений расхода электроэнергии на:

28.154

тягу и дутье

%

27.42

25.38

102

28.155

ПЭН

%

27.44

25.38

102

28.156

пылеприготовление

%

27.46

25.38

102

Из-за повышенного расхода тепла на:

28.157

СН котла

%

27.49

25.38

102

28.158

ПТН

%

27.48

25.38

102

3.5. Расчет расходов топлива и энергии во время пусков и остановов энергоблоков

Таблица 29

Номер показателя

Наименование показателя

Обозначение

Размерность

Формула вычисления

Контрольное значение

Исходная информация

Накопление

Примечание

1

2

3

4

5

6

7

8

9

29.1

Расход электроэнергии на общестанционные СН, относимый к энергоблоку

кВт ∙ ч

τ0 - 25.2;  - 22.33;  - 22.458; K56 - 2.56; Gм - 22.10; эмх - 22.459; K23 - 2.23

-

29.2

Расход электроэнергии на СН энергоблока

кВт ∙ ч

 - 4.215;  - 8.211;  - 22.461; τ0 - 25.2;  - 29.1; K23 - 2.23

+

29.3

Выработка электроэнергии энергоблоком

эпуск

кВт ∙ ч

Nтτ0

Nт - 9.12; τ0 - 25.2

+

29.4

Расход мазута (газа) на котел (прямое измерение) в условном топливе

т

Gм - 22.10;  - 6.1; K23 - 2.23; Gг - 22.11;  - 6.2; τ0 - 2.52; K61 - 2.61

+

29.5

Расход тепла на энергоблок от общестанционного коллектора давлением 13 кгс/см2

Qпер

Гкал

Gм - 22.10; qмх - 22.451; - 22.33;  - 22.114; iисх - 22.116; KХОВ - 5.167; dф - 22.455; K27 - 2.27; Gкф - 22.9; K31 - 2.31; Дд - 22.14; K47 - 2.47; Дупл - 22.34; K48 - 2.48; Дэж - 22.36; Друск - 22.13; iруск - 22.97;  - 22.37; iкмх - 22.127; τ0 - 2.52

29.6

Количество тепла, полученное энергоблоком с химически очищенной водой

QХОВ

Гкал

 - 22.33;  - 22.114; iисх - 22.116; τ0 - 2.52; K56 - 2.56

29.7

Расход тепла на мазутное хозяйство, относимый на энергоблок

Qмх

Гкал

Gм - 22.10; qмх - 22.451; τ0 - 2.52;  - 25.9; K23 - 2.23;

-

29.8

Количество тепла конденсата, получаемого энергоблоком

Qкмх

Гкал

Gкмх - 8.187; iкмх - 22.127; iисх - 22.116; τ0 - 2.52; K23 - 2.23

-

29.9

Расход условного топлива, эквивалентный расходу тепла на энергоблок, полученного со стороны

Bст

т

 - 29.5;  - 29.6;  - 29.7;  - 29.8;  - 6.22

+

29.10

Расход условного топлива на пуск (останов) энергоблока

Bпуск

т

 - 29.4; Bст - 29.9

+

29.11

Потери топлива во время пуска

т

Bпуск - 29.10; эпуск - 29.3;  - 29.2;  - 5.189

+

Рассчитываются после окончания пуска(признак K55 = 1) и выводятся на печать

29.12

Удельный расход условного топлива во время пуска

г/(кВт ∙ ч)

Bпуск - 29.10; эпуск - 29.3;  - 29.2

3.6. Учет расходов топлива и энергии на пуски и остановы энергоблока в месячных накапливаемых фактических показателях

Таблица 30

Номер показателя

Наименование показателя

Обозначение

Размерность

Формула вычисления

Контрольное значение

Исходная информация

Накопление

Примечание

1

2

3

4

5

6

7

8

9

30.1

Расход условного топлива на отпущенную электроэнергию

т

Bэ + Bпуск

Bэ - 25.82; Bпуск - 29.10

30.2

Расход электроэнергии на СН на выработку электроэнергии

кВт ∙ ч

 - 25.77;  - 29.2

30.3

Отпуск электроэнергии энергоблоком

кВт ∙ ч

 - 25.81;  - 29.2; эпуск - 29.3

30.4

Нормативные потери топлива на пуски в месячном интервале

т

 - 5.318 ÷ 5.321; nпуск - 6.53 ÷ 6.56

30.5

Нормативный расход условного топлива на отпущенную электроэнергию

т

 - 26.165;  - 30.4

30.6

Выработка электроэнергии

эмес

кВт ∙ ч

эбл + эпуск

эбл - 25.80; эпуск - 29.3

3.7. Расчет показателей за период пропуска, зависящих от нагрузки

Расчетные формулы:

При  т/ч .

При  т/ч ,

где х - искомая накапливаемая величина за период пропуска;

x1, x2 - те же величины за оперативный интервал до пропуска и после него;

, ,  - расход пара на турбину за оперативный интервал до пропуска, после него и за период пропуска, т/ч;

τпр, T01, Т02 - продолжительность пропуска, оперативного интервала до пропуска и после него, ч.

Таблица 31

Определяемые величины

Номер показателя

Обозначение

Размерность

25.6

Гкал

25.9

Гкал

25.10

Qкф

Гкал

25.11

Bм

т

25.12

Bг

т

25.13

т

25.38

Bк

т

25.39

Гкал

25.40

Bт

т

25.41

Bт(н)

т

25.43

Гкал

25.44

Гкал

25.45

Гкал

25.47

этд

кВт ∙ ч

25.48

эн пв

кВт ∙ ч

25.49

эпп

кВт ∙ ч

25.51

кВт ∙ ч

25.52

кВт ∙ ч

25.63

Гкал

25.65

QПТН

Гкал

25.66

Qэ

Гкал

25.67

этф

кВт ∙ ч

25.76

кВт ∙ ч

25.77

кВт ∙ ч

25.81

кВт ∙ ч

25.82

т

25.83

т

25.87

эк

кВт ∙ ч

25.88

Gг

тыс.·м3

25.89

Gм

т

25.90

т

25.92

Дпп

т

25.93

Гкал

25.94

кВт ∙ ч

25.95

экн

кВт ∙ ч

25.96

Qк

Гкал

25.100

кгс ∙ т/см2

25.101

°С ∙ т

25.102

°С ∙ т

25.103

°С ∙ т

25.104

°С ∙ т

25.105

°С ∙ т

25.106

°С ∙ т

25.107

°С ∙ т

25.108

°С ∙ т

25.109

°С ∙ т

25.110

т

25.111

т

25.112

т

25.113

т

25.114

% ∙ Гкал

25.115

% ∙ Гкал

25.116

% ∙ Гкал

25.117

% ∙ Гкал

25.118

% ∙ Гкал

25.119

% ∙ Гкал

25.120

кВт ∙ ч

25.121

т ∙ кгс/см2

25.122

°С ∙ т

25.123

кгс ∙ т/см2

25.124

°С ∙ т

25.125

°С ∙ т

25.126

°С ∙ т

25.129

F129

°С ∙ Гкал

25.130

F130

кгс ∙ т/см2

25.135

F135

°С ∙ т

25.136

F136

т

26.66

Гкал

26.68

Гкал

26.69

кВт ∙ ч

26.70

Гкал

26.71

т

26.76

кВт ∙ ч

26.82

кВт ∙ ч

26.84

Гкал

26.85

кВт ∙ ч

26.88

Гкал

26.92

Гкал

26.103

R97

26.104

R98

26.115

кВт ∙ ч

26.117

кВт ∙ ч

26.119

кВт ∙ ч

26.122

кВт ∙ ч

26.123

Гкал

26.124

R124

Гкал

26.127

кВт ∙ ч

26.128

т

26.129

кВт ∙ ч

26.131

кВт ∙ ч

26.132

кВт ∙ ч

26.133

т

26.134

т

26.135

Гкал

26.138

R138

% ∙ Гкал

26.139

R139

% ∙ Гкал

26.140

R140

% ∙ Гкал

26.141

R141

% ∙ Гкал

26.142

R142

% ∙ Гкал

26.143

R143

кгс ∙ т/см2

26.145

R145

°С ∙ т

26.146

R146

т

26.147

R147

т

26.149

R149

% ∙ Гкал

26.152

R152

°С ∙ т

26.153

R153

кгс ∙ т/см2

26.154

R154

°С ∙ т

26.155

R155

°С ∙ т

26.159

R159

°С ∙ т

26.160

R160

Гкал

3.8. Расчет показателей за период пропуска, не зависящих от нагрузки

Расчетная формула:

,

где x - искомая накапливаемая величина за период пропуска;

x1, x2 - те же величины за оперативные интервалы до пропуска и после него;

τпр, T01, T02 - продолжительность пропуска, оперативного интервала до пропуска и после него, ч.

Таблица 32

Определяемые величины

Номер показателя

Обозначение

Размерность

25.50

кВт ∙ ч

25.53

Гкал

25.54

Qт

Гкал

25.55

QВПК

Гкал

25.56

Qсет.н

Гкал

25.57

Гкал

25.58

Гкал

25.59

Гкал

25.60

Гкал

25.61

Гкал

25.62

Гкал

25.73

Гкал

25.74

Гкал

25.75

кВт ∙ ч

25.78

кВт ∙ ч

25.79

т

25.84

GХОВ

т

25.98

Гкал

25.127

°С ∙ Гкал

25.128

°С ∙ Гкал

25.131

°С ∙ Гкал

25.132

°С ∙ Гкал

25.133

кВт ∙ ч

25.134

ч

26.77

кВт ∙ ч

26.80

Гкал

26.83

т

26.90

Гкал

26.121

кВт ∙ ч

26.130

кВт ∙ ч

26.144

R144

кгс ∙ т/см2

26.148

R148

°С ∙ т

26.150

R150

кгс·Гкал/см2

26.151

R151

кгс·Гкал/см2

26.158

R158

% ∙ т

4. РАСЧЕТ ПОКАЗАТЕЛЕЙ ДЛЯ АНАЛИЗА ЭФФЕКТИВНОСТИ РАБОТЫ ЭНЕРГОБЛОКОВ

4.1. Расчет накапливаемых показателей для анализа эффективности работы проточной части турбины

Таблица 33

Номер показателя

Наименование показателя

Обозначение

Размерность

Формула вычисления

Контрольное значение

Исходная информация

Накопление

Примечание

33.1

Приведенный расход свежего пара на турбину

т/ч

P0 - 22.266;  - 5.348; V0 - 22.337; Gп.в - 22.1

-

 - определено при P0 = 240, t0 = 540

33.2

Внутренний относительный КПД ЦВД

-

i0 - 22.91;  - 22.24;  - 22.135

-

33.3

Отклонение КПД ЦВД от нормативного значения

-

;  при K62 = 1,

ηЦВД - 33.2;  - 33.1; K62 - 2.62; f - 11.28

-

При скользящем давлении  - 5.355

33.4

Изменение внутренней мощности турбоагрегата из-за изменения КПД ЦВД

ΔNηb

МВт

 - п. 21.5  - 33.3

-

33.5

Перерасход топлива из-за отклонения КПД ЦВД от нормативного значения

т

ΔbΔNηbτ0

Δb - 27.9; ΔNηb - 33.4; τ0 - 6.44

+

33.6

Внутренний относительный КПД ЦСД № 1

ηЦСД1

-

 - 22.93;  - 22.133;  - 22.136

-

33.7

Отклонение КПД ЦСД № 1 от нормативного значения

ΔηЦСД1

-

 - 5.229; ηЦСД1 - 33.6

-

33.8

Изменение внутренней мощности турбоагрегата из-за изменения КПД ЦСД № 1

МВт

 - п. 21.6;  - 33.7

-

33.9

Перерасход топлива из-за отклонения КПД ЦСД № 1 от нормативного значения

т

Δв - 22.9; τ0 - 6.44;  - 33.8

+

33.10

Условие расчета КПД ЦСД № 2 на наличие в верхнем отопительном отборе перегретого пара

Δts3

°С

При t3 – ts3 ≤ Δt3мин или Gпс2 ≤ Gпс2 мин перейти к п. 33.15, принять

t3 - 22.250; ts3 - 22.243;  - 22.25; Δt3мин - 5.350;  - 5.349

-

33.11

Внутренний относительный КПД ЦСД № 2

ηЦСД2

-

 - 22.134;  - 22.142;  - 22.137

-

33.12

Отклонение КПД ЦСД № 2 от нормативного значения

ΔηЦСД2

-

 - 5.230; ηЦСД2 - 33.11

-

33.13

Изменение внутренней мощности турбоагрегата из-за изменения КПД ЦСД № 2

МВт

 - п. 21.7; ΔηЦСД2 - 33.12

-

33.14

Перерасход топлива из-за отклонения КПД ЦСД № 2 от нормативного значения

т

Δb - 27.9;  - 33.13; τ0 - 6.44

+

33.15

Нормативное давление пара в регулирующей ступени турбины

кгс/см2

a0 - 5.351; a1 - 5.352; a2 - 5.353;  - 33.1; x7(1) - 22.389; x8(1) - 22.394

-

33.16

Приведенное давление пара в регулируемой ступени

кгс/см2

pрт.ст - 22.271; p0 - 22.266

-

33.17

Отклонение приведенного давления пара в регулирующей ступени от нормативного значения

Δpрт.ст

кгс/см2

 - 33.15;  - 33.16

-

33.18

Расход пара из I камеры переднего уплотнения ЦВД

-

;

 - 22.62; f - 11.1; Д0 = Gпв - 22.1

-

33.19

Изменение расхода условного топлива при отклонении расхода пара из I камеры переднего уплотнения ЦВД от нормативного значения

т

 - 33.18;  - 22.319; f - 11.1; Д0 = Gпв - 22.1; Δв - 27.9; τ0 - 6.44

+

33.20

Расход пара из II камеры переднего уплотнения ЦВД

-

;

 - 22.63; f - 11.2; Д0 = Gпв - 22.1

-

33.21

Изменение расхода условного топлива при отклонении расхода пара из II камеры переднего уплотнения ЦВД от нормативного значения

т

 - 33.20;  - 22.320; f - 11.2

+

33.22

Расход пара из I камеры заднего уплотнения ЦВД

-

;

 - 22.64; f - 11.3; Д0 = Gпв - 22.1

-

33.23

Изменение расхода условного топлива при отклонении расхода пара из I камеры заднего уплотнения ЦВД от нормативного значения

т

;

 - 33.22;  - 22.321; Δв - 27.9; τ0 - 6.44; f - 11.3; Д0 = Gпв - 22.1

+

33.24

Расход пара из I камеры переднего уплотнения ЦСД № 1

-

;

 - 22.65; f - 11.4; Д0 = Gпв - 22.1

-

33.25

Изменение расхода условного топлива при отклонении расхода пара из I камеры переднего уплотнения ЦСД № 1 от нормативного значения

т

 - 33.24;  - 22.322; Δв - 27.9; τ0 - 6.44; f - 11.4; Д0 = Gпв - 22.1

+

33.26

Расход пара на концевые уплотнения всех цилиндров

-

Дупл - 22.34;  - 5.194

-

33.27

Изменение расхода условного топлива при отклонении расхода пара на концевые уплотнения всех цилиндров от нормативного значения

ΔBупл

т

 - 33.26;  - 22.430;  - 22.318;  - 22.317;  - 22.348;  - 22.347; Δв - 27.9; τ0 - 6.44;  - 5.194;  - 26.113

+

33.28

Суммарный перерасход топлива из-за состояния проточной части турбины

т

 - 33.5;  - 33.9;  - 33.14;  - 33.19;  - 33.21;  - 33.23;  - 33.25;  - 33.27

+

33.29

Расчетный комплекс

R29

т

 - 33.5;  - 33.3

+

33.30

-»

R30

т

 - 33.9;  - 33.7

+

33.31

-»

R31

т

 - 33.14;  - 33.12

+

33.32

-»

R32

т

 - 33.19;  - 33.18

+

33.33

-»

R33

т

 - 33.21;  - 33.20

+

33.34

-»

R34

т

 - 33.23;  - 33.22

+

33.35

Расчетный комплекс

R35

т

 - 33.25;  - 33.24

+

33.36

-»

R36

т

 - 33.27;  - 33.26

+

33.37

-»

R37

т

 - 33.1; τ0 - 6.44

+

33.38

-»

R38

кгс∙т/см2

 - 33.17;  - 33.1; τ0 - 6.44

+

33.39

-»

R39

ч

τ0

τ0 - 6.44

+

4.2. Расчет накапливаемых показателей для анализа эффективности работы конденсатора

Таблица 34

Номер показателя

Наименование показателя

Обозначение

Размерность

Формула вычисления

Контрольное значение

Исходная информация

Накопление

Примечание

1

2

3

4

5

6

7

8

9

34.1

Нормативный температурный напор конденсатора

°С

f - 11.130; t1в - 22.203; Дк - 22.29;  - 5.86; Wк - 22.30;  - 5.89

-

34.2

Нормативное давление пара в конденсаторе

кгс/см2

f - 7,5;  - 34.1; t2в - 22.202

-

34.3

Отклонение от норматива давления пара в конденсаторе

ΔPк

кгс/см2

Pк - 22.270;  - 34.2

-

34.4

Изменение мощности турбоагрегата из-за отклонения от норматива давления пара в конденсаторе

ΔNк

МВт

Pк - 22.270;  - 34.2; Дк - 22.29; f - 11.189

-

34.5

Изменение расхода топлива

т

ΔbкомпΔNкτ0

Δbкомп - 27.8; ΔNк - 34.4; τ0 - 6.44

+

Нормативные потери давления воды:

34.6

в половине 1 конденсатора

кгс/см2

f(W1)

f - 11.159; W1 - 22.31

-

34.7

в половине 2

кгс/см2

f(W2)

f - 11.159; W2 - 22.32

-

Коэффициент гидравлических потерь:

34.8

в половине 1 конденсатора

hк1

-

ΔРк1 - 22.286;  - 34.6

-

34.9

в половине 2 конденсатора

hк2

-

ΔРк2 - 22.287;  - 34.7

-

Отклонение от норматива коэффициента гидравлических потерь:

34.10

в половине 1 конденсатора

Δhк1

hк1 - 1

hк1 - 34.8

-

34.11

в половине 2

Δhк2

hк2 - 1

hк2 - 34.9

-

34.12

Расход охлаждающей воды при нормативном гидравлическом сопротивлении конденсатора

т/ч

Wк - 22.30; Ky - 5.344; ΔPк1 - 22.286; ΔPк2 - 22.287;  - 34.6;  - 34.7

-

34.13

Поправка к давлению пара в конденсаторе на изменение расхода охлаждающей воды

кгс/см2

Kw2 - 5.81; Дк - 22.29;  - 34.12; Wк - 22.30

-

34.14

Давление пара в конденсаторе при нормативном гидравлическом сопротивлении

кгс/см2

 - 22.270;  - 34.13

-

34.15

Изменение мощности турбоагрегата из-за отклонения от норматива гидравлического сопротивления конденсатора

МВт

 - 22.270; Дк - 22.29;  - 34.14; f - 11.189

-

34.16

Изменение расхода топлива

т

Δвкомп - 27.8; τ0 - 6.44;  - 34.15

+

34.17

Суммарное изменение расхода топлива из-за изменения термического и гидравлического сопротивлений конденсатора

т

 - 34.5;  - 34.16

+

Отклонение от норматива:

34.18

температурного напора конденсатора

°С

 - 24.83;  - 34.1

-

34.19

степени чистоты поверхности охлаждения

Δa

-

a - aн

a - 22.344; aн - 5.337

-

34.20

присосов воздуха в конденсатор

ΔGпр

кг/ч

Gпр.в - 6.39;  - 5.343

-

34.21

Изменение мощности турбоагрегата из-за изменения присосов воздуха в конденсатор

МВт

Pк - 22.270;  - 22.288; Дк - 22.29; f - 11.189

-

34.22

Изменение расхода топлива из-за изменения присосов воздуха в конденсатор

т

Δвкомп - 27.8;  - 34.21; τ0 - 6.44

+

34.23

Расчетный комплекс

R24

кгс ∙ т/см2

 - 34.2; Дк - 22.29; τ0 - 6.44

+

34.24

-»

R25

кгс ∙ т/см2

ΔPкДкτ0

ΔPк - 34.3; Дк - 22.29; τ0 - 6.44

+

34.25

-»

R26

м3

hк1W1τ0

hк1 - 34.8; W2 - 22.31; τ0 - 6.44

+

34.26

-»

R27

м3

Δhк1W1τ0

Δhк1 - 34.10; W1 - 22.31; τ0 - 6.44

+

34.27

-»

R28

м3

hк2W2τ0

hк2 - 34.9; W2 - 22.32; τ0 - 6.44

+

34.28

-»

R29

м3

Δhк2W2τ0

Δhк2 - 34.11; W2 - 22.32; τ0 - 6.44

+

34.29

-»

R30

м3

W1τ0

W1 - 22.31; τ0 - 6.44

+

34.30

-»

R31

м3

W2τ0

W2 - 22.32; τ0 - 6.44

+

34.31

-»

R32

°С ∙ т

 - 34.1; Дк - 22.29; τ0 - 6.44

+

34.32

-»

R33

°С ∙ т

ΔδtкДкτ0

Δδtк - 34.18; Дк - 22.29; τ0 - 6.44

+

34.33

Расчетный комплекс

R34

ч

aτ0

a - 22.344; τ0 - 6.44

+

34.34

То же

R35

ч

Δaτ0

Δa - 34.19; τ0 - 6.44

+

34.35

-»

R36

кг ∙ т/ч

Gпр.вДкτ0

Gпр.в - 6.39; Дк - 22.29; τ0 - 6.44

+

34.36

-»

R37

т

Дкτ0

Дк - 22.29; τ0 - 6.44

+

34.37

-»

R38

м3 ∙ т/ч

WкДкτ0

Wк - 22.30; Дк - 22.29; τ0 - 6.44

+

34.38

-»

R39

кг ∙ т/ч

ΔGпрτ0Дк

ΔGпр - 34.20; τ0 - 6.44; Дк - 22.29

+

4.3. Расчет накапливаемых показателей для анализа эффективности работы подогревателей сетевой воды

Таблица 35

Номер показателя

Наименование показателя

Обозначение

Размерность

Формула вычисления

Контрольное значение

Исходная информация

Накопление

Примечание

1

2

3

4

5

6

7

8

9

35.1

Условие проведения расчетов

Если K60 = 1, то расчеты не выполняются по пп. 35.1 - 35.102

K60 - 2.60

-

35.2

Выбор схемы расчета

Если rc = 1, то продолжить с п. 35.3

Если rc ≥ 2, то продолжить с п. 35.21

rc - 22.340

-

Анализ состояния поверхности нагрева ПСВ № 1 при одноступенчатом подогреве сетевой воды

35.3

Давление пара в ПСВ № 1 при фактическом состоянии

Pпс1

кгс/см2

P2 - 22.273; Дпс1 - 22.74;  - 5.238;  - 5.239

-

Относительный температурный напор ПСВ № 1:

35.4

при фактическом состоянии поверхности нагрева

-

;

 - 22.219;  - 22.198; f - 7.6; Pпс1 - 35.3

-

35.5

при нормативном состоянии

-

 - 22.219;  - 22.198;  - 22.220

-

35.6

Отклонение относительного температурного напора ПСВ № 1 от норматива

-

 - 35.4;  - 35.5

-

35.7

Отклонение от норматива давления пара в отборе на ПСВ № 1

ΔP2

кгс/см2

P2 - 22.273;  - 22.282

-

35.8

Изменение мощности турбоагрегата из-за состояния ПСВ № 1

ΔNпс1

МВт

21.13

ΔP2 - 35.7

-

35.9

Изменение расхода топлива из-за состояния поверхности нагрева ПСВ № 1

ΔBпс1

т

ΔвΔNпс1τ0

Δв - 27.9; ΔNпс1 - 35.8; τ0 - 6.44

+

Анализ влияния отклонения от норматива (двухступенчатая схема) количества ступеней подогрева сетевой воды

35.10

Изменение мощности турбоагрегата

МВт

21.12

 - 22.283;  - 22.284;  - 22.75;  - 22.76

-

35.11

Изменение расхода топлива на турбоагрегат из-за отклонения от норматива количества ступеней подогрева

т

Δв - 27.9;  - 35.10; τ0 - 6.44

+

При rc ≥ 2

Анализ состояния обводной арматуры ПСВ № 1 при одноступенчатом подогреве сетевой воды

35.12

Условие выполнения расчетов

Если K65 = 1 и , то расчеты не выполняются по пп. 35.12 - 35.20

K65 - 2.65; K89j - 2.89

-

j - номер ПК; n - количество ПК

35.13

Режимный коэффициент ПСВ № 1 при нормативном расходе сетевой воды

αпс1 - 22.341; Gсв - 22.15

-

При фактическом состоянии поверхности нагрева и паропровода ПСВ № 1

35.14

Температура насыщения пара в ПСВ № 1

°С

 - 22.219;  - 22.198;  - 35.13

-

35.15

Давление пара в ПСВ № 1

кгс/см2

f - 7.5;  - 35.14

-

35.16

Изменение давления пара в отборе на ПСВ № 1

кгс/см2

 - 22.285;  - 35.15

-

35.17

Относительный расход сетевой воды через обводную арматуру ПСВ

-

Gсв1 - 22.72; Gсв - 22.15

-

35.18

Изменение мощности турбоагрегата из-за состояния обводной арматуры ПСВ

МВт

21.13

 - 35.17

-

35.19

Изменение расхода топлива из-за состояния обводной арматуры

т

Δв - 27.9; τ0 - 6.44;  - 35.18

+

; ;

35.20

Фактическая тепловая нагрузка сетевой установки

Qпс

Гкал/ч

 и перейти к п. 35.81

Gсв - 22.15;  - 22.121;  - 22.118

Расчет сетевой установки при фактическом состоянии подогревателей (двух-, трехступенчатый подогрев воды)

35.21

Расчет фактических давлений и расходов пара

16.1 - 16.12

 - 22.72;  - 22.73;  - 22.341;  - 22.342; ;  - 22.343

-

35.22

Давление пара в отборе на ПСВ № 1

кгс/см2

;  - 16.1

-

При фактическом состоянии всех элементов сетевой установки

35.23

Температура сетевой воды за ПСВ № 1

°С

 - 16.3

-

35.24

Расход пара на ПСВ № 1

т/ч

 - 16.4

-

35.25

Давление пара в отборе на ПСВ № 2

кгс/см2

 - 16.5

-

35.26

Расход пара на ПСВ № 2

т/ч

 - 16.7

-

35.27

Давление пара перед ПСВ № 2

кгс/см2

 - 16.8

-

35.28

Давление пара перед ПСВ № 1

кгс/см2

 - 35.22;  - 35.24;  - 5.238;  - 5.239

-

35.29

Относительный температурный напор ПСВ № 1 при фактическом состоянии

-

;

 - 22.219;  - 35.23; f - 7.6;  - 35.28

-

35.30

Относительный температурный напор ПСВ № 2 при фактическом состоянии

-

;

 - 22.200;  - 35.23; f - 7.6;  - 35.27

-

Анализ состояния поверхности нагрева ПСВ № 1 при двух-, трехступенчатом подогреве сетевой воды

35.31

Расчет давлений и расходов пара

-

16.1 - 16.12

 - 22.72;  - 22.73;  - 5.338;  - 22.342; ;  - 22.343;  - 35.22;  - 35.25;  - 35.24;  - 35.26

При нормативном состоянии поверхности нагрева ПСВ № 1, фактическом состоянии ПСВ № 2, паропровода ПСВ № 2, обводной арматуры

35.32

Изменение давления пара в отборе на ПСВ № 1

кгс/см2

;  - 16.1

-

35.33

Изменение давления пара в отборе на ПСВ № 2

кгс/см2

;  - 16.5

-

35.34

Изменение расхода пара на ПСВ № 1

т/ч

;  - 16.4

-

35.35

Изменение расхода пара на ПСВ № 2

т/ч

;  - 16.7

-

35.36

Температура сетевой воды за ПСВ N1

°С

 - 16.3

-

35.37

Давление пара перед ПСВ № 1

кгс/см2

;  - 16.1;  - 16.4

-

35.38

Относительный температурный напор ПСВ № 1 при его нормативном состоянии

-

;

 - 35.36;  - 22.219; f - 7.6;  - 35.37

-

35.39

Отклонение температурного напора ПСВ № 1 от норматива

-

 - 35.29;  - 35.38

-

35.40

Изменение мощности турбоагрегата из-за состояния ПСВ № 1

МВт

21.12

 - 35.32;  - 35.33;  - 35.34;  - 35.35

-

35.41

Изменение расхода топлива на турбоагрегат из-за состояния ПСВ № 1

т

Δв - 27.9; τ0 - 6.44;  - 35.40

+

Анализ состояния поверхности нагрева ПСВ № 2 при двух-, трехступенчатом подогреве сетевой воды

35.42

Расчет давлений и расходов пара

16.1 - 16.12

 - 22.72;  - 22.73;  - 22.341;  - 5.339; ;  - 22.343;  - 35.22;  - 35.25;  - 35.24;  - 35.26

-

При фактическом состоянии поверхности нагрева ПСВ № 1, обводной арматуры, паропровода ПСВ № 2, нормативном состоянии поверхности нагрева ПСВ № 2

35.43

Изменение давления пара в отборе на ПСВ № 1

кгс/см2

;  - 16.1

-

35.44

Изменение давления пара в отборе на ПСВ № 2

кгс/см2

;  - 16.5

-

35.45

Изменение расхода пара на ПСВ № 1

т/ч

;  - 16.4

-

35.46

Изменение расхода пара на ПСВ № 2

т/ч

;  - 16.7

-

35.47

Температура сетевой воды за ПСВ № 1

°С

 - 16.3

-

35.48

Давление пара перед ПСВ № 2

кгс/см2

 - 16.8

-

35.49

Относительный температурный напор ПСВ № 2 при нормативном состоянии

-

;

 - 22.200;  - 35.47; f - 7.6;  - 35.48

-

35.50

Отклонение температурного напора ПСВ № 2 от норматива

-

 - 35.30;  - 35.49

-

35.51

Изменение мощности турбоагрегата из-за состояния ПСВ № 2

ΔNпс2

МВт

21.12

 - 35.43;  - 35.44;  - 35.45;  - 35.46

-

35.52

Изменение расхода топлива на турбоагрегат из-за состояния ПСВ № 2

ΔВпс2

т

ΔвΔNпс2τ0

Δв - 27.9; ΔNпс2 - 35.51; τ0 - 6.44

+

Анализ состояния паропровода ПСВ № 2

35.53

Расчет давлений и расходов пара

16.1 - 16.12

 - 22.72;  - 22.73;  - 22.341;  - 22.342;  - 5.240;  - 5.241;  - 35.22;  - 35.25;  - 35.24;  - 35.26

-

При фактическом состоянии поверхностей нагрева ПСВ № 1, ПСВ № 2 и обводной арматуры

35.54

Изменение давления пара в отборе на ПСВ № 1

кгс/см2

;  - 16.1

-

35.55

Изменение давления пара в отборе на ПСВ № 2

кгс/см2

;  - 16.5

-

35.56

Изменение расхода пара на ПСВ № 1

т/ч

;  - 16.4

-

35.57

Изменение расхода пара на ПСВ № 2

т/ч

;  - 16.7

-

35.58

Относительные фактические потери давления в паропроводе ПСВ № 2

-

 - 35.25;  - 35.27;  - 5.240;  - 5.241;  - 35.26

-

35.59

Отклонение от норматива потерь давления в паропроводе ПСВ № 2

-

 - 1

 - 35.58

-

35.60

Изменение мощности турбоагрегата из-за состояния паропровода ПСВ № 2

МВт

21.12

 - 35.54;  - 35.55;  - 35.56;  - 35.57

-

35.61

Изменение расхода топлива из-за состояния паропровода ПСВ № 2

Δв - 27.9; τ0 - 6.44;  - 35.60

+

Анализ состояния обводной арматуры при двух-, трехступенчатом подогреве сетевой воды.

Групповой обвод ПСВ № 1 и 2

35.62

Условие анализа обвода ПСВ № 2

Если K63 = 1 и , то расчеты по п. 35.71 - 35.78 не производятся. Принимается

K63 - 2.63; K89j - 2.89

j - номер ПК; n - количество ПК

35.63

Расчет давлений и расходов пара

16.1 - 16.12

 - 22.15;  - 22.73;  - 22.341;  - 22.342; ;  - 22.221;  - 22.343;  - 35.22;  - 35.25;  - 35.24;  - 35.26

-

При фактическом состоянии поверхностей нагрева ПСВ № 1, ПСВ № 2, паропроводов, расходе воды на ПСВ № 2, нормативном расходе воды на ПСВ № 1

35.64

Изменение давления пара в отборе на ПСВ № 1

кгс/см2

;  - 16.1

-

35.65

Изменение давления пара в отборе на ПСВ № 2

кгс/см2

;  - 16.5

-

35.66

Изменение расхода пара на ПСВ № 1

т/ч

;  - 16.4

-

35.67

Изменение расхода пара на ПСВ № 2

т/ч

;  - 16.7

-

35.68

Относительный расход воды через обвод ПСВ № 1 и ПСВ № 2

-

Gсв1 - 22.72;  - 22.222; Gсв - 22.15;  - 22.221;  - 22.219

-

35.69

Изменение мощности турбоагрегата из-за состояния обвода ПСВ № 1 и ПСВ № 2

МВт

21.12

 - 35.64;  - 35.65;  - 35.66;  - 35.67

-

При K63 = 1 и  

35.70

Изменение расхода топлива из-за состояния группового обвода ПСВ № 1 и ПСВ № 2

т

Δв - 27.9;  - 35.69; τ0 - 6.44

+

Обвод ПСВ № 2

35.71

Расчет давлений и расходов пара

16.1 - 16.12

 - 22.72;  - 22.72;  - 22.341;  - 22.342; ;  - 22.343;  - 22.222;  - 35.22;  - 35.25;  - 35.24;  - 35.26

При фактическом состоянии поверхностей нагрева ПСВ № 1 и ПСВ № 2 паропроводов, расходе воды на ПСВ № 1, нормативном расходе воды на ПСВ № 2

35.72

Изменение давления пара в отборе на ПСВ № 1

кгс/см2

;  - 16.1

-

35.73

Изменение давления пара в отборе на ПСВ № 2

кгс/см2

;  - 16.5

-

35.74

Изменение расхода пара на ПСВ № 1

т/ч

;  - 16.4

-

35.75

Изменение расхода пара на ПСВ № 2

т/ч

;  - 16.7

-

35.76

Относительный расход воды через обводную арматуру

-

1 – Gсв2/Gсв1

Gсв1 - 22.72; Gсв2 - 22.73

-

35.77

Изменение мощности турбоагрегата из-за состояния обвода ПСВ № 2

МВт

21.12

 - 35.72;  - 35.73;  - 35.74;  - 35.75

-

35.78

Изменение расхода топлива из-за состояния обвода ПСВ № 2

т

Δв - 27.9;  - 35.77; τ0 - 6.44

+

Фактическая тепловая нагрузка:

35.79

ПСВ № 1

Qпс1

Гкал/ч

Gсв1 - 22.72;  - 22.121;  - 22.120

-

35.80

ПСВ № 2

Qпс2

Гкал/ч

Gсв1 - 22.72;  - 22.120;  - 22.118

-

При rc = 1 Qпс2 = 0

35.81

сетевой установки

Qпс

Гкал/ч

Gсв - 22.15;  - 22.121;  - 22.118

-

35.82

Суммарный перерасход топлива из-за состояния сетевых подогревателей

т

Если rc = 1, то

 - 35.9;  - 35.19

-

Сумма накопленных величин

Если rc ≥ 2, то

 - 35.41;  - 35.52;  - 35.61;  - 35.70;  - 35.78

35.83

Расчетный комплекс

R83

-

При rc =1  - 35.4; Gсв - 22.15

При rc ≥ 2  - 35.29

+

35.84

-»

R84

-

При rc = 1  - 35.5; Gсв - 22.15

При rc ≥ 2  - 35.38

+

35.85

-»

R85

-

При rc = 1  - 35.6; Gсв - 22.15

При rc ≥ 2  - 35.39

+

35.86

-»

R86

-

 - 35.30; Gсв - 22.15

+

35.87

-»

R87

-

 - 35.49; Gсв - 22.15

+

35.88

-»

R88

-

 - 35.50; Gсв - 22.15

+

35.89

-»

R89

-

Gсвτ0

Gсв - 22.15; τ0 - 6.44

+

35.90

-»

R90

-

 - 35.58; Qпс2 - 35.80

+

35.91

-»

R91

-

 - 35.59; Qпс2 - 35.80

+

35.92

-»

R92

-

При rc = 1  - 35.17; Gсв - 22.15

При rc ≥ 2  - 35.68

+

35.93

-»

R93

-

 - 35.76; Gсв - 22.15

+

35.94

-»

R94

-

Qпс2τ0

Qпс2 - 35.80; τ0 - 6.44

+

35.95

-»

R95

-

rc - 22.340; τ0 - 6.44

+

35.96

-»

R96

Gсв - 22.15; τ0 - 6.44

+

35.97

-»

R97

-

 - 22.219; Gсв - 22.15

+

35.98

-»

R98

-

 - 22.221; Gсв - 22.15

+

35.99

-»

R99

-

Qпс1τ0

Qпс1 - 35.79; τ0 - 6.44

+

35.100

-»

R100

-

Qпс2τ0

Qпс2 - 35.80; τ0 - 6.44

+

35.101

-»

R101

-

Qпсτ0

Qпс - 35.81; τ0 - 6.44

+

4.4. Расчет накапливаемых показателей для анализа эффективности работы регенеративных подогревателей

Таблица 36

Номер показателя

Наименование показателя

Обозначение

Размерность

Формула вычисления

Контрольное значение

Исходная информация

Накопление

Примечание

1

2

3

4

5

6

7

8

9

Расчет нормативных характеристик состояния ПНД № 1 - 3 (j = 1 ÷ 3)

36.1

Давление пара в подогревателе

pпj

кгс/см2

pj - 22.272 - 22.274; Дj - 22.39 - 22.41;  - 5.326 - 5.328

-

36.2

Режимный коэффициент поверхности нагрева

-

 - 5.405 - 5.407; Gj - 22.54 - 22.56

-

36.3

Температура основного конденсата за подогревателем

°С

;

 - 22.227; 22.228; 22.230;  - 36.2; f - 7.6; pп j - 36.1

-

 - 22.228

36.4

Тепловая нагрузка подогревателя при нормативном состоянии

Гкал/ч

Gj - 22.54 - 22.56;  - 22.227; 22.228; 22.230;  - 36.3

-

 - 22.228

Расчет нормативных характеристик состояния ПНД № 4 и 5, ПВД № 6 - 8 (j = 4 ÷ 8)

36.5

Давление пара в подогревателе

кгс/см2

pj - 22.275 - 22.279; Дj - 22.42 - 22.46;  - 5.329 - 5.333

-

36.6

Режимный коэффициент основной поверхности нагрева

-

 - 5.408 - 5.412; Gj - 22.57 - 22.61

-

36.7

Эквивалент расхода пара через пароохладитель

кал/(ч град)

Дj - 22.42 - 22.46; ij - 22.143, 22.144, 22.146 - 2.148;  - 22.159, 22.160, 22.162 - 22.164; tsj - 22.244 - 22.248; tj - 22.251 - 22.255

-

36.8

Вспомогательный коэффициент

Mj

-

 - 5.416, 5.413 - 5.415;  - 36.7; Gj - 22.57 - 22.61

-

36.9

Режимный коэффициент поверхности пароохладителя

-

 - 36.7; Gj - 22.57 - 22.61; Mj - 36.8

-

36.10

Температура основного конденсата (питательной воды) за подогревателем при его нормативном состоянии

°С

tj  - 22.251 - 22.253; 22.255;  - 22.194;  - 22.232, 22.234, 22.237, 22.238, 22.239;  - 36.6; f - 7.6;  - 36.9;  - 36.5

-

Нагрев воды за счет охлаждения дренажа не учитывается. - 22.237;  - 22.238;  - 22.239

36.11

Тепловая нагрузка подогревателя при нормативном состоянии

Гкал/ч

; ;

Gj - 22.57 - 22.61;  - 22.232, 22.234, 22.237 - 22.239;  - 36.10

-

 - 22.237;  - 22.238;  - 22.239

Расчет изменений расходов топлива на турбоагрегат из-за изменения состояния подогревателей

36.12

Изменение тепловой нагрузки подогревателя (j = 1 ÷ 8)

ΔQj

Гкал/ч

Qj - 22.257 - 22.264;  - 36.4 для j = 1 ÷ 3;  - 36.11 для j = 4 ÷ 8

-

36.13

Изменение мощности турбоагрегата из-за состояния подогревателей (j = 1 ÷ 8)

МВт

21.10

ΔQj - 36.12

-

36.14

Изменение расхода топлива на турбоагрегат из-за состояния подогревателей (j = 1 ÷ 8)

т

Δв - 27.9;  - 36.13; τ0 - 6.44

+

При отключении подогревателя  или ΔВп j = 0

В выходной форме ставятся прочерки для остальных параметров

36.15

Изменение расхода топлива (составляющая котла) из-за снижения температуры питательной воды (j = 7, 8)

т

;  для j = 8, δj+1 = 1;

Bк - 25.38;  - 25.37; δj+1 - 5.221; k1 - 5.417; f - 11.167;  - 25.6;  - 36.10;  - 36.10;  - 22.239;  - 22.240; τ0 - 6.44

+

36.16

Изменение расхода топлива на энергоблок из-за состояния ПВД № 7 и 8 (j = 7, 8)

т

 - 36.14;  - 36.15

-

Расчет изменений расходов топлива при отключении ПНД (j = 1 ÷ 5)

36.17

Условие выполнения расчетов

Если xj(1) = 0, то расчеты по пп. 36.18 - 36.19 не выполняются для соответствующего j

xj(1) - 22.355; 22.357; 22.363; 22.369; 22.375

-

Принимается

36.18

Изменение мощности турбоагрегата при отключении j-го ПНД

ΔNj

МВт

21.18 при j = 1, 2, 3, 5; 21.19 при j = 4

-

36.19

Изменение расходов топлива на турбоагрегат при отключении ПНД

т

Δв - 27.9; τ0 - 6.44; ΔNj - 36.18

-

Расчет изменений расходов топлива из-за протечек пара по дренажным линиям ПВД

Изменение расхода топлива при протечке пара по дренажной линии:

36.20

ПВД № 7

т

 - 22.78; x7(5) - 22.391; э6 - 22.330; эд - 22.333; i6 - 22.146; i7 - 22.147;  - 22.93; iд7 - 22.145; x7(6) - 22.392; Δb - 27.9

+

36.21

ПВД № 8

т

 - 22.79; э7 - 22.331; i8 - 22.148; i7 - 22.147; Δв - 27.9; τ0 - 6.44

Расчет изменения расхода топлива при протечке питательной воды через байпас ПВД

36.22

Изменение мощности турбоагрегата

МВт

21.11

 - 22.80

-

36.23

Изменение расхода условного топлива на энергоблок из-за протечки воды через байпас ПВД

т

; ;

Вк - 25.38;  - 25.37;  - 36.22; Δв - 27.9; τ0 - 6.44;  - 22.240; tпв - 22.196; k1 - 5.417; f - 11.167;  - 25.6

+

Расчет изменений расходов топлива при отключении ПВД

Отключение ПВД № 6

36.24

Условие выполнения расчета

Если x6(1) = 0, то расчеты по п. 36.25 не выполняются

x6(1) - 22.381

-

ΔB6 = 0

36.25

Изменение расхода топлива на энергоблок из-за отключения ПВД № 6

ΔB6

т

ΔвΔN6τ0; ΔN6 - 21.14

Δв - 27.9; τ0 - 6.44

+

Отключение ПВД № 7 и 8

36.26

Условие выполнения расчета

Если x7(1) = 0, то расчеты по п. 36.27 не выполняются

x7(1)  - 22.389

-

ΔВ7,8 = 0

36.27

Изменение расхода топлива на энергоблок из-за отключения ПВД № 7 и 8

ΔВ7,8

т

*; ; ΔN7,8 - 21.15; ;

Δв - 27.9; Вк - 25.38;  - 25.37; k1 - 5.417; f - 11.146; f1 - 11.167; Д0 - 22.1;  - 25.6; τ0 - 6.44

+

Д0 = Gпв - 22.1

Отключение ПВД № 8

36.28

Условие выполнения расчетов

Если x8(1) = 0, то расчеты по п. 36.99 не выполняются

x8(1) - 22.394

-

ΔB8 = 0

36.29

Изменение расхода топлива на турбоагрегат из-за отключения ПВД № 8

ΔB8

т

; ΔN8 - 21.16; ; ;

Δв - 27.9; Вк - 25.38;  - 25.37; k1 - 5.417; f - 11.147; Д0 - 22.1; f1 - 11.167;  - 25.6; τ0 - 6.44

+

Д0 = Gпв - 22.1

Отключение ПВД № 6 - 8

36.30

Условие выполнения расчетов

Если x9(1) = 0, то расчеты по п. 36.31 не выполняются

x9(1) - 22.396

-

ΔB6,7,8 = 0

36.31

Изменение расхода топлива на энергоблок из-за отключения ПВД № 6, 7, 8

ΔB6,7,8

т

; ΔN6,7,8 - 21.17; ; ;

Δв - 27.9; Вк - 25.38;  - 25.37; k1 - 5.417; f - 11.148; Д0 - 22.1; f1 - 11.167;  - 25.6; τ0 - 6.44

+

Д0 = Gпв - 22.1

36.32 ÷ 36.39...

Расчет отклонений параметров от нормативных значений

36.40

Отклонение температур воды на выходе из подогревателей

Δtj

°С

 - 22.228; 22.229; 22.231; 22.233; 22.235; 22.238 - 22.240;  - 36.3; 36.10

-

36.41

Отклонение температуры питательной воды ПВД (j = 6 ÷ 8)

°С

 - 36.10;  - 22.228; 22.229; 22.231; 22.233; 22.235; 22.238 - 22.240

-

36.42

Расчетный комплекс

R42

°С ∙ т

Gj - 22.54 - 22.61; при j = 1 ÷ 3  - 36.3; При j = 4 ÷ 8  - 36.10; τ0 - 6.44

+

36.43

-»

R43

°С ∙ т

 - 22.228; 22.229; 22.231; 22.233; 22.235; 22.238 - 22.240; Gj - 22.54 - 22.61; τ0 - 6.44

+

36.44

-»

R44

°С ∙ т

Gj - 22.54 - 22.61; При j = 1 ÷ 5 Δtj - 36.40

При j = 6 ÷ 8 Δtj - 36.41; τ0 - 6.44

+

36.45

-»

R45

т

Gj - 22.54 - 22.61; τ0 - 6.44

+

36.46

-»

R46

т2/ч

 - 22.78; Д7 - 22.45; τ0 - 6.44

+

36.47

-»

R47

т

Д7τ0

Д7 - 22.45; τ0 - 6.44

+

36.48

-»

R48

т2/ч

 - 22.79; Д8 - 22.46; τ0 - 6.44

+

36.49

Расчетный комплекс

R49

т

Д8τ0

Д8 - 22.46; τ0 - 6.44

+

36.50

-»

R50

т2/ч

 - 22.80; Gпв - 22.1; τ0 - 6.44

+

36.51

-»

R51

т

Gпв ∙ τ0

Gпв - 22.1; τ0 - 6.44

+

Изменение расхода топлива из-за отключения:

36.52

ПВД для выдачи в выходную форму

т

ΔВ6 + ΔВ7, 8 + ΔВ8 + ΔВ6, 7, 8

ΔВ6 - 36.25; ΔВ7,8 - 36.27; ΔВ8 - 36.29; ΔВ6,7,8 - 36.31

+

36.53

ПНД для выдачи в выходную форму

т

 - 36.19

+

36.54

Суммарное изменение расхода топлива по системе регенерации для выдачи в выходную форму

ΔВрег

т

 - 36.14;  - 36.16;  - 36.53;  - 36.20;  - 36.21;  - 36.23;  - 36.52

+

4.5. Расчет накапливаемых показателей для анализа эффективности работы питательных насосов

Таблица 37

Номер показателя

Наименование показателя

Обозначение

Размерность

Формула вычисления

Контрольное значение

Исходная информация

Накопление

Примечание

1

2

3

4

5

6

7

8

9

37.1

Относительный расход конденсата на уплотнения питательного насоса

-

Gк упл - 22.35;  - 5.354

+

37.2

Отклонение относительного расхода конденсата на уплотнения питательного насоса от нормативного значения

-

 - 37.1

-

37.3

Изменение внутренней мощности турбоагрегата из-за отклонения расхода конденсата на уплотнения питательных насосов

ΔNупл.пн

МВт

;  - 21.21

 - 37.2;  - 5.354

-

37.4

Изменение расхода тепла на турбоагрегат из-за отклонения расхода конденсата на уплотнения питательных насосов

ΔQк.упл

;  - 21.22

 - 37.2;  - 5.354

-

37.5

Перерасход топлива из-за отклонения расхода конденсата на уплотнения питательного насоса от нормативного значения

ΔBк.упл

т

Δв - 27.9;  - 25.37; ΔQк.упл - 37.4; ΔNупл.пн - 37.3; τ0 - 6.44

+

Питательные электронасосы

37.6

Внутренняя мощность изоэнтропийного сжатия воды в насосе без мощности впрыска

МВт

 - 22.249;  - 22.280;  - 22.281; Gпв - 22.1

-

37.7

Внутренняя мощность изоэнтропийного сжатия воды в насосе на впрыск из промежуточной ступени

МВт

0,9 ∙ 10-3Gвпр

-

Gвпр - 22.5

-

Расчеты по пп. 37.6 - 37.10 выполняются для турбоагрегатов типа T-100-130, T-175-130, Т-180-130, каждого работающего насоса

37.8

Фактический КПД агрегата ПЭН

ηПЭН

-

 - 37.6;  - 37.7; NПЭН - 22.300

-

37.9

Отклонение КПД ПЭН от нормативного значения

-

;

Gпв - 22.1; ηПЭН - 37.7

37.10

Перерасход топлива из-за отклонения КПД ПЭН от нормативного

т

Δв - 27.9; NПЭН - 22.300; ΔηПЭН - 37.9;τ0 - 6.44

+

37.11

Суммарный перерасход топлива из-за состояния ПЭН

ΔBПЭН

т

ΔBк.упл - 37.5;  - 37.10

+

37.12

Суммарный перерасход из-за состояния питательных электронасосов

т

ΔBПЭН-1 + ΔBПЭН-2

ΔBПЭН-1 - 37.11; ΔBПЭН-2 - 37.11

+

37.12. Рассчитывается для блочных показателей. В форму АЭ6 выдается показатель п. 37.11

Питательные турбонасосы

37.13

Внутренний относительный КПД приводной турбины ПТН

ηпт

-

 - 22.101;  - 22.102; - 22.138

-

37.14

Отклонение КПД приводной турбины ПТН от нормативного

Δηпт

-

 - 5.231; ηпт - 37.13

-

37.15

Изменение внутренней мощности турбоагрегата из-за изменения КПД приводной турбины ПТН

МВт

Δηпт - 37.14; ηпт - 37.13;  - 21.8

-

37.16

Перерасход топлива из-за отклонения КПД приводной турбины ПТН

ΔBпт

т

 - 37.15; Δв - 27.9;  - 22.101; - 22.133; Δηпт - 37.14; ηпт - 37.13;  - 25.37; τ0 - 6.44; f - 11.29; Д0 = Gпв - 22.1

+

37.17

Внутренняя мощность изоэнтропийного сжатия воды в насосе без мощности впрыска

МВт

 - 22.249;  - 22.280;  - 22.281; Gпв - 22.1

-

37.18

Внутренняя мощность изоэнтропийного сжатия воды в насосе на впрыск из промежуточной ступени

МВт

0,9 ∙ 10-3Gвпр

Gвпр - 22.5

-

37.19

Мощность, подводимая к агрегату ПТН

NПТН

МВт

 - 22.101; - 22.138; ДПТН - 22.12

-

37.20

Внутренний относительный КПД агрегата ПТН

ηПТН

 - 37.17;  - 37.18; NПТН - 37.19

-

37.21

Нормативный КПД питательного насоса

-

f(Gпв)

f - 11.58; Gпв - 22.1

-

37.22

Отклонение КПД ПТН от нормативного значения

ΔηПТН

-

;

 - 37.21;  - 5.231; ηПТН - 37.20

-

37.23

Внутренний относительный КПД питательного насоса

ηна

-

ηПТН - 37.20; ηпт - 37.13; ηмех.н - 5.277

-

37.24

Отклонение КПД питательного насоса от нормативного значения

Δηна

-

 - 37.21; ηна - 37.23

-

37.25

Изменение внутренней мощности турбоагрегата из-за изменения КПД питательного насоса

МВт

Δηна - 37.24; ηна - 37.23;  - 21.9

-

37.26

Перерасход топлива из-за отклонения КПД питательного насоса от нормативного значения

ΔBна

т

 

 - 37.25; Δв - 27.9;  - 22.101; - 22.133; Δηна - 37.24;  - 37.23;  - 25.37; f - 11.29; τ0 - 6.44; Д0 = Gпв - 22.1

+

37.27

Перерасход топлива из-за отклонения КПД ПТН от нормативного значения

т

 - 37.6;  - 37.26

+

37.28

Суммарный перерасход топлива из-за состояния ПТН

ΔBПТН

т

 - 37.5;  - 37.7

+

37.29

Расчетный комплекс

R22

-

 - 37.5;  - 37.2

+

37.30

-»

R23

т

 - 37.10;  - 37.9

+

37.31

-»

R23

т

 - 37.16;  - 37.14

+

37.32

-»

R24

т

 - 37.26; Δηна - 37.24

+

37.33

-»

R25

т

 - 37.27; ΔηПТН - 37.22

+

37.34

-»

R26

т

Gпв ∙ τ0

Gпв - 22.1

+

37.35

-»

R27

-

τ0

τ0 - 6.44

+

4.6. Расчет накапливаемых показателей для анализа эффективности работы узлов котла

Таблица 38

Номер показателя

Наименование показателя

Обозначение

Размерность

Формула вычисления

Контрольное значение

Исходная информация

Накопление

Примечание

1

2

3

4

5

6

7

8

9

38.1

Теоретический объем:

Воздуха

газов

м3/кг

;

; ;

; ; ;

;

 - 6.4;  - 6.5;  - 5.123;  - 5.127;  - 5.119;  - 5.120;  - 5.124; lт - 25.14; lм - 25.15; lг - 25.16;  - 5.122;  - 5.126;  - 5.129;  - 5.121;  - 5.125;  - 5.128

м3/кг

38.2

Теплоемкость газов теоретического состава:

за воздухоподогревателем

ккал/м3 ∙ °С

; ;

υух - 22.209;  - 22.450; tхв - 22.205;  - 22.207

перед воздухоподогревателем

ккал/м3 ∙ °С

; ;

tгв - 22.208; lт - 25.14; lм - 25.15; lг - 25.16; f - 11.175

Теплоемкость воздуха:

холодного

cхв

ккал/м3 ∙ °С

0,315 + 13 ∙ 10-6tхв

перед воздухоподогревателем

cв(вп)

ккал/м3 ∙ °С

горячего

cгв

ккал/м3 ∙ °С

0,315 + 21 ∙ 10-6tгв

в газах за воздухоподогревателем

cв(ух)

ккал/м3 ∙ °С

0,315 + 15 ∙ 10-6υух

в газах перед воздухоподогревателем

cв(вх)

ккал/м3 ∙ °С

38.3

Изменение подогрева воздуха

δtкф

°С

 - 22.206; tхв - 22.205;  - 22.207;  - 21.106;  - 26.106

δtрец

°С

38.4

Коэффициент изменения объема воздуха из-за рециркуляции:

фактический

Kψ

;

Δtрец - 38.3;  - 26.106; tгв - 22.208; tхв - 22.205

нормативный

38.5

Исходно-нормативное разрежение и давление среды по тракту котла:

за переходной зоной

кгс/м2

f - 11.168 ÷ 11.171, 11.173 ÷ 11.174;  - 25.6

за экономайзером

кгс/м2

за воздухоподогревателем

кгс/м2

за золоуловителями

кгс/м2

перед вентиляторами

кгс/м2

за вентиляторами

кгс/м2

38.6

Объем газов рециркуляции

Vрец

тыс. м3/ч

f(Nдр, Sвп)

Nдр - 22.299; Sвп - 22.443; Bк - 25.38; ,  - 38.1; α - 25.26;  - 38.5; n - f - 11.169

Коэффициент изменения объема газов из-за рециркуляции

Kr

Рост разрежения газов за экономайзером из-за рециркуляции

ΔSr

кгс/м2

38.7

Нормативное разрежение и давление среды по тракту котла:

за переходной зоной

кгс/м2

,  - 38.5; Kr - 38.6; ΔSr - 38.6;  - 38.4;  - 25.6; f - 11.172; n - f - 11.168; f - 11.169; f - 11.173; f - 11.174;

за экономайзером

кгс/м2

за воздухоподогревателем

кгс/м2

за золоуловителями

кгс/м2

за дымососами

кгс/м2

перед вентиляторами

кгс/м2

за вентиляторами

кгс/м2

38.8

Фактический и нормативный перепад разрежения по тракту газов:

ΔS

кгс/м2

 - 5.141; Sн - 38.7; Hн - 38.7; Sт - 22.441;  - 22.442;  - 22.443;  - 22.444;  - 22.445;  - 22.446;  - 22.447;  - 22.448

в пароперегревателе

; ;

в экономайзере

; ;

в воздухоподогревателе

; ;

в золоуловителях

; ;

в конвективной шахте (тракт ПП-ЭК)

; ;

Полный напор, развиваемый дымососами

; ;

Полный напор, развиваемый вентиляторами

;

38.9

Нормативные присосы и перетоки воздуха:

в системе пылеприготовления

, ;

 - 5.144;  - 5.145;  - 5.147;  - 5.146;  - 5.98;  - 25.6;  - 5.148;  - 38.7;  - 38.5 n - f - 11.168 ÷ 11.174

в топке

в экономайзере

; ;

в конвективной шахте (тракт ПП-ВП)

; ;

в воздухоподогревателе

в верхнем сечении воздухоподогревателя

в нижнем сечении воздухоподогревателя

в золоуловителях

;

38.10

Фактические присосы и перетоки воздуха:

в системе пылеприготовления

Δαпс

-

Если Nмi = 0, то ппс i = 0

Если Nмi > 0 то ппс i = 1.

l- 38.9;  - 5.157;  - 5.158; Δαд(из) - 5.160;  - 38.7;  - 5.161;  - 5.162; Диз - 5.163; Дк - 22.29;  - 22.445;  - 38.9; Nмi - 22.303

в топке

Δαт

;

в экономайзере

Δαэк

;

в воздухоподогревателе

Δβвп

-

Δαкш - Δαэк;

в верхнем сечении воздухоподогревателя

Δβвр

-

0,5Δβвп

в нижнем сечении воздухоподогревателя

Δβнж

-

Δβвп - Δβвр

в золоуловителях

Δαд

-

38.11

Фактический и нормативный коэффициент избытка воздуха:

в воздухоподогревателе со стороны воздуха

-

βвп = α - Δαт - Δαпс + Δβвр;

αн - 26.107; α - 25.26; Δα, Δβ - 38.10; Δαн, Δβн - 38.9

в вентиляторе

-

βдв = βвп + Δβиж; ;

за экономайзером

-

αэк = α + Δαэк; ;

в воздухоподогревателе со стороны газов

-

αвп = αэк + Δβвр; ;

в уходящих газах

-

αух = αвп + Δβиж; ;

за золоуловителями

-

αд = αух + Δαд; ;

38.12

Фактический и нормативный избыток воздуха

-

ΔαΣ = α - 1; ;

α - 25.26; αн - 26.97;  - 38.11

-

ΔαэкΣ = αэк - 1; ;

-

ΔαвпΣ = αвп - 1; ;

-

ΔαухΣ = αух - 1; ;

-

ΔαдΣ = αд - 1; ;

38.13

Рост сопротивления из-за отложений:

в пароперегревателе

δSξ пп

кгс/м2

; ;

ΔS, ΔSн - 38.8; ΔαΣ,  - 38.12; ,  - 38.1; n - f - 11.168; f - 11.169; f - 11.170

в экономайзере

δSξ эк

кгс/м2

;

в воздухоподогревателе

δSξ вп

кгс/м2

;

в конвективной шахте (тракт ПП-ЭК)

δSξ кш

кгс/м2

δSξ пп + δSξ эк;

Если δSξ кш, δSξ вп < 0, принять δSξ кш, δSξ вп = 0

Коэффициент роста отложений

в конвективной шахте

ξкш

в воздухоподогревателе

ξвп

Анализ влияния параметров на режим работы воздухоподогревателя и температуру уходящих газов

38.14

Расчетные комплексы

Wг(вх)

;

,  - 38.1; cв(вх) - 38.2; ΔαΣ - 38.12;  - 38.2;  - 38.2

Wг(вых)

;

Wг(ух)

;

Wг(д)

38.15

Тепло, полученное воздухом

Qб

ккал/кг

;

 - 38.1; Kψ - 38.4; βвп - 38.11; cгв - 38.2; tгв - 28.208; cв(вп) - 38.2;  - 22.207; φрвп - 5.152; υух - 22.209; Wгi - 38.14; Δβвр - 38.10;  - 38.9

Снижение температуры газов из-за перетока воздуха в нижнем сечении

°С

, ;

Температура газов в нижнем сечении

°С

;

Температура газов в верхнем сечении

°С

;

Изменение температуры газов из-за перетока в верхнем сечении

°С

Температурный напор

Δtрвп

°С

38.16

Температура газов перед экономайзером (приближенное значение)

°С

 ;

tпв - 22.196; - 25.6;  - 22.450; Gпв - 22.1; Bк - 25.38; f - 11.176;  - 22.439

38.17

Тепловоспринимающая способность воздухоподогревателя

Qрвп

Гкал/°С

Q - 38.15; δBк - 25.38;  - 38.15;  - 6.50;  - 25.6; f - 11.177

Снижение тепловоспринимающей способности воздухоподогревателя

δQрвп

%

,

Если δQрвп < 0, принять δQрвп = 0 δQрвп выводится на печать и вносится в массив нормативно-справочной информации алгоритма (табл. 5). После расчета признак чистки Kрвп зануляется.

38.18

Коэффициент влияния температуры питательной воды на температуру газов за экономайзером

Kэк

 - 38.16;  - 22.450;tпв - 22.196;

Коэффициент влияния температуры воздуха за калориферами на температуру уходящих газов

K10

 - 38.15;  - 38.15; - 22.207

38.19

Изменение температуры уходящих газов из-за изменения:

δtкф - 38.3; δtрец - 38.3; Δα, Δαн - 38.9; Δβ, Δβн - 38.9; α - 25.26;  - 26.97;  - 38.15; Sт - 22.441;  - 5.141;  - 6.47; Kr - 38.6; tпв - 22.196;  - 26.136;  - 38.13;  - 38.13; K10, Kэк - 38.18; K16 - 38.15; K12 - 5.132; K13 - 5.133; K14 - 5.134; K17 - 5.136; K19 - 5.138; f - 11.178; f - 11.179

подогрева воздуха в калориферах

°С

K0δtкф

подогрева рециркуляцией

°С

0,856K10δtрец

присосов в систему пылеприготовления

°С

присосов в топку

°С

коэффициент избытка воздуха в топке

°С

перетока в верхнем сечении воздухоподогревателя

°С

перетока в нижнем сечении воздухоподогревателя

°С

разрежения в верху топки

°С

тепловоспринимающей способности РВП

°С

рециркуляции газов

°С

температуры питательной воды

°С

отложений на тракте ПП-ЭК

°С

отложений в воздухоподогревателе

°С

38.20

Общее изменение температуры уходящих газов

°С

υух - 22.209;  - 22.106;  - 38.19

Изменение температуры уходящих газов из-за анализируемых параметров

°С

, i = 10 ÷ 22

Остаток баланса

°С

Анализ расхода электроэнергии механизмами тяги и дутья

38.21

Изменение температуры газов из-за присосов в золоуловители

°С

υух - 22.209;  - 22.440; tнв - 22.215;  - 38.14; Δαд - 38.9;  - 38.9;  - 38.20

Нормативная температура газов за дымососами

°С

Фактическая температура газов за дымососами

°С

38.22

Фактический и нормативный объем среды, проходящей:

дымососы

тыс. м3/ч

Bк - 25.38;  - 26.128; ,  - 38.1; αд  - 38.11; - 22.206; βдв,  - 38.11; Kψ,  - 38.4

тыс. м3/ч

вентиляторы

тыс. м3/ч

тыс. м3/ч

38.23

Фактический и нормативный КПД:

дымососа

ηд

Vд, Vдв - 38.22; ,  - 38.22;  - 5.142;  - 5.143; Nд - 22.297; Nдв - 22.298;  - 22.289; f - 11.180 ÷ 11.183;  - 5.140

%

;

вентилятора

%

%

;

Нормативная мощность дымососа

38.24

Отклонение расхода электроэнергии дымососами из-за изменения:

кВт

,  - 38.22; ,  - 38.8; ,  - 38.23;  - 5.140;  - 22.289

объема газов

кВт

полного напора

кВт

КПД

кВт

Общее отклонение

кВт

Нормативная мощность вентилятора

38.25

Отклонение расхода электроэнергии вентиляторами из-за изменения:

кВт

,  - 38.22; ,  - 38.8; ,  - 38.2;  - 5.140;  - 22.289

объема воздуха

ΔNдвQ

кВт

полного напора

ΔNдв H

кВт

КПД

ΔNдвη

кВт

Общее отклонение

ΔNдв

кВт

Анализ изменения расхода топлива

38.41

Расчетные комплексы

ωг

,  - 38.1;  - 38.2;  - 38.2;  - 38.2;  - 38.12;  - 26.108;  - 26.105;  - 25.38;  - 26.113

ωв

ωхв

fω

φ

Δtух

°С

Поправки к расходу топлива из-за изменения потери q2 в тоннах условного топлива

т/ч

; i = 11 ÷ 13; 17 ÷ 23

tхв - 22.205; υух - 22.209;  - 38.19;  - 38.3; ,  - 38.9; ,  - 38.9;  - 38.11; α - 25.26; αн - 26.97

т/ч

т/ч

т/ч

т/ч

Поправка к расходу условного топлива из-за общего изменения потери q2

т/ч

, i = 10 ÷ 15, 17 ÷ 24

 - 38.41

38.42

Поправки к расходу условного топлива из-за изменения расхода электроэнергии на тягу и дутье

т/ч

ΔвкомпΔNi, i = Д(Q), Д(S), Д(η), Д, Дв(Q), Дв(H), Дв(η), Дв

Δвкомп - 27.8; ΔNi - 38.24; 38.25

-

Поправка к расходу условного топлива из-за изменения расхода электроэнергии на тягу и дутье

т/ч

, i = Д, Дв

38.43

Суммарная поправка к расходу условного топлива из-за изменения состояния котла

ΔBк

т/ч

 i = 12, 13, 15, 18, 21, 22, Д(η), Дв(η)

 - 38.41;  - 38.42

+

38.48

Расчетные комплексы

ατ

αВк

α - 25.26; tхв - 25.205; - 22.207; αн - 26.97;  - 5.141;  - 5.82; Sт - 22.441; Вк,  - 25.38, 26.128

+

tхвτ

tхвВк

+

+

+

+

+

+

4.7. Расчет относительных показателей для анализа эффективности работы оборудования энергоблока

Таблица 38

Номер показателя

Наименование показателя

Обозначение

Размерность

Формула вычисления

Контрольное значение

Исходная информация

Накопление

Примечание

1

2

3

4

5

6

7

8

9

38.1

Теоретический объем:

Воздуха

газов

м3/кг

;

; ;

; ; ;

;

 - 6.4;  - 6.5;  - 5.123;  - 5.127;  - 5.119;  - 5.120;  - 5.124; lт - 25.14; lм - 25.15; lг - 25.16;  - 5.122;  - 5.126;  - 5.129;  - 5.121;  - 5.125;  - 5.128

м3/кг

38.2

Теплоемкость газов теоретического состава:

за воздухоподогревателем

ккал/м3 ∙ °С

; ;

υух - 22.209;  - 22.450; tхв - 22.205;  - 22.207

перед воздухоподогревателем

ккал/м3 ∙ °С

; ;

tгв - 22.208; lт - 25.14; lм - 25.15; lг - 25.16; f - 11.175

Теплоемкость воздуха:

холодного

cхв

ккал/м3 ∙ °С

0,315 + 13 ∙ 10-6tхв

перед воздухоподогревателем

cв(вп)

ккал/м3 ∙ °С

горячего

cгв

ккал/м3 ∙ °С

0,315 + 21 ∙ 10-6tгв

в газах за воздухоподогревателем

cв(ух)

ккал/м3 ∙ °С

0,315 + 15 ∙ 10-6υух

в газах перед воздухоподогревателем

cв(вх)

ккал/м3 ∙ °С

38.3

Изменение подогрева воздуха

δtкф

°С

 - 22.206; tхв - 22.205;  - 22.207;  - 21.106;  - 26.106

δtрец

°С

38.4

Коэффициент изменения объема воздуха из-за рециркуляции:

фактический

Kψ

;

Δtрец - 38.3;  - 26.106; tгв - 22.208; tхв - 22.205

нормативный

38.5

Исходно-нормативное разрежение и давление среды по тракту котла:

за переходной зоной

кгс/м2

f - 11.168 ÷ 11.171, 11.173 ÷ 11.174;  - 25.6

за экономайзером

кгс/м2

за воздухоподогревателем

кгс/м2

за золоуловителями

кгс/м2

перед вентиляторами

кгс/м2

за вентиляторами

кгс/м2

38.6

Объем газов рециркуляции

Vрец

тыс. м3/ч

f(Nдр, Sвп)

Nдр - 22.299; Sвп - 22.443; Bк - 25.38; ,  - 38.1; α - 25.26;  - 38.5; n - f - 11.169

Коэффициент изменения объема газов из-за рециркуляции

Kr

Рост разрежения газов за экономайзером из-за рециркуляции

ΔSr

кгс/м2

38.7

Нормативное разрежение и давление среды по тракту котла:

за переходной зоной

кгс/м2

,  - 38.5; Kr - 38.6; ΔSr - 38.6;  - 38.4;  - 25.6; f - 11.172; n - f - 11.168; f - 11.169; f - 11.173; f - 11.174;

за экономайзером

кгс/м2

за воздухоподогревателем

кгс/м2

за золоуловителями

кгс/м2

за дымососами

кгс/м2

перед вентиляторами

кгс/м2

за вентиляторами

кгс/м2

38.8

Фактический и нормативный перепад разрежения по тракту газов:

ΔS

кгс/м2

 - 5.141; Sн - 38.7; Hн - 38.7; Sт - 22.441;  - 22.442;  - 22.443;  - 22.444;  - 22.445;  - 22.446;  - 22.447;  - 22.448

в пароперегревателе

; ;

в экономайзере

; ;

в воздухоподогревателе

; ;

в золоуловителях

; ;

в конвективной шахте (тракт ПП-ЭК)

; ;

Полный напор, развиваемый дымососами

; ;

Полный напор, развиваемый вентиляторами

;

38.9

Нормативные присосы и перетоки воздуха:

в системе пылеприготовления

, ;

 - 5.144;  - 5.145;  - 5.147;  - 5.146;  - 5.98;  - 25.6;  - 5.148;  - 38.7;  - 38.5 n - f - 11.168 ÷ 11.174

в топке

в экономайзере

; ;

в конвективной шахте (тракт ПП-ВП)

; ;

в воздухоподогревателе

в верхнем сечении воздухоподогревателя

в нижнем сечении воздухоподогревателя

в золоуловителях

;

38.10

Фактические присосы и перетоки воздуха:

в системе пылеприготовления

Δαпс

-

Если Nмi = 0, то ппс i = 0

Если Nмi > 0 то ппс i = 1.

l- 38.9;  - 5.157;  - 5.158; Δαд(из) - 5.160;  - 38.7;  - 5.161;  - 5.162; Диз - 5.163; Дк - 22.29;  - 22.445;  - 38.9; Nмi - 22.303

в топке

Δαт

;

в экономайзере

Δαэк

;

в воздухоподогревателе

Δβвп

-

Δαкш - Δαэк;

в верхнем сечении воздухоподогревателя

Δβвр

-

0,5Δβвп

в нижнем сечении воздухоподогревателя

Δβнж

-

Δβвп - Δβвр

в золоуловителях

Δαд

-

38.11

Фактический и нормативный коэффициент избытка воздуха:

в воздухоподогревателе со стороны воздуха

-

βвп = α - Δαт - Δαпс + Δβвр;

αн - 26.107; α - 25.26; Δα, Δβ - 38.10; Δαн, Δβн - 38.9

в вентиляторе

-

βдв = βвп + Δβиж; ;

за экономайзером

-

αэк = α + Δαэк; ;

в воздухоподогревателе со стороны газов

-

αвп = αэк + Δβвр; ;

в уходящих газах

-

αух = αвп + Δβиж; ;

за золоуловителями

-

αд = αух + Δαд; ;

38.12

Фактический и нормативный избыток воздуха

-

ΔαΣ = α - 1; ;

α - 25.26; αн - 26.97;  - 38.11

-

ΔαэкΣ = αэк - 1; ;

-

ΔαвпΣ = αвп - 1; ;

-

ΔαухΣ = αух - 1; ;

-

ΔαдΣ = αд - 1; ;

38.13

Рост сопротивления из-за отложений:

в пароперегревателе

δSξ пп

кгс/м2

; ;

ΔS, ΔSн - 38.8; ΔαΣ,  - 38.12; ,  - 38.1; n - f - 11.168; f - 11.169; f - 11.170

в экономайзере

δSξ эк

кгс/м2

;

в воздухоподогревателе

δSξ вп

кгс/м2

;

в конвективной шахте (тракт ПП-ЭК)

δSξ кш

кгс/м2

δSξ пп + δSξ эк;

Если δSξ кш, δSξ вп < 0, принять δSξ кш, δSξ вп = 0

Коэффициент роста отложений

в конвективной шахте

ξкш

в воздухоподогревателе

ξвп

Анализ влияния параметров на режим работы воздухоподогревателя и температуру уходящих газов

38.14

Расчетные комплексы

Wг(вх)

;

,  - 38.1; cв(вх) - 38.2; ΔαΣ - 38.12;  - 38.2;  - 38.2

Wг(вых)

;

Wг(ух)

;

Wг(д)

38.15

Тепло, полученное воздухом

Qб

ккал/кг

;

 - 38.1; Kψ - 38.4; βвп - 38.11; cгв - 38.2; tгв - 28.208; cв(вп) - 38.2;  - 22.207; φрвп - 5.152; υух - 22.209; Wгi - 38.14; Δβвр - 38.10;  - 38.9

Снижение температуры газов из-за перетока воздуха в нижнем сечении

°С

, ;

Температура газов в нижнем сечении

°С

;

Температура газов в верхнем сечении

°С

;

Изменение температуры газов из-за перетока в верхнем сечении

°С

Температурный напор

Δtрвп

°С

38.16

Температура газов перед экономайзером (приближенное значение)

°С

 ;

tпв - 22.196; - 25.6;  - 22.450; Gпв - 22.1; Bк - 25.38; f - 11.176;  - 22.439

38.17

Тепловоспринимающая способность воздухоподогревателя

Qрвп

Гкал/°С

Q - 38.15; δBк - 25.38;  - 38.15;  - 6.50;  - 25.6; f - 11.177

Снижение тепловоспринимающей способности воздухоподогревателя

δQрвп

%

,

Если δQрвп < 0, принять δQрвп = 0 δQрвп выводится на печать и вносится в массив нормативно-справочной информации алгоритма (табл. 5). После расчета признак чистки Kрвп зануляется.

38.18

Коэффициент влияния температуры питательной воды на температуру газов за экономайзером

Kэк

 - 38.16;  - 22.450;tпв - 22.196;

Коэффициент влияния температуры воздуха за калориферами на температуру уходящих газов

K10

 - 38.15;  - 38.15; - 22.207

38.19

Изменение температуры уходящих газов из-за изменения:

δtкф - 38.3; δtрец - 38.3; Δα, Δαн - 38.9; Δβ, Δβн - 38.9; α - 25.26;  - 26.97;  - 38.15; Sт - 22.441;  - 5.141;  - 6.47; Kr - 38.6; tпв - 22.196;  - 26.136;  - 38.13;  - 38.13; K10, Kэк - 38.18; K16 - 38.15; K12 - 5.132; K13 - 5.133; K14 - 5.134; K17 - 5.136; K19 - 5.138; f - 11.178; f - 11.179

подогрева воздуха в калориферах

°С

K0δtкф

подогрева рециркуляцией

°С

0,856K10δtрец

присосов в систему пылеприготовления

°С

присосов в топку

°С

коэффициент избытка воздуха в топке

°С

перетока в верхнем сечении воздухоподогревателя

°С

перетока в нижнем сечении воздухоподогревателя

°С

разрежения в верху топки

°С

тепловоспринимающей способности РВП

°С

рециркуляции газов

°С

температуры питательной воды

°С

отложений на тракте ПП-ЭК

°С

отложений в воздухоподогревателе

°С

38.20

Общее изменение температуры уходящих газов

°С

υух - 22.209;  - 22.106;  - 38.19

Изменение температуры уходящих газов из-за анализируемых параметров

°С

, i = 10 ÷ 22

Остаток баланса

°С

Анализ расхода электроэнергии механизмами тяги и дутья

38.21

Изменение температуры газов из-за присосов в золоуловители

°С

υух - 22.209;  - 22.440; tнв - 22.215;  - 38.14; Δαд - 38.9;  - 38.9;  - 38.20

Нормативная температура газов за дымососами

°С

Фактическая температура газов за дымососами

°С

38.22

Фактический и нормативный объем среды, проходящей:

дымососы

тыс. м3/ч

Bк - 25.38;  - 26.128; ,  - 38.1; αд  - 38.11; - 22.206; βдв,  - 38.11; Kψ,  - 38.4

тыс. м3/ч

вентиляторы

тыс. м3/ч

тыс. м3/ч

38.23

Фактический и нормативный КПД:

дымососа

ηд

Vд, Vдв - 38.22; ,  - 38.22;  - 5.142;  - 5.143; Nд - 22.297; Nдв - 22.298;  - 22.289; f - 11.180 ÷ 11.183;  - 5.140

%

;

вентилятора

%

%

;

Нормативная мощность дымососа

38.24

Отклонение расхода электроэнергии дымососами из-за изменения:

кВт

,  - 38.22; ,  - 38.8; ,  - 38.23;  - 5.140;  - 22.289

объема газов

кВт

полного напора

кВт

КПД

кВт

Общее отклонение

кВт

Нормативная мощность вентилятора

38.25

Отклонение расхода электроэнергии вентиляторами из-за изменения:

кВт

,  - 38.22; ,  - 38.8; ,  - 38.2;  - 5.140;  - 22.289

объема воздуха

ΔNдвQ

кВт

полного напора

ΔNдв H

кВт

КПД

ΔNдвη

кВт

Общее отклонение

ΔNдв

кВт

Анализ изменения расхода топлива

38.41

Расчетные комплексы

ωг

,  - 38.1;  - 38.2;  - 38.2;  - 38.2;  - 38.12;  - 26.108;  - 26.105;  - 25.38;  - 26.113

ωв

ωхв

fω

φ

Δtух

°С

Поправки к расходу топлива из-за изменения потери q2 в тоннах условного топлива

т/ч

; i = 11 ÷ 13; 17 ÷ 23

tхв - 22.205; υух - 22.209;  - 38.19;  - 38.3; ,  - 38.9; ,  - 38.9;  - 38.11; α - 25.26; αн - 26.97

т/ч

т/ч

т/ч

т/ч

Поправка к расходу условного топлива из-за общего изменения потери q2

т/ч

, i = 10 ÷ 15, 17 ÷ 24

 - 38.41

38.42

Поправки к расходу условного топлива из-за изменения расхода электроэнергии на тягу и дутье

т/ч

ΔвкомпΔNi, i = Д(Q), Д(S), Д(η), Д, Дв(Q), Дв(H), Дв(η), Дв

Δвкомп - 27.8; ΔNi - 38.24; 38.25

-

Поправка к расходу условного топлива из-за изменения расхода электроэнергии на тягу и дутье

т/ч

, i = Д, Дв

38.43

Суммарная поправка к расходу условного топлива из-за изменения состояния котла

ΔBк

т/ч

 i = 12, 13, 15, 18, 21, 22, Д(η), Дв(η)

 - 38.41;  - 38.42

+

38.48

Расчетные комплексы

ατ

αВк

α - 25.26; tхв - 25.205; - 22.207; αн - 26.97;  - 5.141;  - 5.82; Sт - 22.441; Вк,  - 25.38, 26.128

+

tхвτ

tхвВк

+

+

+

+

+

+

4.7. Расчет относительных показателей для анализа эффективности работы оборудования энергоблока

Таблица 39

Номер показателя

Наименование показателя

Обозначение

Размерность

Контрольное значение

Исходная информация

A

B

λ

1

2

3

4

5

6

7

8

Расчетная формула , где А и В - накопленные величины λ - масштабный коэффициент

39.1

Отклонение КПД ЦВД от нормативного значения

ΔηЦВД

-

33.5

33.29

1

39.2

Относительный перерасход топлива из-за отклонения КПД ЦВД от нормативного значения

%

33.5

25.38

100

39.3

Отклонение КПД ЦСД № 1 от нормативного значения

ΔηЦСД1

-

33.9

33.30

1

39.4

Относительный перерасход топлива из-за отклонения КПД ЦСД-1 от нормативного значения

%

33.9

25.38

100

39.5

Отклонение КПД ЦСД № 2 от нормативного значения

ΔηЦСД2

-

33.14

33.31

1

39.6

Относительный перерасход топлива из-за отклонения КПД ЦСД № 2 от нормативного значения

%

33.14

25.38

100

39.7

Отклонение расхода пара из I камеры переднего уплотнения ЦВД от нормативного значения

-

33.19

33.32

1

39.8

Относительный перерасход топлива из-за отклонения расхода пара из I камеры переднего уплотнения ЦВД от нормативного значения

%

33.29

25.38

100

39.9

Отклонение расхода пара из II камеры переднего уплотнения ЦВД от нормативного значения

-

33.21

33.33

1

39.10

Относительный перерасход топлива из-за отклонения расхода пара из II камеры переднего уплотнения ЦВД от нормативного значения

%

33.21

25.38

100

39.11

Отклонение расхода пара из I камеры заднего уплотнения ЦВД от нормативного значения

-

33.23

33.34

1

39.12

Относительный перерасход топлива из-за отклонения расхода пара из I камеры заднего уплотнения ЦВД от нормативного значения

%

33.23

25.38

100

39.13

Отклонение расхода пара из I камеры переднего уплотнения ЦСД № 1 от нормативного значения

-

33.25

33.35

1

39.14

Относительный перерасход топлива из-за отклонения расхода пара из I камеры переднего уплотнения ЦСД № 1 от нормативного значения

%

33.25

25.38

100

39.15

Отклонение расхода пара на концевые уплотнения всех цилиндров от нормативного значения

-

33.27

33.36

1

39.16

Относительный перерасход топлива из-за отклонения расхода пара на концевые уплотнения всех цилиндров от нормативного значения

ΔBупл

%

33.27

25.38

100

39.17

Суммарный относительный перерасход топлива из-за состояния проточной части трубы

%

33.28

25.38

100

39.18

Отклонение давления пара в камере регулирующей ступени ЦВД от нормативного значения

кгс/см2

33.38

33.37

1

39.19

...

39.20

Приведенный расход свежего пара

т/ч

33.37

33.39

1

39.21

Отклонение расхода конденсата на уплотнения питательного насоса от нормативного значения

ΔGк.упл

-

37.5

37.29

1

39.22

Относительный перерасход топлива из-за отклонения расхода конденсата на уплотнения питательного насоса от нормативного значения

ΔBк.упл

%

37.5

25.38

100

39.23

Отклонение КПД ПЭН от нормативного значения

ΔηПЭН

-

37.10

37.30

1

39.24

Относительный перерасход топлива из-за отклонения КПД ПЭН от нормативного значения

%

37.10

25.38

100

39.25

Суммарный относительный перерасход топлива из-за состояния ПЭН

ΔBПЭН

%

37.11

25.38

100

39.26

Отклонение КПД ПТН от нормативного значения

ΔηПТН

-

37.27

37.33

1

39.27

Относительный перерасход топлива из-за отклонения КПД ПТН от его нормативного значения

%

37.27

25.38

100

39.28

Суммарный относительный перерасход топлива из-за состояния ПТН

ΔBПТН

%

37.28

25.38

100

39.29

Отклонение КПД приводной турбины ПТН от нормативного значения

Δηпт

-

37.16

37.31

1

39.30

Относительный перерасход топлива из-за отклонения КПД приводной турбины ПТН от нормативного значения

ΔBпт

%

37.16

25.38

100

39.31

Отклонение КПД питательного насоса от нормативного значения

Δηпн

-

37.26

37.32

1

39.32

Относительный перерасход топлива из-за отклонения КПД питательного насоса от нормативного значения

ΔBпн

%

37.26

25.38

100

39.33

Расход питательной воды

Gп.в

т/ч

37.34

37.35

1

Относительный температурный напор ПСВ № 1:

39.34

при фактическом состоянии

-

35.83

35.89

1

39.35

при нормативном состоянии

-

35.84

35.89

1

39.36

Отклонение относительного температурного напора ПСВ № 1 от норматива

-

35.85

35.89

1

39.37

Относительный перерасход топлива из-за отклонения от норматива температурного напора ПСВ № 1

ΔBпс1

%

35.9

35.41

25.38

100

Относительный температурный напор ПСВ № 2:

39.38

при фактическом состоянии

-

35.86

35.89

1

39.39

при нормативном состоянии

-

35.87

35.89

1

39.40

Отклонение относительного температурного напора ПСВ № 2 от норматива

-

35.88

35.89

1

39.41

Относительный перерасход топлива из-за отклонения от норматива температурного напора ПСВ № 2

ΔBпс2

%

35.52

25.38

100

39.42

Относительные потери давления в паропроводе ПСВ № 2 при фактическом состоянии

-

35.90

35.94

1

39.43

Отклонение потерь давления в паропроводе ПСВ № 2 от норматива

-

35.91

35.94

1

39.44

Относительный перерасход топлива из-за отклонения от норматива потерь давления в паропроводе ПСВ № 2

%

35.61

25.38

100

39.45

Относительный перерасход топлива из-за состояния ПСВ

ΔBпс

%

35.82

25.38

100

39.46

Относительный перерасход топлива из-за отключения ПСВ № 2

ΔB1

%

35.11

25.38

100

39.47

Количество ступеней подогрева сетевой воды

rс

шт.

35.95

6.44

1

39.48

Расход сетевой воды

Gсв

т/ч

35.96

6.44

1

Температура воды:

39.49

перед сетевой установкой

°С

35.97

35.89

1

39.50

за сетевой установкой

°С

35.98

35.89

1

Тепловая нагрузка:

39.51

ПСВ № 1

Qпс1

Гкал/ч

35.99

6.44

1

39.52

ПСВ № 2

Qпс2

Гкал/ч

35.100

6.44

1

39.53

Общая тепловая нагрузка сетевой установки

Qпс

Гкал/ч

35.101

6.44

1

39.54

Относительный расход воды через групповой обвод ПСВ № 1 и ПСВ № 2

-

35.92

35.89

1

39.55

Отклонение относительного расхода воды через групповой обвод ПСВ № 1 и ПСВ № 2 от норматива

-

35.92

35.89

1

39.56

Относительный перерасход топлива из-за состояния группового обвода ПСВ № 1 и ПСВ № 2

%

35.19

35.70

25.38

100

39.57

Относительный расход воды через обвод ПСВ № 2

-

35.93

35.89

1

39.58

Отклонение относительного расхода воды через обвод ПСВ № 2 от норматива

-

35.93

35.89

1

39.59

Относительный перерасход топлива из-за состояния обводной арматуры ПСВ № 2

%

35.78

25.38

100

39.60

Фактическое давление пара в конденсаторе

pк

кгс/см2

25.130

34.36

1

39.61

Нормативное давление пара в конденсаторе

кгс/см2

34.23

34.36

1

39.62

Отклонение давления пара в конденсаторе от норматива

Δpк

кгс/см2

34.24

34.36

1

39.63

Относительный перерасход топлива из-за отклонения от норматива давления пара в конденсаторе

ΔBк

%

34.5

25.38

100

Коэффициент гидравлических потерь:

39.64

в половине 1 конденсатора

hк1

-

34.25

34.29

1

39.65

в половине 2 конденсатора

hк2

-

34.27

34.30

1

Отклонение от норматива коэффициента гидравлических потерь:

39.66

в половине 1 конденсатора

Δhк1

-

34.26

34.29

1

39.67

в половине 2 конденсатора

Δhк2

-

34.28

34.30

1

39.68

Относительный перерасход топлива из-за отклонения от норматива гидравлического сопротивления конденсатора

%

34.16

25.38

100

39.69

Относительный суммарный перерасход топлива из-за отклонения от норматива термического и гидравлического сопротивления конденсатора

%

34.17

25.38

100

39.70

Фактический температурный напор конденсатора

δtк

°С

25.129

34.36

1

39.71

Нормативный температурный напор конденсатора

°С

34.31

34.36

1

39.72

Отклонение температурного напора конденсатора от норматива

Δδtк

°С

34.32

34.36

1

39.73

Степень чистоты поверхности охлаждения конденсатора

a

-

34.33

6.44

1

39.74

Отклонение степени чистоты поверхности охлаждения от норматива

Δa

-

34.34

6.44

1

39.75

Фактические присосы воздуха в конденсатор

Gпр.в

кг/ч

34.35

34.36

1

 39.76

Отклонение присосов воздуха от норматива

ΔGпр

кг/ч

34.38

34.36

1

39.77

Относительный перерасход топлива из-за отклонения от норматива присосов воздуха в конденсатор

%

34.22

25.38

100

39.78

Расход пара в конденсатор

Дк

т/ч

34.36

6.44

1

39.79

Расход охлаждающей воды на конденсатор

Wк

т/ч

34.37

34.36

1

39.80

Температура охлаждающей воды на входе в конденсатор

t1в

°С

25.131

6.44

1

Температура основного конденсата:

39.81

за ПНД № 1

°С

36.43

36.45

1

39.82

за ПНД № 2

°С

36.43

36.45

1

39.83

за ПНД № 3

°С

36.43

36.45

1

39.84

за ПНД № 4

°С

36.43

36.45

1

39.85

за ПНД № 5

°С

36.43

36.45

1

Температура питательной воды:

39.86

за ПВД № 6

°С

36.43

36.45

1

39.87

за ПВД № 7

°С

36.43

36.45

1

39.88

за ПВД № 8

°С

36.43

36.45

1

Нормативная температура основного конденсата:

39.89

за ПНД № 1

°С

36.42

36.45

1

39.90

за ПНД № 2

°С

36.42

36.45

1

39.91

за ПНД № 3

°С

36.42

36.45

1

39.92

за ПНД № 4

°С

36.42

36.45

1

39.93

за ПНД № 5

°С

36.42

36.45

1

Нормативная температура питательной воды:

39.94

за ПВД № 6

°С

36.42

36.45

1

39.95

за ПВД № 7

°С

36.42

36.45

1

39.96

за ПВД № 8

°С

36.42

36.45

1

Отклонение от норматива температуры конденсата:

39.97

за ПНД № 1

Δt1

°С

36.44

36.45

1

39.98

за ПНД № 2

Δt2

°С

36.44

36.45

1

39.99

за ПНД № 3

Δt3

°С

36.44

36.45

1

39.100

за ПНД № 4

Δt4

°С

36.44

36.45

1

39.101

за ПНД № 5

Δt5

°С

36.44

36.45

1

Отклонение от норматива температуры питательной воды:

39.102

за ПВД № 6

Δt6

°С

36.44

36.45

1

39.103

за ПВД № 7

Δt7

°С

36.44

36.45

1

39.104

за ПВД № 8

Δt8

°С

36.44

36.45

1

Относительный перерасход топлива из-за состояния:

39.105

ПНД № 1

%

36.14

25.38

100

39.106

ПНД № 2

%

36.14

25.38

100

39.107

ПНД № 3

%

36.14

25.38

100

39.108

ПНД № 4

%

36.14

25.38

100

39.109

ПНД № 5

%

36.14

25.38

100

39.110

ПВД № 6

%

36.14

25.38

100

39.111

ПВД № 7

%

36.16

25.38

100

39.112

ПВД № 8

%

36.16

25.38

100

Протечка пара по дренажной линии:

39.113

ПВД № 7

т/ч

36.46

36.47

1

39.114

ПВД № 8

т/ч

36.48

36.49

1

Отклонение от норматива протечки пара по дренажной линии:

39.115

ПВД № 7

т/ч

36.46

36.47

1

39.116

ПВД № 8

т/ч

36.48

36.49

1

Относительный перерасход топлива из-за протечки пара по дренажной линии:

39.117

ПВД № 7

%

36.20

25.38

100

39.118

ПВД № 8

%

36.21

25.38

100

39.119

Расход питательной воды через байпас ПВД

т/ч

36.50

36.51

1

Относительный перерасход топлива:

39.120

из-за протечки воды через байпас ПВД

%

36.23

25.38

100

39.121

из-за отключения ПВД

%

36.52

25.38

100

39.122

по системе регенерации

ΔBрег

%

36.54

25.38

100

39.123

из-за отключения ПНД

%

36.53

25.38

100

39.124

Коэффициент избытка воздуха в топке 39.125 ÷ 39.129 - резерв

α

-

38.48

25.38

1

39.130

Разрежение в верху топки 39.131 ÷ 39.133 - резерв

Sт

кгс/м2

38.48

25.38

1

39.134

Температура воздуха перед воздухоподогревателем 39.135 ÷ 39.137 - резерв

°С

38.48

25.38

1

39.138

Нормативный коэффициент избытка воздуха в топке 39.139 ÷ 39.143 - резерв

38.48

25.138

1

39.144

Нормативное разрежение в верху топки 39.145 ÷ 39.146 - резерв

кгс/м2

38.48

25.138

39.147

Нормативная температура воздуха перед воздухоподогревателями 39.148 ÷ 39.151 - резерв

°С

38.48

25.138

Относительный перерасход топлива из-за изменения:

39.152

коэффициента избытка воздуха в топке

%

38.41

25.38

100

39.153

присосов в систему пылеприготовления

%

38.41

25.38

100

39.154

присосов в топку

%

38.41

25.38

100

39.155

присосов в экономайзер

%

38.41

25.38

100

39.156

перетока в верхнем сечении воздухоподогревателя

%

38.41

25.38

100

39.157

отложения в конвективной шахте

%

38.41

25.38

100

39.158

отложений в воздухоподогревателе

%

38.41

25.38

100

39.159

...

39.160

разрежения газов в верху топки

%

38.41

25.38

100

39.161

поверхности нагрева РВП

%

38.41

25.38

100

39.162

температуры питательной воды

%

38.41

25.38

100

39.163

подогрева воздуха рециркуляцией

%

38.41

25.38

100

39.164

подогрева воздуха в калориферах

%

38.41

25.38

100

39.165

рециркуляции газов

%

38.41

25.38

100

39.166

прочих факторов потери q2 и небаланса

%

38.41

25.38

100

39.167

потери 2

%

38.41

25.38

100

Относительный перерасход топлива из-за изменения расхода электроэнергии:

39.168

дымососами

%

38.42

25.38

100

39.169

дымососами из-за КПД

%

38.42

25.38

100

39.170

дымососами из-за объема газов

%

38.42

25.38

100

39.171

дымососами из-за перепада разрежения

%

38.42

25.38

100

39.172

вентиляторами

%

38.42

25.38

100

39.173

вентиляторами из-за КПД

%

38.42

25.38

100

39.174

вентиляторами из-за объема воздуха

%

38.42

25.38

100

39.175

вентиляторами из-за перепада разрежения

%

38.42

25.38

100

39.176

дымососами и вентиляторами

%

38.42

25.38

100

39.177

Относительное общее изменение расхода топлива котлом

ΔBк

%

38.43

25.38

Примечание. В пп. 39.37 и 39.56 условно показаны два значения параметра. Вносится значение, соответствующее либо режиму одноступенчатого подогрева сетевой воды (верхняя графа), либо двух-, трехступенчатого.

4.8. Расчет накапливаемых показателей для анализа оперативно регулируемых параметров энергоблока

Таблица 40

Номер показателя

Наименование показателя

Обозначение

Размерность

Формула вычисления

Контрольное значение

Исходная информация

Накопление

Примечание

1

2

3

4

5

6

7

8

9

Параметры пара и воды

40.1

Давление на стороне нагнетания питательных насосов

-

;

 - 22.281; f - 11.161; Gпв - 22.1

-

40.2

Отклонение давления на стороне нагнетания питательных насосов от нормативного значения

-

 - 40.1

-

40.3

Изменение расхода условного топлива при отклонении давления на стороне нагнетания питательных насосов от нормативного значения

т

 - 22.432; Δв - 27.9; ДПТН - 22.12;  - 22.101;  - 22.102;  - 26.113;  - 40.2; τ0 - 6.44

+

40.4

Фактическое значение впрыска питательной воды в промежуточный пароперегреватель

-

Gвпр - 22.5; Gпв - 22.1

-

40.5

Нормативное значение впрыска

-

;

f - 11.51; Д0 = Gпв - 22.1

-

40.6

Отклонение впрыска от нормативного значения

-

 - 40.4;  - 40.5

-

40.7

Изменение расхода условного топлива при отклонении впрыска от нормативного значения

ΔBвпр

т

 - 22.465; Gпв - 22.1; Δв - 27.9;  - 22.101;  - 22.102; ДПТН - 22.12;  - 22.281;  - 22.280; рвпр - 5.57;  - 26.113;  - 40.6; τ0 - 6.44

+

40.8

Изменение расхода условного топлива при отклонении от нормы способа регулирования мощности блока (ΔBср) и сообщение персоналу о фактическом (Ф1) и нормативном (Н1) способах регулирования мощности

ΔBс.р

т

Если X14(1) = 0 и , то -Nс.рΔвτ0; ΔNс.р = f(Д0) при Д0 < Дск

X14(1) - 22.419;  - 22.420; f - 11.33; Δв - 27.9; τ0 - 6.44; Д0 = Gпв - 22.1; Дск - 5.266

+

Ф1

-

ПД;

Н1

-

СД

ΔBс.р

т

Если X14(1) = 1 и , то -Nс.рΔвτ0; ΔNс.р = f(Д0) при Д0 > Дск

Ф1

-

СД;

Н1

-

ПД

40.9

Условия проведения расчетов

Если , то ΔBпс1 = 0 и расчеты по п. 40.10 - 40.12 не производить.

Если , то ΔBпс2 = 0 и расчеты по п. 40.13 - 40.15 не производить

 - 22.18;  - 22.22;  - 22.23;  - 22.26

40.10

Удельное изменение мощности турбоагрегата при сливе конденсата ПСВ № 1 на обессоливание по сравнению со сливом перед ПНД № 3 (без учета заноса солями проточной части турбины)

МВт ∙ ч/т

21.43 - 21.47

Если  и , то в п. 21.44, 21.45 ,

Если  и , то в п. 21.44, 21.45 ,

 - 22.19;  - 22.24;  - 22.18;  - 22.22;  - 22.23;  - 22.26

-

40.11

Удельное изменение мощности турбоагрегата из-за дополнительного заноса солями проточной части турбины при сливе конденсата ПСВ № 1 в направлении, противоположном фактическому

МВт ∙ ч/т

21.49, 21.51, 21.53, 21.55, 21.56, 21.59

; æпв - 22.112;  - 22.18;  - 22.22

40.12

Изменение расхода условного топлива при отклонении от нормы расхода конденсата ПСВ № 1 на обессоливание

ΔBпс1

т

 - 40.11;  - 40.10; Δв - 27.9; K44 - 2.44;  - 40.10;  - 26.113;  - 22.18; R - 21.47;  - 22.22; τ0 - 6.44

+

Kпв = 1 при охлаждении ОК № 2 подпиточной водой

40.13

Удельное изменение мощности турбоагрегата при сливе конденсата ПСВ № 2 на обессоливание по сравнению со сливом перед ПНД № 4 (без учета заноса солями проточной части турбины)

МВт ∙ ч/т

21.43 - 21.46; 21.48

Если  и , то в п. 21.44, 21.45 ,

Если  и , то в п. 21.44, 21.45 ,

 - 22.19;  - 22.24;  - 22.18;  - 22.22;  - 22.23;  - 22.26

-

40.14

Удельное изменение мощности турбоагрегата из-за дополнительного заноса солями проточной части турбины при сливе конденсата ПСВ № 2 в направлении, противоположном фактическому

МВт ∙ ч/т

21.49, 21.52, 21.54, 21.57, 21.58, 21.60

;  æпв - 22.112;  - 22.23;  - 22.26

-

40.15

Изменение расхода условного топлива при отклонении от нормы расхода конденсата ПСВ № 2 на обессоливание

ΔBпс2

т

 - 40.14;  - 40.13; Δв - 27.9; K44 - 2.44;  - 40.10;  - 26.113; - 22.23; - 22.26; R - 21.47; τ0 - 6.44

+

Структура тепловой схемы

40.16

Расчетный комплекс

R16

ккал/кг

э1 - 22.325; э2 - 22.326;  - 22.228;  - 22.229; - 22.201; X1(1) - 22.355

-

40.17

Изменение расхода условного топлива при отклонении от нормы направления слива дренажа ПНД № 2 () и сообщение персоналу о фактическом (Ф2) и нормативном (Н2) направлении слива дренажа ПНД № 2

т

Если X2(3) = 1 и , то

X2(3) - 22.361;  - 22.360; Gдр2 - 22.48; R16 - 40.16; э3 - 22.327; iдр.2 - 22.150; - 22.229; - 22.201; Δв - 27.9; Δвкомп - 27.8;  - 26.113; Nсл.н.2 - 5.279; τ0 - 6.44

+

В остальных случаях фактическое направление слива совпадает с нормативным и изменение расхода условного топлива равно нулю

Ф2

-

K;

Н2

-

П3

40.18

Изменение расхода условного топлива при отклонении от нормы направления слива дренажа ПНД № 3 () и сообщение персоналу о фактическом (Ф3) и нормативном (Н3) направлении слива дренажа ПНД № 3

т

Если X3(3) = 1, то

X3(3) - 22.367; R16 - 40.16; Gдр3 - 22.49; э3 - 22.327;  - 22.231; - 22.229; iдр3 - 22.151;  - 22.201; Nсл.н.3 - 5.280; Δв - 27.9;  - 26.113; Δвкомп - 27.8; τ0 - 6.44

+

То же

Ф3

-

K;

+

То же

Н3

-

ЛОК

40.19

Изменение расхода условного топлива при отклонении от нормы направления слива дренажа ПНД № 4 () и сообщение персоналу о фактическом (Ф4) и нормативном (Н4) направлении слива дренажа ПНД № 4

т

Если X4(3) = 1, то

X4(3) - 22.373; R16 - 40.16; Gдр4 - 22.50; э3 - 22.327; э4 - 22.328;  - 22.229;  - 22.231;  - 22.233; iдр4 - 22.152;  - 22.201; Δв - 27.9; Δвкомп - 27.8; Nсл.н.4 - 5.281;  - 26.113; τ0 - 6.44

+

-»

Ф4

K;

Н4

ЛОК

40.20

Изменение расхода условного топлива при отклонении от нормы направления слива дренажа ПНД № 5 () и сообщение персоналу о фактическом (Ф5) и нормативном (Н5) направлении слива дренажа ПНД № 5

т

Если X5(3) = 1 и , то

X5(3) - 22.379;  - 22.378; Gдр5 - 22.51; R16 - 40.16; э3 - 22.327; э4 - 22.328;  - 22.229;  - 22.231; iдр5 - 22.153;  - 22.201; Δв - 27.9;  - 26.113; τ0 - 6.44

+

В остальных случаях фактическое направление слива дренажа совпадает с нормативным и изменение расхода условного топлива равно нулю

Ф5

K;

Н5

П4

Изменение расхода условного топлива при сливе дренажа ПВД № 6:

40.21

в ПНД № 5 по сравнению со сливом в деаэратор 7 кгс/см2

т/ч

Gдр.6 - 22.52; эд - 22.333; э5 - 22.329; э4 - 22.328; iдр.6 - 22.154; iдр.5 - 22.153;  - 22.235;  - 22.233; Δв - 27.9

-

40.22

в конденсатор

т/ч

Gдр.6 - 22.52; R16 - 40.16; э3 - 22.327; э4 - 22.328; э5 - 22.329; эд - 22.333;  - 22.229;  - 22.231;  - 22.233;  - 22.235; iдр.6 - 22.154;  - 22.201; Δв - 27.9;  - 26.113

-

40.23

Изменение расхода условного топлива при отклонении от нормы направления слива дренажа ПВД № 6 () и сообщение персоналу о фактическом (Ф6) и нормативном (Н6) направлении слива дренажа ПВД № 6

т

Если , , то ;

 - 22.387;  - 22.386;  - 40.22;  - 40.21;  - 22.384;  - 22.385; τ0 - 6.44

+

В остальных случаях фактическое направление слива дренажа совпадает с нормативным и изменение расхода условного топлива равно нулю

Ф6

-

K;

Н6

-

П5

т

Если  и , то ;

Ф6

-

K;

Н6

-

Д

т

Если , , то ;

Ф6

-

П5;

Н6

-

Д

40.24

Изменение расхода условного топлива при отклонении от нормы направления слива дренажа ПВД № 7 () и сообщение персоналу о фактическом (Ф7) и нормативном (Н7) направлении слива дренажа ПВД № 7

т

Если X7(6) = 1 и , то

;

X7(6) - 22.392;  - 22.393; Д7и - 22.81; iдр7 - 22.155; iдр6 - 22.154; э6 - 22.330; эд - 22.333; Δв - 27.9; τ0 - 6.44; Д8и - 22.82

+

См. примечание 40.23

Ф7

-

Д;

Н7

-

П6

40.25

Изменение расхода условного топлива при питании деаэратора 7 кгс/см2 из вышестоящего (на ПВД № 6) отбора по сравнению с питанием из нижестоящего отбора

т/ч

Дд - 22.14; эд - 22.333; i6 - 22.146; iд - 22.145; Δв - 27.9

40.26

Изменение расхода условного топлива при питании деаэратора 7 кгс/см2 из коллектора собственных нужд 13 кгс/см2 по сравнению с питанием из нижестоящего отбора

т/ч

Дд - 22.14; эд - 22.333; i7 - 22.147; iд - 22.145;  - 22.93; Δв - 27.9

40.27

Изменение расхода условного топлива при отклонении от нормы способа питания деаэратора (ΔBд7) и сообщение персоналу о фактическом (Ф8) и нормативном (Н8) способах питания деаэратора:

а) Перевод деаэратора на работу при скользящем давлении невозможен

ΔBд7

т

Если X10(9) = 1,  и , то ;

X10(9) - 22.400;  - 22.401;  - 40.26; τ0 - 6.44;  - 22.399;

+

В остальных случаях фактический способ питания деаэратора совпадает с нормативным и ΔBд7 = 0

Ф8

-

K - 13;

Н8

-

0Д.

ΔBд7

т

Если X10(9) = 1 и , то ;

Ф8

-

K - 13

Н8

-

06

ΔBд7

т

Если X10(8) = 1,  и , то ;

Ф8

06

Н8

0Д

б) Перевод деаэратора на работу при скользящем давлении возможен

ΔBд7

т

Если K31 = 1, то

 - 22.382; b2 - 5.262; pд7 - 22.294; K31 - 2.31; ΔN6 - 21.14;  - 40.26; Gпв - 22.1;  - 22.165;  - 22.174; Δв - 27.9; э6 - 22.330; эд - 22.333; τ0 - 6.44; K30 - 2.30

+

Ф8

-

K - 13

Н8

-

0Д

ΔBд7

т

Если pд7 ≥ в2, то .

Если K30 = 1, то

Ф8

-

06

Н8

-

0Д

Коэффициент пересчета расхода пара, подаваемого на калориферы котла, в расход пара:

40.28

отбора на коллектор собственных нужд 13 кгс/см2

-

iкф - 22.104; iS1,2 - 5.271; i7 - 22.147;  - 22.106

Kр.к = 1 для схем с расширителем конденсата калориферов

40.29

из выхлопа ПТН

iкф - 22.104; iS1,2 - 5.271;  - 22.106;  - 22.102

То же

40.30

Изменение расхода условного топлива при отклонении от нормы способа питания калориферов котла () и сообщение персоналу о фактическом (Ф9) и нормативном (Н9) способах питания калориферов

т

Если X11(9) = 1 и , то

X11(9) - 22.403;  - 22.404; Gкф - 22.9;  - 40.28;  - 40.29;  - 22.314;  - 22.315;  - 22.345; Δв - 27.9;  - 26.113; τ0 - 6.44

+

В остальных случаях фактический способ питания калориферов совпадает с нормативным и ΔBкф = 0

Ф9

K - 13

Н9

ПТН

40.31

...

40.32

...

40.33

Давление пара в конденсаторе при нормативном составе работающих эжекторов

кгс/см2

pк - 22.270; β - 5.228; α - 5.227; Gпр.в - 6.39;  - 26.29; nэж - 22.293

-

40.34

Изменение расхода условного топлива за счет изменения давления пара в конденсаторе при фактическом составе эжекторов по сравнению с нормативным

т/ч

;

f1 - 11.189;  - 40.33;  - 22.270; χ - 5.259; Kвл - 5.258;  - 40.33; Дк - 22.29;  - 22.201;  - 8.67;  - 22.113; f2 - 7.6

-

40.35

Расчетный комплекс

R35

ккал/кг

R16 - 40.16; э3 - 22.327; э4 - 22.328; э5 - 22.329; эд - 22.333; э6 - 22.330; э7 - 22.331; э8 - 22.332; - 22.229; - 22.231; - 22.233; - 22.235;  - 22.249;  - 22.238;  - 22.239;  - 22.240

Изменение расхода условного топлива при питании одного основного эжектора:

40.36

из выхлопа ПТН

т/ч

Д1эж - 5.268;  - 22.431; Δв - 27.9;  - 22.346;  - 26.113

40.37

из деаэратора

т/ч

Д1эж - 5.268;  - 22.316; Δв - 27.9;  - 22.346;  - 26.113

40.38

из коллектора собственных нужд 13 кгс/см2

т/ч

 - 5.269; i0 - 22.91; i7 - 22.147; iдр.эж - 5.272; - 22.201; э1 - 22.325; э2 - 22.326; R35 - 40.35; Δв - 27.9;  - 26.113

40.39

Изменение расхода условного топлива при нормативном способе питания одного основного эжектора

т/ч

 - 22.412;  - 22.414;  - 22.416;  - 40.36; м - 40.37;  - 40.38

40.40

Изменение расхода условного топлива при отклонении от нормы состава работающих эжекторов () и сообщение персоналу о фактическом (Ф10) и нормативном (Н10) составе эжекторов

т

Если X12(1) = 1 и , то ;

X12(1) - 22.405;  - 22.408;  - 40.34;  - 40.39; τ0 - 6.44

+

В остальных случаях фактический состав эжекторов совпадает с нормативным и

Ф10

1э;

Н10

2э.

т

Если X12(1) = 1 и , то ;

 - 22.410;

Ф10

1э;

Н10

3э.

т

Если X12(2) = 1 и , то ;

 - 22.406; X12(2) - 22.407;

Ф10

2э;

Н10

1э.

т

Если X12(2) = 1 и , то ;

Ф10

2э;

Н10

3э.

т

Если X12(3) = 1 и , то ;

X12(3) - 22.409

Ф10

3э;

Н10

1э.

т

Если X12(3) = 1 и , то ;

Ф10

3э;

Н10

2э.

40.41

Изменение расхода условного топлива при отклонении от нормы способа подачи пара на основные эжекторы () и сообщение персоналу и фактическом (Ф11) и нормативном (Н11) способах подачи пара на эжекторы

т

Если X12(9) = 1 и , то ;

X12(9) - 22.411;  - 22.414;  - 40.38;  - 40.36; nэж - 22.293; τ0 - 6.44;  - 22.416;  - 40.37;

+

В остальных случаях фактический способ подачи пара на эжекторы совпадает с нормативным и

Ф11

K - 13;

Н11

ПТН

т

Если X12(9) = 1 и , то ;

Ф11

K - 13;

Н11

Д

т

Если X12(11) = 1 и , то ;

X12(11) - 22.415

Ф11

Д;

Н11

ПТН

40.42

Изменение расхода условного топлива при отклонении от нормы способа подачи пара на концевые уплотнения турбины () и сообщение персоналу о фактическом (Ф12) и нормативном (Н12) способах подачи пара на уплотнения турбины

т

Если X19(9) = 1 и , то

X19(9) - 22.429;  - 22.430; Дупл - 22.34;  - 22.317;  - 22.318;  - 22.347;  - 22.348 Δв - 27.9;  - 26.113; τ0 - 6.44

+

В остальных случаях фактический способ подачи пара на концевые уплотнения турбины совпадает с нормативным и

Ф12

K - 13;

Н12

Д

Собственные нужды

40.43

Изменение расхода условного топлива при отклонении от нормы состава бустерных насосов () и сообщение персоналу о фактическом (Ф13) и нормативном (Н13) составе бустерных насосов

т

Если X15(2) = 1 и , то

 ;

X15(2) - 22.421;  - 22.422; f - 11.162; Gпв - 22.1; Nбн - 22.302; Δвкомп - 27.8; τ0 - 6.44

+

В остальных случаях фактический состав насосов совпадает с нормативным и изменение расхода топлива равно нулю

Ф13

2Н;

Н13

1Н

40.44

Изменение расхода условного топлива при отклонении от нормы состава конденсатных насосов I ступени () и сообщение персоналу о фактическом (Ф14) и нормативном (Н14) составе конденсатных насосов I ступени

т

Если X16(2) = 1 и , то

 , ;

X16(2) - 22.423;  - 22.424; f - 11.163; - 22.28;  - 22.18;  - 22.23; Nкн1 - 22.311; Δвкомп - 27.8; τ0 - 6.44

+

См. примечание п. 40.43

Ф14

2Н;

Н14

1Н

40.45

Изменение расхода условного топлива при отклонении от нормы состава конденсатных насосов II ступени () и сообщение персоналу о фактическом (Ф15) и нормативном (Н15) составе конденсатных насосов II ступени

т

Если X17(2) = 1 и , то

; ;

X17(2) - 22.425;  - 22.426; f - 11.164; - 22.28; Δвкомп - 27.8; Nкн2 - 22.312; τ0 - 6.44

+

См. примечание п. 40.43

Ф15

2Н;

Н15

1Н

40.46

Изменение расхода условного топлива при отклонении от нормы состава конденсатных насосов ПСВ № 1 () и сообщение персоналу о фактическом (Ф16) и нормативном (Н16) составе конденсатных насосов ПСВ № 1

т

Если X18(2) = 1 и , то

 ;

X18(2) - 22.427;  - 22.428; f 11.165; - 22.21; Δвкомп - 27.8; Nкн пс1 - 22.313; τ0 - 6.44

+

См. примечание п. 40.43

Ф16

2Н;

Н16

1Н

40.47

Изменение расхода условного топлива на турбоагрегат при отклонении от нормы температуры воздуха перед воздухоподогревателем

т/ч

Gкф - 22.9;  - 26.106; Δtкф - 38.3;  - 22.404;  - 40.29;  - 40.28;  - 22.315;  - 22.314;  - 22.345; Δв - 27.9; iкф - 22.104;  - 26.113; iк кф - 22.105

40.48

Изменение расхода условного топлива на энергоблок при отклонении от нормы температуры воздуха перед воздухоподогревателем

т

 - 40.47;  - 38.41;  - 38.41; τ0 - 6.44

40.49

Фильтрация изменений расходов условного топлива

Если , то ΔBj = 0

 - 27.10;  - 5.297;  - 27.12;  - 5.298;  - 27.11;  - 5.299;  - 27.13;  - 5.300;  - 40.3;  - 5.301; ΔBвпр - 40.7;  - 5.302; ΔBс.р - 40.8;  - 5.303; ΔBпс1 - 40.12;  - 5.303; ΔBпс2 - 40.15;  - 5.303;  - 40.17;  - 5.303;  - 40.18;  - 5.303;  - 40.19;  - 5.303;  - 40.20;  - 5.303;  - 40.23;  - 5.303;  - 40.24;  - 5.303; ΔBд7 - 40.27;  - 5.303;  - 40.30;  - 5.303;  - 40.40;  - 5.303;  - 40.41;  - 5.303;  - 40.42;  - 5.303;  - 40.43;  - 5.303;  - 40.44;  - 5.303;  - 40.45;  - 5.303;  - 40.46;  - 5.303;  - 38.41;  - 5.304;  - 40.48;  - 5.305;  - 38.41;  - 5.306

Перерасход условного топлива из-за:

40.50

параметров пара и воды

ΔBп

т

 - 27.10;  - 27.12;  - 27.11;  - 27.13;  - 40.3; ΔBвпр - 40.7; ΔBс.р - 40.8; ΔBпс1 - 40.12; ΔBпс2 - 40.15

+

Перерасходы топлива из-за отклонения от нормы соответствующего показателя суммируются после фильтрации в п. 40.49

40.51

газовоздушного режима котла

ΔBг.в.р

т

 - 38.41;  - 40.47;  - 38.41

+

См. примечание п. 40.50

40.52

структуры тепловой схемы

ΔBстр

т

 - 40.17  - 40.18;  - 40.19;  - 40.20;  - 40.23;  - 40.24; ΔBд7 - 40.27;  - 40.30;  - 40.40;  - 40.41;  - 40.42

+

См. примечание п. 40.50

40.53

расхода электроэнергии на собственные нужды

ΔBс.н

т

 - 40.43;  - 40.44;  - 40.45;  - 40.46

+

См. примечание п. 40.50

40.54

Суммарный перерасход условного топлива

т

ΔBп + ΔBгвр + ΔBстр + ΔBсн

ΔBп - 40.50; ΔBгвр - 40.51; ΔBстр - 40.52; ΔBсн - 40.54

+

Расчетные комплексы для накопления показателей

40.55

Расчетный комплекс

R55

т

 - 40.3;  - 40.2

+

40.56

То же

R56

т

 - 40.7;  - 40.6

+

40.57

-»

R57

 - 40.12; - 22.18; - 22.22

+

40.58

-»

R58

 - 40.15; - 22.23; - 22.26

+

40.59

-»

R59

ч

X14(1) - 22.419;  - 22.420; τ0 - 6.44

+

Если Rj 0, то принять Rj = 0 (j = 59)

40.60

-»

R60

ч

X2(3) - 22.361;  - 22.362; τ0 - 6.44

+

To же для j = 60

40.61

-»

R61

ч

X3(3) - 22.367;  - 22.368; τ0 - 6.44

+

To же для j = 61

40.62

-»

R62

ч

X4(3) - 22.373;  - 22.374; τ0 - 6.44

+

To же для j = 62

40.63

-»

R63

ч

X5(3) - 22.379;  - 22.380; τ0 - 6.44

+

To же для j = 63

40.64

-»

R64

ч

X6(7) - 22.385;  - 22.386; τ0 - 6.44

+

Если Rj < 0, то принять Ri = 0 (j = 64)

40.65

-»

R65

ч

X6(3) - 22.387;  - 22.388; τ0 - 6.44

+

To же для j = 65

40.66

-»

R66

ч

X7(6) - 22.392;  - 22.393; τ0 - 6.44

+

To же для j = 66

40.67

-»

R67

ч

X10(8) - 22.398;  - 22.399; τ0 - 6.44

+

To же для j = 67

40.68

-»

R68

ч

X10(9) - 22.400;  - 22.401; τ0 - 6.44

+

To же для j = 68

40.69

-»

R69

ч

X11(9) - 22.403;  - 22.404; τ0 - 6.44

+

To же для j = 69

40.70

-»

R70

ч

X12(1) - 22.405;  - 22.406; τ0 - 6.44

+

To же для j = 70

40.71

-»

R71

ч

X12(2) - 22.407;  - 22.408; τ0 - 6.44

+

To же для j = 71

40.72

-»

R72

ч

X12(3) - 22.409;  - 22.410; τ0 - 6.44

+

Если Rj < 0, то принять Rj = 0 (j = 72)

40.73

-»

R73

ч

X12(11) - 22.415;  - 22.416; τ0 - 6.44

+

To же для j = 73

40.74

-»

R74

ч

X12(9) - 22.411;  - 22.412; τ0 - 6.44

+

To же для j = 74

40.75

-»

R75

ч

 - 22.429;  - 22.430; τ0 - 6.44

+

To же для j = 75

40.76

-»

R76

ч

X15(2) - 22.421;  - 22.422; τ0 - 6.44

+

To же для j = 76

40.77

-»

R77

ч

X16(2) - 22.423;  - 22.424; τ0 - 6.44

+

To же для j = 77

40.78

-»

R78

ч

X17(2) - 22.425;  - 22.426; τ0 - 6.44

+

To же для j = 78

40.79

-»

R79

ч

X18(2) - 22.427;  - 22.428; τ0 - 6.44

+

To же для j = 79

40.80

-»

R80

τ0

τ0 - 6.44

+

4.9. Расчет относительных показателей для анализа оперативно-регулируемых параметров энергоблока

Таблица 41

Номер показателя

Наименование показателя

Обозначение

Размерность

Контрольное значение

Исходная информация

A*

B

λ

1

2

3

4

5

6

7

8

Расчетная формула , где A и B - накопленные величины, λ - масштабный коэффициент

41.1

Отклонение давления на стороне нагнетания питательных насосов

40.3

40.55

1

41.2

Относительный перерасход топлива из-за отклонения давления на стороне нагнетания питательных насосов

%

40.3

25.38

102

41.3

Отклонение впрыска питательной воды от нормативного значения

40.7

40.56

1

41.4

Относительный перерасход топлива из-за отклонения впрыска от нормативного значения

ΔBвпр

%

40.7

25.38

102

41.5

Отклонение характеристики способа регулирования мощности блока при скользящем начальном давлении пара от нормативного значения

ΔX14(1)

40.59

40.80

1

41.6

Относительный перерасход топлива из-за отклонения способа регулирования мощности энергоблока от нормативного значения

ΔBс.р

%

40.8

25.38

102

41.7

Отклонение расхода конденсата ПСВ № 1 на обессоливание от нормативного значения

т/ч

40.12

40.57

1

41.8

Относительный перерасход топлива из-за отклонения конденсата ПСВ № 1 на обессоливание от нормативного значения

ΔBпс1

%

40.12

25.38

102

41.9

Отклонение расхода конденсата ПСВ № 2 на обессоливание от нормативного значения

т/ч

40.15

40.58

1

41.10

Относительный перерасход топлива из-за отклонения расхода конденсата ПСВ № 2 на обессоливание от нормативного значения

ΔBпс2

%

40.15

25.38

102

41.11

Отклонение характеристики слива конденсата ПНД № 2 в конденсатор от нормативного значения

ΔX2(3)

40.60

40.80

1

41.12

Относительный перерасход топлива из-за отклонения от нормы направления слива конденсата ПНД № 2

%

40.17

25.38

102

41.13

Отклонение характеристики слива конденсата ПНД № 3 в конденсатор от нормативного значения

40.61

40.80

1

41.14

Относительный перерасход топлива из-за отклонения от нормы направления слива конденсата ПНД № 3

%

40.18

25.38

102

41.15

Отклонение характеристики слива конденсата ПНД № 4 в конденсатор от нормативного значения

40.62

40.80

1

41.16

Относительный перерасход топлива из-за отклонения от нормы направления слива конденсата ПНД № 4

%

40.19

25.38

102

41.17

Отклонение характеристики слива конденсата ПНД № 5 в конденсатор от нормативного значения

40.63

40.80

1

41.18

Относительный перерасход топлива из-за отклонения от нормы направления слива конденсата ПНД № 4

%

40.20

25.38

102

41.19

Отклонение характеристики слива конденсата ПВД № 6 в ПНД № 5 от нормативного значения

40.64

40.80

1

41.20

Отклонение характеристики слива конденсата ПВД № 6 в конденсатор от нормативного значения

40.65

40.80

1

41.21

Относительный перерасход топлива из-за отклонения от нормы направления слива конденсата ПВД № 6

%

40.23

25.38

102

41.22

Отклонение характеристики слива конденсата ПВД № 7 в деаэратор от нормативного значения

40.66

40.80

1

41.23

Относительный перерасход топлива из-за отклонения от нормы направления слива конденсата ПВД № 7

%

40.24

25.38

102

41.24

Отклонение характеристики подачи пара на деаэратор из отбора на ПВД № 6 от нормативного значения

40.67

40.80

1

41.25

Отклонение характеристики подачи пара на деаэратор из коллектора 13 кгс/см2 от нормативного значения

40.68

40.80

1

41.26

Относительный перерасход топлива из-за отклонения от нормы способа подачи пара на деаэратор

%

40.27

25.38

102

41.27

Отклонение характеристики подачи пара на калориферы котла из коллектора 13 кгс/см2 от нормативного значения

40.69

40.80

1

41.28

Относительный перерасход топлива из-за отклонения от нормы способа подачи пара на калориферы котла

%

40.30

25.38

102

Отклонение от нормативного значения характеристики состава работы:

41.29

одного эжектора

40.70

40.80

1

41.30

двух эжекторов

40.71

40.80

1

41.31

трех эжекторов

40.72

40.80

1

41.32

Относительный перерасход топлива из-за отклонения от нормы состава эжекторов

%

40.40

25.38

102

Отклонение от нормативного значения характеристики подачи пара на эжекторы:

41.33

из деаэратора

40.73

40.80

1

41.34

из коллектора 13 кгс/см2

40.74

40.80

1

41.35

Относительный перерасход топлива из-за отклонения от нормы способа подачи пара на эжекторы

%

40.41

25.38

102

41.36

Отклонение характеристики подачи пара на концевые уплотнения турбины из коллектора 13 кгс/см2 от нормативного значения

40.75

40.80

1

41.37

Относительный перерасход топлива из-за отклонения от нормы способа подачи пара на концевые уплотнения турбины

%

40.42

25.38

102

41.38

Отклонение характеристики состава работы двух бустерных насосов от нормативного значения

40.76

40.80

1

41.39

Относительный перерасход топлива из-за отклонения от нормы состава бустерных насосов

%

40.43

25.38

102

41.40

Отклонение характеристики состава работы двух конденсатных насосов I ступени от нормативного значения

40.77

40.80

1

41.41

Относительный перерасход топлива из-за отклонения от нормы состава конденсатных насосов I ступени

%

40.44

25.38

102

41.42

Отклонение характеристики состава работы двух конденсатных насосов II ступени от нормативного значения

40.78

40.80

1

41.43

Относительный перерасход топлива из-за отклонения от нормы состава конденсатных насосов II ступени

%

40.45

25.38

102

41.44

Отклонение характеристики состава работы двух конденсатных насосов ПСВ № 1 от нормативного значения

40.79

40.80

1

41.45

Относительный перерасход топлива из-за отклонения от нормы состава конденсатных насосов ПСВ № 1

%

40.46

25.38

102

Относительный перерасход топлива из-за отклонения от нормы:

41.46

температуры свежего пара перед стопорными клапанами турбины

%

27.10

25.38

102

41.47

давления свежего пара перед стопорными клапанами турбины

%

27.12

25.38

102

41.48

температуры пара в тракте промперегрева перед стопорными клапанами ЦСД

%

27.11

25.38

102

41.49

сопротивления тракта промперегрева

%

27.13

25.38

102

41.50

коэффициента избытка воздуха в топке

ΔB14

%

38.42

25.38

102

41.51

температуры воздуха перед воздухоподогревателем

%

40.48

25.38

102

41.52

разрежения газов в верху топки

ΔB17

%

38.42

25.38

102

Относительный перерасход топлива из-за:

41.53

параметров пара и воды

ΔBп

%

40.50

25.38

102

41.54

газовоздушного режима котла

ΔBгвр

%

40.51

25.38

102

41.55

структуры тепловой схемы

ΔBстр

%

40.52

25.38

102

41.56

расхода электроэнергии на собственные нужды

%

40.53

25.38

102

41.57

Относительный суммарный перерасход топлива

%

40.54

25.38

102

* Перерасходы топлива после фильтрации в п. 40.49.

4.10. Расчет небаланса по перерасходам топлива энергоблока

Таблица 42

Номер показателя

Наименование показателя

Обозначение

Размерность

Формула вычисления

Контрольное значение

Исходная информация

Накопление

Примечание

1

2

3

4

5

6

7

8

9

42.1

Перерасход условного топлива по отпуску электроэнергии

т

1. Конденсационный режим или работа по электрическому графику (K60 = 1, K63 = 1)

2. Работа по тепловому графику (K57 = 1)

 - 27.1; K60 - 2.60; K63 - 2.63; K57 - 2.57;  - 27.15;  - 27.52

+

42.2

Перерасход условного топлива по отпуску тепловой энергии

т

1. Конденсационный режим или работа по электрическому графику(K60 = 1, K63 = 1)

2. Работа по тепловому графику (K57 = 1)

K60 - 2.60; K63 - 2.63;  - 27.2; K57 - 2.57;  - 27.24;  - 27.53

+

42.3

Суммарный перерасход условного топлива

ΔB

т

 - 42.1;  - 42.2

+

42.4

То же

%

ΔB - 42.3; Bк - 25.38

42.5

Энергосистемный перерасход условного топлива

ΔBсист.

т

При работе данного энергоблока и всех остальных энергоблоков ТЭЦ по тепловому графику (K57 = 1) ΔBсист = ΔB

Во всех остальных случаях ΔBсист = 0

K57 - 2.57; ΔB - 42.3

+

42.6

То же

%

ΔBсист - 42.5; Bк - 25.38

42.7

Невязка баланса по перерасходу топлива

ΔBнеб

т

ΔB - 42.3;  - 40.54; ΔBк - 38.43; ΔBПЭН - 37.11; ΔBПТН - 37.28;  - 33.33; ΔBрег - 36.54;  - 35.82;  - 34.18;  - 27.41

+

42.8

То же

%

ΔBнеб - 42.7; Bк - 25.38

5. РАСЧЕТ ОТЧЕТНЫХ ПОКАЗАТЕЛЕЙ ПИКОВЫХ ВОДОГРЕЙНЫХ КОТЛОВ В ОБЪЕМЕ ФОРМЫ № 3-ТЕХ (ЭНЕРГО)

5.1. Расчет накапливаемых фактических показателей котла

Таблица 43

Номер показателя

Наименование показателя

Обозначение

Размерность

Формула вычисления

Контрольное значение

Исходная информация

Накопление

Примечание

1

2

3

4

5

6

7

8

9

43.1

Условие проведения расчетов

K89j = 1

K89j - 2.89

43.2

...

43.3

Средняя тепловая нагрузка ПВК

QПВК

Гкал/ч

  - 22.66;  - 22.129;  - 22.130

43.4

Теплопроизводительность брутто ПВК

Гкал

QПВКτ0

QПВК - 43.3; τ0 - 6.44

+

43.5

Теплоемкость мазута

cтл

ккал/(кг ∙·°С)

 - 22.214

43.6

Физическое тепло мазута

Qтл

Гкал

 - 9.25; cтл - 43.5; tм - 22.214; τ0 - 6.44

43.7

Тепло, сообщенное мазуту

Гкал

 - 9.25; cтл - 43.5;  - 22.204;  - 22.216; τ0 - 6.44

+

43.8

Расход мазута на котел в условном топливе

т

 - 9.25;  - 6.1

+

43.9

Расход газа на котел в условном топливе

т

 - 9.26;  - 6.2; τ0 - 6.44

+

43.10

Доля газа в расходе топлива на ПВК

 - 43.9;  - 43.8

43.11

Коэффициент избытка воздуха за ПВК

 - 43.10;  - 4.250

43.12

Доля мазута в расходе топлива на ПВК

1 -

 - 43.10

43.13

Коэффициент для определения потерь тепла с уходящими газами при сжигании смеси топлив

K

 - 43.10;  - 6.5;  - 6.1;  - 43.12

43.14

Коэффициент для определения потерь тепла с уходящими газами при сжигании смеси топлив

C

 - 43.10;  - 6.5;  - 6.1;  - 43.12

43.15

То же

B

 - 43.10;  - 43.12

43.16

Коэффициент, учитывающий физическое тепло топлива

KQ

 - 43.8;  - 43.9; Qтл - 43.6

Потери тепла:

43.17

с уходящими газами

%

K - 43.13;  - 43.11; C - 43.14;  - 22.212; в - 43.15; tнв  - 22.215; KQ - 43.16

43.18

в окружающую среду

%

 - 9.50; QПВК - 43.3

КПД брутто ПВК:

43.19

по обратному балансу

%

 - 43.17;  - 43.18

43.20

по прямому балансу

%

QПВК - 43.3;  - 43.8;  - 43.9;  - 9.25; cтл - 43.5;  - 22.214

43.21

Расход условного топлива на котел (по обратному балансу)

BПВК

т

 - 43.4;  - 43.19; Qтл - 43.6

+

43.22

Расход мазута на котел по обратному балансу (расчетный)

т/ч

BПВК - 43.21;  - 43.9;  - 6.1; τ0 - 6.44

43.23

Располагаемое тепло топлива

Гкал

BПВК7 + Qтл

BПВК - 43.21; Qтл - 43.6

43.24

Расход мазута на котел в условном топливе (по обратному балансу)

т

BПВК - 43.21;  - 43.9

43.25

Располагаемое тепло топлива (по измерениям газа и мазута)

Гкал

 - 43.8;  - 43.9; Qтл - 43.6

43.26

Расход электроэнергии на СН ПВК

кВт ∙ ч

 - 22.309; τ0 - 6.44; l - 9.51

+

43.27 ÷ 43.29

...

43.30

Расчетный комплекс

p30

°С ∙ Гкал

 - 4.242; QПВК - 43.3

+

43.31

-»

p31

°С ∙ Гкал

 - 4.243; QПВК - 43.3

+

43.32

-»

p32

°С ∙ т

 - 4.249; BПВК - 43.21

+

43.33

-»

p33

т

 - 43.11; BПВК - 43.21

+

43.34

-»

p34

Гкал

 - 43.17;  - 43.23

+

43.35

-»

p35

Гкал

 - 43.18;  - 43.23

+

43.36

-»

p36

°С

tнвτ0

tнв - 4.298; τ0 - 6.44

+

5.2. Расчет накапливаемых нормативных показателей котла

Таблица 44

Номер показателя

Наименование показателя

Обозначение

Размерность

Формула вычисления

Значение в контрольном примере

Исходная информация

Накопление

Примечание

1

2

3

4

5

6

7

8

9

44.1

Температура уходящих газов

°С

f - 11.137; tнв - 22.215;  - 5.399;  - 22.211;  - 5.400;  - 5.401;  - 5.402; QПВК - 43.3

44.2

Коэффициент избытка воздуха за ПВК

f - 11.138

Потери тепла:

44.3

с уходящими газами

%

K - 43.13; C - 43.14; в - 43.15;  - 44.1;  - 44.2; tнв - 22.215; KQ - 43.16

44.4

...

44.5

в окружающую среду

%

 - 5.398;  - 5.397; QПВК - 43.3

44.6

КПД брутто ПВК

%

 - 44.3;  - 44.5

44.7

Расход электроэнергии на СН ПВК за первичный интервал обработки

кВт ∙ ч

 

f - 11.56; QПВК - 43.3; τ0 - 6.44

+

44.8

Расход условного топлива на ПВК за первичный интервал

т

QПВК - 43.3; τ0 - 6.44;  - 44.6

+

44.9

Располагаемое тепло топлива

Гкал

 - 44.8;  - 43.16

+

44.10

Расчетные комплексы

°С ∙ т

 - 44.1;  - 44.8

+

44.11

То же

т

 - 44.2;  - 44.8

+

44.12

-»

% ∙ Гкал

 - 44.3;  - 44.9

+

44.13

-»

% ∙ Гкал

 - 44.5;  - 44.9

+

5.3. Расчет перерасходов топлива из-за отклонения показателей котла от нормативных значений

Таблица 45

Номер показателя

Наименование показателя

Обозначение

Размерность

Формула вычисления

Значение в контрольном примере

Исходная информация

Накопление

Примечание

1

2

3

4

5

6

7

8

9

45.1

Общий перерасход условного топлива из-за пониженной экономичности ПВК

ΔBПВК

т

 - 44.6;  - 43.19; BПВК - 43.21

+

45.2

Перерасход условного топлива из-за повышенной температуры уходящих газов

т

 - 5.111;  - 22.212;  - 44.1; BПВК - 43.21;  - 44.6

+

Перерасход условного топлива из-за повышенного:

45.3

избытка воздуха в уходящих газах

т

 - 5.114;

 - 43.11;  - 44.2; BПВК - 43.21;  - 44.6

+

45.4

расхода электроэнергии на СН ПВК

т

 - 43.26;  - 44.7; Δвкомп - 27.8

+

5.4. Расчет относительных показателей котла

Таблица 46

Номер показателя

Наименование показателя

Обозначение

Размерность

Контрольное значение

Исходная информация

A

B

λ

1

2

3

4

5

6

7

8

Расчетная формула , где A и B - накопленные величины; λ - масштабный коэффициент

Фактические показатели

46.1

Средняя тепловая нагрузка

QПВК

Гкал/ч

43.4

6.44

1

Температура сетевой воды:

46.2

на входе в котел

°С

43.30

6.44

1

46.3

на выходе из котла

°С

43.31

43.3

1

46.4

Температура холодного воздуха

tнв

°С

43.36

6.44

1

46.5

Температура уходящих газов

°С

43.32

43.21

1

46.6

Коэффициент избытка воздуха

43.33

43.21

1

46.7

Расход условного топлива на котел (по обратному балансу)

BПВК

т/ч

43.21

6.44

1

46.8

Расход мазута на котел в условном топливе

т/ч

43.24

6.44

1

46.9

Расход газа на котел в условном топливе

т/ч

43.9

6.44

1

Потери тепла котлом:

46.10

с уходящими газами

%

43.34

43.23

1

46.11

в окружающую среду

%

43.35

43.23

1

КПД брутто котла:

46.12

по обратному балансу

%

43.4

43.23

1

46.13

по прямому балансу

%

43.4

43.25

1

46.14

Время работы котла

τраб

ч

6.44

1

1

46.15

Расход электроэнергии на собственные нужды

кВт ∙ ч/Гкал

43.26

43.4

1

Нормативные показатели

46.16

Температура уходящих газов

°C

44.10

44.8

1

46.17

Коэффициент избытка воздуха за котлом

44.10

44.9

1

Потери тепла:

46.18

с уходящими газами

%

44.12

44.9

1

46.19

в окружающую среду

%

44.13

44.9

1

46.20

Расход электроэнергии на СН котла

кВт ∙ ч/Гкал

44.7

6.44

1

46.21

Средний расход условного топлива на котел

т/ч

46.21

6.44

1

6. РАСЧЕТ ОТЧЕТНЫХ ПОКАЗАТЕЛЕЙ ТЭЦ В ОБЪЕМЕ ФОРМЫ № 3-ТЕХ (ЭНЕРГО)

6.1. Расчет накапливаемых показателей

Таблица 47

Номер показателя

Наименование показателя

Обозначение

Размерность

Формула вычисления

Контрольное значение

Исходная информация

Накопление

Примечание

1

2

3

4

5

6

7

8

9

47.1

...

47.2

Выработка электроэнергии ТЭЦ (очередью)

э

кВт ∙ ч

K1 - 2.1; эбл - 25.80; n - 9.21

+

47.3

Отпуск электроэнергии ТЭЦ (очередью)

эот

кВт ∙ ч

K1 - 2.1;  - 25.81; n - 9.21

+

47.4

Полезный отпуск тепловой энергии ТЭЦ (очередью)

Qот

Гкал

Gпод - 8.161;  - 22.131;  - 22.117; Gобр - 8.162;  - 22.132; K94 - 2.94; τ0 - 6.44; z - см. примечание к п. 9.45

+

Расход условного топлива:

47.5

по ТЭЦ (очереди)

B

т

n - 9.21; K1 - 2.1; Bк - 25.38; l - 9.47; K89 - 2.89; ВПВК - 43.21; K95 - 2.95; BКНД - 9.48

+

47.6

на отпуск электроэнергии по энергетическим котлам

т

n - 9.21; K1 - 2.1; Bэ - 25.82

+

47.6.1

с учетом пусков

т

Bэ мес - 30.1

+

47.7

Доля топлива КНД, относимая на производство электроэнергии

 - 47.6; B - 47.5

Расход условного топлива на отпуск:

47.8

электроэнергии по ТЭЦ

Bэ

т

 - 47.6;  - 47.7; K95 - 2.95; BКНД - 9.48

+

47.8.1

то же с учетом пусков

Bэ мес

т

 - 47.6.1

+

47.9

тепловой энергии по ТЭЦ

Bтэ

т

B - Bэ

B - 47.5; Bэ - 47.8

+

Расход электроэнергии:

47.10

на механизмы ПВК и перекачивающие насосы по ТЭЦ (очереди)

кВт ∙ ч

 - 22.309; Nпер - 22.310; τ0 - 6.44

+

47.11

на теплофикационную установку ТЭЦ (очереди)

этепл

кВт ∙ ч

n - 9.21; K1 - 2.1;  - 25.75;  - 47.10

+

47.12

на отпуск тепловой энергии ТЭЦ (очередью)

кВт ∙ ч

n - 9.21; K1 - 2.1;  - 25.78;  - 47.10

+

47.13

на выработку электроэнергии ТЭЦ (очередью)

кВт ∙ ч

n - 9.21; K1 - 2.1;  - 25.77; K95 - 2.95;  - 47.7;  - 8.233; τ0 - 6.44

+

47.14

Расход питательной воды по ТЭЦ (очереди)

Gпв

т

n - 9.21; Gпв - 22.1; Gвпр - 22.5

+

47.15

Добавок химически обессоленной воды по ТЭЦ (очереди)

Gдоб

т

n - 9.21;  - 22.33; K1 - 2.1

+

47.16

Потери конденсата с продувкой котлов

т

n - 9.21;  - 25.96; K1 - 2.1

+

Перерасход топлива из-за отклонения фактического состояния от нормативного:

47.17

R-й градирни

Δвг(R)

т

Δвкомп - 27.8;  - 23.19; τ0 - 6.44

+

47.18

всех градирен в комплексе

Δвгк

т

Δвкомп - 27.8; ΔNг - 23.21; τ0 - 6.44

+

47.19

Суммарный перерасход топлива по ТЭЦ (очереди)

т

n - 9.21; ΔB - 42.3; K1 - 2.1; l - 9.47; ΔBПВК - 45.1; K89 - 2.89; ΔBгк - 47.18

+

Перерасход топлива:

47.20

по отпуску электроэнергии

т

n - 9.21; ΔBэ - 42.1; K1 - 2.1; ΔBгк - 47.18

+

47.21

по отпуску тепловой энергии

т

ΔB - ΔBэ

ΔB - 47.19; ΔBэ - 47.20

47.22

из-за отклонения фактического режима циркуляционных насосов от оптимального

ΔBцн

т

Δвкомп - 27.8;  - 24.90; j = Ø; τ0 - 6.44

47.23

в целом по циркуляционной системе

ΔBцс

т

ΔBгк + ΔBцн

ΔBгк - 47.18; ΔBцн - 47.22

+

47.24

Энергосистемный перерасход топлива из-за ухудшения работы оборудования ТЭЦ в целом

ΔBсист

т

При работе всех энергоблоков ТЭЦ по тепловому графику

(Ki = 1)

Во всех остальных случаях

ΔBсист = 0

ΔBбл - 42.5; n - 9.21; ΔBцс - 47.23

+

47.25

Отпуск тепла пиковыми водогрейными котлами

QПВК

Гкал

l - 9.47;  - 43.4

+

47.26

Расчетный комплекс

Gпод

Gпод - 8.161; τ0 - 6.44; z - см. примечание к п. 9.45

+

47.27

То же

°С ∙ т

tобр - 4.256; Gпод - 8.161; τ0 - 6.44

+

47.28

-»

°С ∙ т

tпод - 4.253; Gпод - 8.161; τ0 - 6.44

+

47.29

Расчетный комплекс

Qт

Гкал

Qт - 25.54; n - 9.21

+

47.30

То же

т

Gсв - 22.15; τ0 - 6.44; n - 9.21

+

47.31

-»

°С ∙ ч

 - 25.131; n - 9.21

+

47.32

-»

кВт ∙ ч

этф - 25.67; n - 9.21

+

47.33

-»

т

Bг - 25.11; n - 9.21

+

47.34

-»

т

Bм - 25.12; n - 9.21

+

47.35

-»

т

 - 25.13; n - 9.21

+

6.2. Расчет относительных показателей

Таблица 48

Номер показателя

Наименование показателя

Обозначение

Размерность

Контрольное значение

Исходная информация

A

B

λ

1

2

3

4

5

6

7

8

Расчетная формула: , где A и B - накопленные величины, λ - масштабный коэффициент

Удельный расход условного топлива:

48.1

на отпущенную электроэнергию

вэ

г/(кВт ∙ ч)

47.8

47.3

106

48.2

на отпущенную тепловую энергию

втэ

кг/Гкал

47.9

47.4

103

48.2а

на отпущенную электроэнергию в месячном интервале (с учетом пусков)

вэ мес

г/(кВт ∙ ч)

47.8.1

47.3

106

Расход электроэнергии на собственные нужды:

48.3

на выработку электроэнергии

%

47.13

47.2

102

48.4

на отпуск тепловой энергии

кВт ∙ ч/Гкал

47.12

47.4

1

48.5

на теплофикационную установку

этепл

кВт ∙ ч/Гкал

47.11

47.4

1

Внутристанционные потери пара, конденсата и питательной воды:

48.6

всего

qпот

%

47.15

47.14

102

48.7

в том числе с продувкой котлов

%

47.36

47.14

102

Характеристики топлива, сожженного на ТЭЦ:

Низшая теплота сгорания:

48.8

твердого топлива

ккал/кг

6.3

1

1

48.9

мазута

ккал/кг

6.1

1

1

48.10

газа

ккал/кг

6.2

1

1

Влажность на рабочую массу:

48.11

твердого топлива

%

6.4

1

1

48.12

мазута

%

6.5

1

1

48.13

Зольность на рабочую массу твердого топлива

%

6.15

1

1

Содержание серы на рабочую массу:

48.14

твердого топлива

%

6.54

1

1

48.15

мазута

%

6.55

1

1

Перерасход топлива по ТЭЦ:

48.16

суммарный

%

47.19

47.5

102

В том числе:

48.17

по отпуску электроэнергии

%

47.20

47.5

102

48.18

по отпуску тепловой энергии

%

47.21

47.5

102

Перерасход топлива из-за ухудшения работы:

48.19

энергоблоков

%

42.3

47.5

102

48.20

пиковых водогрейных котлов

%

45.1

47.5

102

48.21

циркуляционных насосов

%

47.22

47.5

102

48.22

градирен

%

47.18

47.5

102

48.23

Энергосистемный перерасход топлива

%

47.24

47.5

102

Температура воды:

после каждой градирни:

48.24

фактическая

°С

23.34

23.33

1

48.25

нормативная

°С

23.36

23.33

1

после всех градирен:

48.26

фактическая

°С

23.35

23.33

1

48.27

нормативная

°С

23.37

23.33

1

Перерасход топлива:

48.28

из-за изменения технического состояния каждой градирни

%

47.17

47.5

48.29

в целом по циркуляционной системе

%

47.24

47.5

48.30

Отклонение фактического расхода воды циркуляционной системы от нормативного

м3/ч

24.96

23.40

1

Отклонение фактической температуры воды:

48.31

после каждой градирни от нормативной

°С

23.38

23.33

1

48.32

после всех градирен от нормативной

°С

23.39

23.33

1

48.33

Электрическая нагрузка ТЭЦ

NТЭЦ

МВт

47.2

6.44

10-3

Тепловая нагрузка:

48.34

ТЭЦ

QТЭЦ

Гкал/ч

47.4

6.44

1

48.35

пиковых котлов

QПВК

Гкал/ч

47.25

6.44

1

48.36

Суммарное количество сетевой воды, отпускаемой в прямые магистрали

Gпод

т/ч

47.26

6.44

1

Средняя температура:

48.37

обратной сетевой воды

tобр

°С

47.27

47.26

1

48.38

в прямых магистралях

tпод

°С

47.28

47.26

1

48.39

Суммарный расход сетевой воды через ПСВ турбин

Gсв

т/ч

47.30

6.44

1

48.40

Суммарная тепловая нагрузка ПСВ турбин

Qт

Гкал/ч

47.29

6.44

1

48.41

Средняя температура охлаждающей воды перед конденсаторами

°С

47.31

6.44

1

48.42

Теплофикационная мощность ТЭЦ

МВт

47.32

6.44

1

48.43

Доля сжигаемого газа на ТЭЦ

47.33

47.35

1

48.44

Доля сжигаемого мазута на ТЭЦ

47.34

47.35

1

7. РАСЧЕТ ПОПРАВКИ К РАСХОДНОЙ ХАРАКТЕРИСТИКЕ ЭНЕРГОБЛОКА НА ЕГО ФАКТИЧЕСКОЕ СОСТОЯНИЕ (ДЛЯ ОПТИМИЗАЦИИ РЕЖИМОВ ТЭЦ)

7.1. Турбоагрегат

Таблица 49

Номер показателя

Наименование показателя

Обозначение

Размерность

Формула вычисления

Контрольное значение

Исходная информация

Примечание

1

2

3

4

5

6

7

8

Удельные показатели состояния узлов турбоагрегата

49.1

Коэффициент, характеризующий изменение расхода пара из I камеры переднего уплотнения ЦВД

;

 - 22.62; f - 11.1; Д0 = Gпв - 22.1

49.2

Коэффициент, характеризующий изменение расхода пара из II камеры переднего уплотнения ЦВД

;

 - 22.63; f - 11.2; Д0 = Gпв - 22.1

Коэффициент, характеризующий состояние:

49.3

заднего уплотнения ЦВД

;

 - 22.64; f - 11.3; Д0 = Gпв - 22.1

49.4

переднего уплотнения ЦСД № 1

;

 Дпу.ЦСД1 - 22.65; f - 11.4; Д0 = Gпв - 22.1

49.5

j-го регенеративного подогревателя

Kп j

ккал/кг

ΔQj - 36.12; Gпв - 22.1

49.6

обводной арматуры ПВД

 - 22.80; Gпв - 22.1

49.7

Коэффициент, характеризующий расход пара на калориферы котла

Kкф

Gкф - 22.9; Gпв - 22.1

Определение параметров рассчитываемого режима

49.8

Определение режима и последовательности расчета

Если Rк = 1, то переход к п. 49.62

Если , ,  или , то переход к п. 49.9

Если , то останов программы

Rк

см. примечание

Массив параметров R формируется отдельно и вводится вручную

49.9

Температура сетевой воды после ПСВ

°С

, α = 0, 1, 2, ..., n

Если , то переход к следующему режиму

 - 5.199; Шпс - 5.233;  - 5.202

После каждого шага итерации расчет продолжается в указанной последовательности

49.10

Расход сетевой воды через ПСВ

т/ч

; β = 0, 1, 2, ..., n

Если , то переход к следующему шагу итерации п. 49.9

 - 5.197;  - 5.233;  - 5.198

См. примечание п. 49.9

49.11

Температура обратной сетевой воды

°С

,

 - 49.9;  - 5.196

Если  или , то

tос - 22.256

Параметр состояния:

49.12

ПСВ № 1

ккал 0,5/град 0,5

;

 - 49.10; f - 11.5

49.13

ПСВ № 2

ккал 0,5/град 0,5

;

 - 49.10; f - 11.6

49.14

Тепловая нагрузка турбоагрегата

Гкал/ч

Если , то переход к следующему шагу итерации п. 49.9

 - 49.10; Δtпс - 49.11;  - 5.200

49.15

Условие проведения расчетов

Если ,  или , то переход к п. 49.19

 - 49.8;  - 49.8;  - 49.8

49.16

Температурный напор ПСВ № 1

°С

;

 - 49.14;  - 49.10; f - 11.5

 или

49.17

Температура насыщения пара в ПСВ № 1

°С

 - 4.9;  - 49.16

 или

49.18

Давление пара в ПСВ № 1

кгс/см2

 переход к п. 49.29

f - 7.5;  - 49.17

49.19

Минимальное значение температуры насыщения пара в ПСВ № 1

°С

 - 49.11

,  или

49.20

Давление пара в ПСВ № 1

кгс/см2

, φ = 0, 1, 2, ..., n

f - 7.5;  - 49.19

 - зависит от вида конечной функции и в программе рассчитывается

49.21

Температура насыщения пара в ПСВ № 1

°С

f - 7.6;  - 49.20

49.22

Условие проведения расчетов

Если  или ,то переход к п. 49.27

 - 49.8;  - 49.8

Тепловая нагрузка:

49.23

встроенного пучка

Гкал/ч

Kт - 6.38; Δiк - 5.203;  - 49.20; Qпц - 6.37

49.24

ПСВ № 1

Гкал/ч

;

f - 11.5;  - 49.10;  - 49.21;  - 49.11;  - 49.23

Температура сетевой воды перед

49.25

ПСВ № 1

°С

 - 49.11;  - 49.23;  - 49.10

49.26

Температура сетевой воды за ПСВ № 1

°С

, переход к п. 49.29

 - 49.25;  - 49.24;  - 49.10

49.27

Тепловая нагрузка ПСВ № 1

Гкал/ч

;

f - 11.5;  - 49.10;  - 49.21;  - 49.11

 или

49.28

Температура сетевой воды за ПСВ № 1

°С

 - 49.11;  - 49.27;  - 49.10

49.29

Расход пара из отбора на ПСВ № 1

т/ч

 - 49.27; Δiпс1 - 5.204

 или

 - 49.24

 - 49.19

 или

49.30

Потери давления пара в паропроводе от отбора до ПСВ № 1

кгс/см2

 - 5.238;  - 49.29;  - 5.239;  - 49.20

,  или

 - 49.18

 или

49.31

Давление пара в отборе на ПСВ № 1

кгс/см2

 - 49.30;  - 49.20

 - 49.18

 или

49.32

Проверка верхней границы давления пара в отборе на ПСВ № 1

Если , то переход к следующему шагу итерации п. 49.9

 - 49.31;  - 5.207

49.33

Условие проведения расчетов

Если ,  или , то переход к п. 49.35

 - 49.8;  - 49.8;  - 49.8

49.34

Проверка нижней границы по давлению пара в отборе на ПСВ № 1

Если , то переход к п. 49.43

Если , то переход к следующему шагу итерации п. 49.9

 - 49.31;  - 5.206

49.35

Тепловая нагрузка ПСВ № 2

Гкал/ч

 - 49.14;  - 49.27

Если , то

 - 49.24;  - 49.23

Если , то переход к п. 49.20

 - 5.201

49.36

Температурный напор в ПСВ № 2

°С

;

 - 49.35;  - 49.36; f - 11.6

49.37

Температура насыщения в ПСВ № 2

°С

 - 49.9;  - 49.36

49.38

Давление пара в ПСВ № 2

кгс/см2

f - 7.5;  - 49.37

49.39

Расход пара из отбора турбины на ПСВ № 2

т/ч

 - 49.35;  - 5.205

49.40

Потери давления в паропроводе от отбора до ПСВ № 2

кгс/см2

 - 5.240;  - 49.39;  - 5.241;  - 49.38

49.41

Давление пара в отборе на ПСВ № 2

кгс/см2

 - 49.38;  - 49.40

49.42

Проверка верхней и нижней границы по давлению пара в отборе на ПСВ № 2

Если  или , то переход к следующему шагу итерации п. 49.9

 - 5.209;  - 5.208;  - 49.41

49.43

Мощность на клеммах генератора

МВт

Если , то

Если , то

Если , то

Если  или , то , , γ = 0, 1, 2, ..., n

f1 - 11.37; f2 - 11.42; f3 - 11.47;  - 49.14;  - 49.31;  - 49.41; ШN - 5.235;  - 49.8;  - 49.8;  - 49.8;  - 49.8;  - 49.8

49.44

Проверка верхней границы по мощности

Если , то переход к следующему шагу итерации п. 49.10

 - 49.43;  - 5.216

49.45

Расход свежего пара на турбину

т/ч

Если , то

Если , то

Если , то

Если , то

; ;

Если , то

;

Если , то

;

;

;

;

;

f1 - 11.36; f2 - 11.40; f3 - 11.49; f4 - 11.36; f6 - 11.38; f7 - 11.39; f8 - 11.43;  - 49.43;  - 49.31;  - 49.41; f9 - 11.44; f10 - 11.40; f11 - 11.45; f12 - 11.46;  - 49.14;  - 49.8;  - 49.8;  - 49.8;  - 49.8;  - 49.8

49.46

Проверка нижней границы по расходу пара на турбину

Если , то переход к следующему шагу итерации п. 49.10

Если  или  и , то переход к следующему шагу итерации п. 49.43 ; j = 2, 3

 - 49.45; f2 - 11.7; f3 - 11.10;  - 49.31;  - 49.41;  - 49.8;  - 49.8;  - 49.8;  - 49.8;  - 49.8;

Если  или , то j = 2

Если ,  или , то j = 3

49.47

Проверка верхней границы по расходу пара на турбину

Если , то переход к следующему шагу итерации п. 49.9

Если  или , то j = 2

Если  или , или , то j = 3

Если  или , то

 - 49.45;  - 49.8; f2 - 11.8;  - 49.8;  - 11.9;  - 49.8; f3 - 11.11;  - 49.8;  - 11.12;  - 49.8;  - 49.31;  - 49.41

49.48

Изменение энтальпии питательной воды при отклонении фактических условий работы регенеративных подогревателей от нормативных

ккал/кг

Если , то

;

;

Если X7(1) = 1, то

 ;

Если , то

Если , то

X7(1) - 22.389; X8(1) - 22.394; X9(1) - 22.396;  - 49.6;  - 49.5;  - 46.45; f1 - 11.146; f2 - 11.147; f3 - 11.148

49.49

Нагрев питательной воды в системе регенерации

ккал/кг

;

f - 11.49;  - 49.45;  - 49.48

49.50

Расход пара в конденсатор

т/ч

пп. 13.1 ÷ 13.11

; ;

; ; i = 1, 2, 3;

 - 49.45;  - 49.29;  - 49.8;  - 49.39; Kкф - 49.7; Дск - 22.13; f1 - 11.51;  - 49.49; f2 - 11.167;  - 49.31;  - 49.41

49.51

Расход основного конденсата через ПНД № 1

т/ч

 - 49.50; K40 - 2.40;  - 49.29; K41 - 2.41;  - 49.39

49.52

Расход пара в ПНД № 1

т/ч

;

f - 11.31;  - 49.51; Δiп1 - 5.211; X1(1) - 22.355

49.53

Расход пара в ПНД № 2

т/ч

;

 - 49.51; f - 11.31; Δiпс1 - 5.204; X2(1) - 22.357

49.54

Расход пара в ПНД № 3

т/ч

; ;

f - 11.31;  - 49.54;  - 49.51;  - 49.29; K41 - 2.41;  - 49.39; Δiпс2 - 5.205

49.55

Расход пара через промежуточный отсек

т/ч

 - 49.50;  - 49.53;  - 49.29;  - 49.52

49.56

Условие проведения расчетов

Если  или , то переход к п. 49.60

 - 49.8;  - 49.8

49.57

Определение режима истечения пара через промежуточный отсек

Если , то переход к п. 49.59

 - 49.31;  - 49.41; εкр - 5.243

49.58

Проверка давления в верхнем теплофикационном отборе (докритический перепад давлений)

Если, то переход к п. 49.60

Если, то переход к п. 49.20

 - 49.41;  - 43.31;  - 49.55; Kпо1 - 5.212; C - 5.237

49.59

Проверка давления в верхнем теплофикационном отборе по уравнению проточной части (сверхкритический перепад давлений)

Если , то переход к п. 49.20

 - 49.41; Kпо2 - 5.213;  - 49.55; c - 5.237

49.60

Расход тепла на турбину (без поправок на фактические условия)

Гкал/ч

 - 49.45; i0 - 5.220; f1 - 11.20; f2 - 11.19; f3 - 11.21

49.61

Условие проведения расчетов

Если Rк = 0, то переход к п. 49.67

Rк - 49.8

49.62

Мощность на клеммах генератора

МВт

, γ = 0, 1, 2, ..., n

Если , то переход к следующему режиму

 - 5.215;  - 5.216; ШN - 5.235

Rк = 1

49.63

Расход свежего пара на турбину

т/ч

 - 49.62; f - 11.18

49.64

Расход тепла на турбину

Гкал/ч

 - 49.62; f - 11.34

49.65

Давление пара в отборе на ПНД № 2

кгс/см2

f - 11.22;  - 49.63

49.66

Расход пара в конденсатор

т/ч

Kк - 5.214;  - 49.65

Расчет показателей состояния узлов турбоагрегата при нагрузке

Изменение расхода пара из:

49.67

I камеры передних уплотнений ЦВД

т/ч

Если Rк = 1, то

 - 49.45;  - 49.1;  - 49.63; Rк - 49.8

49.68

II камеры передних уплотнений ЦВД

т/ч

Если Rк = 1, то

 - 49.2;  - 49.45; Rк - 49.8;  - 49.63

49.69

заднего концевого уплотнения ЦВД

т/ч

Если Rк = 1, то

 - 49.3; - 49.45; Rк - 49.8;  - 49.63

49.70

переднего уплотнения ЦСД № 1

т/ч

Если Rк = 1, то

 - 49.4;  - 49.45; Rк - 49.8;  - 49.63

49.71

Изменение тепловой нагрузки j-го регенеративного подогревателя

Гкал/ч

Если Rк = 1, то

Kп j 49.5;  - 49.45; Rк - 49.8;  - 49.63

49.72

Изменение расхода питательной воды через обводную арматуру ПВД

т/ч

Если Rк = 1, то

 - 49.6; Rк - 49.8;  - 49.45;  - 49.63

49.73

Расход пара на калориферы котла

т/ч

Если Rк = 1, то

Kкф - 49.7; Rк - 49.8;  - 49.45;  - 49.63

49.74

Изменение давления пара в тракте промперегрева

Δpпп

%

 - 22.268;  - 22.267

49.75

Фактическое значение расхода циркуляционной воды

W

м3/ч

При отсутствии регулирования ЦН

W - 22.30

 - сумма расходов пара в конденсаторы остальных турбин ТЭЦ

Работа циркуляционных насосов оптимизируется:

;

Если Rк = 1, то

f - 11.195; tнв - 22.215;  - 49.50;  - 49.66; Rк - 49.8

С учетом подпитки теплосети во встроенных пучках:

- 22.17

49.76

Коэффициент теплопередачи трубок конденсатора

K

ккал/м2 ∙ ч ∙ °С

Пп. 19.7 ÷ 19.13

Если Rк = 1, то

W - 49.75; Rк - 49.8; t1в - 22.203;  - 49.50; a - 19.6;  - 49.66

49.77

Температурный напор конденсатора при нормативной плотности вакуумной системы

°С

Если Rк = 1, то

 - 49.50; Rк - 49.8; Δiк - 5.203;  - 49.66; W - 49.75; K - 49.76; F - 5.226

49.78

Давление пара в конденсаторе при его фактическом состоянии и нормативных присосах воздуха

кгс/см2

Если Rк = 1, то

Если , то

 - 49.50; f - 7.5; t1в - 22.203;  - 49.8; Δiк - 5.203;  - 49.25; W - 49.75; δtк - 49.77; δtвп - 5.219; Rк - 49.8;  - 49.66;

49.79

Изменение давления пара в конденсаторе из-за отклонения присосов воздуха от нормы

кгс/см2

Если X12(i) = 1, то m = i

α - 5.227; β - 5.228; м - 6.39; X12(i) - 22.405; 22.407; 22.409

i = 1, 2, 3

49.80

Давление пара в конденсаторе при его фактическом состоянии и фактических присосах воздуха

кгс/см2

 - 49.78;  - 49.79

49.81

Давление пара в отборе, питающего j-й регенеративный подогреватель, и пара перед ЦСД № 1

кгс/см2

;

Если j = 4, 5, 9, то

Если j = 6, 7, 8, то

Если Rк = 1, то ;

Если  или , то ,

f1 - 11.22; f2 - 11.26; f3 - 11.27;  - 49.45;  - 49.41;  - 49.31; Rк - 49.8;  - 49.8;  - 49.8;  - 49.63

49.82

Энтальпия насыщенного пара в конденсаторе

ккал/кг

;

f1 - 7.7; f2 - 7.6;  - 49.80

49.83

Энтальпия дренажа j-го регенеративного подогревателя

ккал/кг

f - 11.194;  - 49.81

49.84

Температура пара в отборе на j-й регенеративный подогреватель

°С

п. 18.1

Если Rк = 1, то

 - 49.81;  - 49.81;  - 49.45;  - 5.109;  - 49.63;  - 5.108;  - 5.110; Rк - 49.8

Остальные параметры без изменения

49.85

Энтальпия пара отбора, питающего j-й регенеративный подогреватель, и пара перед ЦВД и ЦСД

ккал/кг

Область перегретого пара:

f - 7.1; p0 - 22.266;  - 49.81; tо - 22.191;  - 49.84

Область влажного пара:

пп. 18.6 ÷ 18.11

Если Rк = 1, то ; ,  - 49.65;

 - 49.55;  - 49.50;  - 49.31;  - 49.41;  - 49.66; f - 11.22;  - 49.53;  - 49.63;

Остальные параметры без изменения

49.86

Энтальпия питательной воды за j-м регенеративным подогревателем

ккал/кг

f - 11.144;  - 49.81

49.87

Коэффициент удельной выработки электроэнергии отборов, питающих j-е регенеративные подогреватели

Пп. 20.1 ÷ 20.21

 - 49.83;  - 49.86;  - 49.85

Остальные параметры без изменения

Расчет изменений внутренней мощности и расходов тепла на турбоагрегат из-за отклонения фактических условий работы от нормативных

Изменение мощности турбоагрегата из-за изменения:

49.88

температуры свежего пара

МВт

;  - п. 21.1

Если Rк = 1, то ;

 - 49.29;  - 49.63;  - 49.39;  - 49.66;  - 49.50; tо - 22.191;  - 49.45;  - 5.108; Rк - 49.8

49.89

давления свежего пара

МВт

 - п. 21.2

Если Rк = 1, то ,

 - 49.29; X14(1) - 22.419;  - 49.39;  - 49.63;  - 49.50;  - 49.66;  - 49.45; p0 - 22.266; Rк - 49.8;  - 5.109

49.90

потери давления в тракте промперегрева

МВт

;  - п. 21.3

Если Rк = 1, то ;

 - 49.29; Δpпп - 49.74;  - 49.39;  - 5.81;  - 49.50;  - 49.45; Rк - 49.8;  - 49.63;  - 49.66

49.91

температуры пара после промперегрева

МВт

;  - п. 21.4

Если Rк = 1, то ;

 - 49.45;  - 49.66;  - 49.29;  - 49.63;  - 49.39;  - 22.193;  - 49.50;  - 5.110; Rк - 49.8

49.92

КПД проточной части ЦВД

МВт

;  - п. 21.5

;

Если Rк = 1, то ,

 - 49.45; f - 11.199;  - 49.29;  - 49.63;  - 49.39;  - 49.66;  - 49.50; Rк - 49.8;

49.93

КПД проточной части ЦСД № 1

МВт

;  - п. 21.6

Если Rк = 1, то , , ,

 - 49.45; Rк - 49.8;  - 49.29;  - 49.65;  - 49.39;  - 49.81;  - 49.50; pк - 49.80;  - 49.31;  - 49.63;  - 49.41;  - 49.66;  - 6.40;

49.94

КПД проточной части ЦСД № 2

МВт

;  - п. 21.7

Если Rк = 1, то , , ,

 - 49.29; Rк - 49.8;  - 49.39;  - 49.65;  - 49.50;  - 49.81;  - 49.31; pк - 49.80;  - 49.41;  - 49.66;  - 6.41;  - 49.63;  - 49.45

Изменение внутренней мощности турбоагрегата и изменение расхода тепла на ПТН из-за изменения:

49.95

КПД проточной части приводной турбины

МВт

,  - п. 21.8

Если Rк = 1, то ,

 - 49.45;  - 49.66;  - 49.29; Δηтп - 6.42;  - 49.39; ηтп - 37.13;  - 49.50; f - 11.29;  - 49.85; Rк - 49.8;  - 49.85;  - 49.63

49.96

КПД питательного наcoca

МВт

;  - п. 21.9;

Если Rк = 1, то ,

 - 49.45; Rк - 49.8;  - 49.29; f - 11.29;  - 49.39; Δηна - 6.43;  - 49.50; ηна - 37.23;  - 49.87;  - 49.63;  - 49.85;  - 49.66;  - 49.85;

49.97

Изменение мощности турбоагрегата из-за изменения состояния j-го регенеративного подогревателя

МВт

;  - п. 21.10

 - 49.71;  - 49.87; δj+1 - 5.221

49.98

Суммарное изменение мощности турбоагрегата из-за изменения состояния регенеративных подогревателей

МВт

 - 49.98

Изменение мощности турбоагрегата из-за изменения:

49.99

протечек питательной воды через обводную арматуру группы ПВД

МВт

;  - п. 21.11

 - 49.72;  - 49.87;  - 49.86

49.100

расхода пара из первой камеры передних уплотнений ЦВД

МВт

;  - п. 21.25

 - 49.67;  - 49.85;  - 49.87;  - 49.85

49.101

расхода пара из второй камеры передних уплотнений ЦВД

МВт

;  - п. 21.26;

 - 49.68;  - 49.85;  - 49.87;  - 49.85;  - 49.85; ;  - 49.85;

49.102

расхода пара из заднего концевого уплотнения ЦВД

МВт

;  - п. 21.27; ;

 - 49.69;  - 49.87;  - 49.85;  - 49.85;  - 49.101

49.103

расхода пара из переднего уплотнения ЦСД № 1

МВт

;  - п. 21.28;

 - 49.70;  - 49.85;  - 49.85;  - 49.87

49.104

Изменение давлений пара в теплофикационных отборах ,  и расходов пара на ПСВ ,  из-за изменения состояния одного из подогревателей

кгс/см2

Если  или , то  - п. 35.1 ÷ 35.9

Если ,  или , то при фактическом состоянии ПСВ № 1  - п. 35.43,  - 35.45;  - 35.44;  - 35.46

При фактическом состоянии ПСВ № 2  - п. 35.54,  - 35.56;  - 35.55;  - 35.57

Если , , то

αпс1 - 15.5; αпс2 - 15.9;  - 49.12;  - 49.13;  - 49.31;  - 49.41;  - 49.9;  - 49.9;  - 49.52;  - 49.53;  - 49.50; tос - 49.11

Остальные параметры без изменения

кгс/см2

т/ч

т/ч

49.105

Изменение мощности турбоагрегата из-за изменения состояния i-го ПСВ

МВт

п. 21.12

,

 - 49.104;  - 49.29;  - 49.104;  - 49.39;  - 49.104;  - 49.31;  - 49.104;  - 49.41;  - 49.87;  - 49.54;  - 49.86;  - 49.50;  - 49.53;  - 49.51

Если  или , то ,  - п. 21.13

 - 49.104;  - 49.45;  - 49.29;  - 49.31;  - 49.50;  - 49.8;  - 49.8

49.106

Изменение мощности турбоагрегата из-за подачи питательной воды на впрыск в промежуточный пароперегреватель

МВт

,  - п. 21.42

Если Rк = 1, то

 - 49.86; Gвпр - 22.5;  - 49.86; Gпв - 22.1; эj - 49.87;  - 49.45; i0 - 49.85; Rк - 49.8;  - 49.85;  - 49.63

49.107

Изменение мощности турбоагрегата из-за отключения ПВД № 6

МВт

, ΔN6 - 21.14

Если Rк = 1, то ,

 - 49.45;  - 49.85;  - 49.29;  - 49.87;  - 49.39;  - 49.63;  - 49.50;  - 49.66;  - 49.85; Rк - 49.8

Xj(1) - формируется отдельным массивом или по табл. 22

49.108

Изменение внутренней мощности турбоагрегата из-за отключения ПВД № 7, 8

МВт

, ΔN7,8, - 21.15

Если Rк = 1, то ,

 - 49.45;  - 49.63;  - 49.29;  - 49.66;  - 49.39; Rк - 49.8;  - 49.50;  - 49.85;  - 49.85;  - 49.87

См. примечание п. 49.107

Изменение мощности турбоагрегата из-за отключения:

49.109

ПВД № 8

МВт

;  - п. 21.16

Если Rк = 1, то ,

 - 49.45;  - 49.87;  - 49.29;  - 49.63;  - 49.39;  - 49.66;  - 49.50;  - 49.85;  - 49.85; Rк - 49.8

Xj(1) - формируется отдельным массивом или по табл. 22

49.110

ПВД № 6, 7, 8

МВт

п. 21.17

Если Rк = 1, то ,

 - 49.45;  - 49.39;  - 49.87;  - 49.50;  - 49.85; Rк - 49.8;  - 49.85;  - 49.63;  - 49.29;  - 49.66

См. примечание п. 49.109

49.111

j-го ПНД

МВт

п. 21.18; j = 1, 2, 3, 5

Если Rк = 1, то

 - 49.45;  - 49.105;  - 49.87;  - 49.63; Rк - 49.8

См. примечание п. 49.109

49.112

ПНД № 4

МВт

;  - п. 21.19;

Если Rк = 1, то

 - 49.45;  - 49.63;  - 49.87;  - 49.86;  - 49.83;  - 49.83; f - 11.157; Rк - 49.8

49.113

Изменение расхода тепла, отводимого из конденсатора, из-за отключения ПНД № 4

Гкал/ч

;  - п. 21.20

Если Rк = 1, то

 - 49.45; Rк - 49.8;  - 49.112;  - 49.63;  - 49.83;  - 49.83;

Xj(1) - формируется отдельным массивом или по табл. 22

49.114

Суммарное изменение мощности турбоагрегата из-за отключения j-х ПНД

МВт

 - 49.111, 49.112

49.115

Изменение мощности турбоагрегата из-за подачи пара на РОУ 40/13

МВт

;  - по п. 21.31

Дск - 22.13;  - 49.83;  - 49.87;  - 49.85;  - 49.86;

49.116

Расход тепла в КСН через РОУ 40/13

Гкал/ч

Дск - 22.13;  - 22.116;  - 49.85

49.117

Изменение мощности турбоагрегата из-за подачи пара на калориферы котла из выхлопа ПТН

МВт

;  - по п. 21.33

Если Rк = 1, то ,

 - 49.73;  - 49.45;  - 49.101;  - 49.29;  - 49.87;  - 49.39;  - 49.86;  - 49.50;  - 49.85;  - 49.83; Rк - 49.8;  - 49.63;  - 49.85;  - 49.66; X10(10) - 22.402

49.118

Изменение расхода тепла, отводимого из конденсатора, при подаче пара на калориферы котла из выхлопа ПТН

Гкал/ч

  - п. 21.35;

 - 49.73;  - 49.81;  - 49.83; X11(10) - 22.402; f - 7.7

Остальные параметры без изменения

49.119

Расход тепла на калориферы котельной установки при питании паром из выхлопа ПТН

Гкал/ч

 - 49.73;  - 49.118;  - 49.85; X11(10) - 22.402

49.120

Изменение расхода тепла, отводимого из конденсатора, при отклонении фактической плотности диафрагмы от нормативной

Гкал/ч

 - 49.31; Δiк - 5.203; Kт - 6.38;  - 5.210

Рассчитывается при ,  или

49.121

Изменение мощности турбоагрегата при отклонении фактической плотности диафрагмы от нормативной

МВт

 - 49.120;  - 49.87

См. примечание п. 49.120

49.122

Изменение температуры обратной сетевой воды

°С

 - 22.200; tос - 22.256;  - 5.196

Рассчитывать при   или

Изменение мощности турбоагрегата из-за изменения:

49.123

нагрева сетевой воды в ПСВ

МВт

 

 - 49.122;  - 49.41;  - 49.14; f - 11.59

См. примечание п. 49.122

49.124

давления пара в конденсаторе

МВт

Если Rк = 1, то

 - 49.50; Rк - 49.8;  - 49.80;  - 49.66;  - 5.232; f - 11.189;

49.125

Изменение мощности турбоагрегата и расхода тепла в конденсатор из-за подачи пара в ЦНД из верхнего теплофикационного отбора через охлаждающее устройство

МВт

Если K42 ≥ 0,5, то

f - 11.66;  - 49.14;  - 49.41; K42 - 2.42

,  или

Гкал/ч

По п. 21.40

 - 49.31;  - 49.41

,  или

Остальные параметры без изменения

49.126

Изменение мощности турбоагрегата из-за скользящего давления свежего пара

МВт

Если Rк = 1, то

 - 49.45; f - 11.33; Rк - 49.8;  - 49.63; X14(1) - 22.419

49.127

Суммарное изменение мощности турбоагрегата при отклонении фактических условий работы от нормативных

МВт

 - 49.88;  - 49.105;  - 49.89;  - 49.109;  - 49.90;  - 49.108;  - 49.91;  - 49.107;  - 49.92;  - 49.110;  - 49.93;  - 49.114;  - 49.94;  - 49.115;  - 49.95;  - 49.117;  - 49.96;  - 49.121;  - 49.97;  - 49.126;  - 49.99;  - 49.124;  - 49.100;  - 49.123;  - 49.101;  - 49.125;  - 49.102;  - 49.106;  - 49.103;

49.128

Мощность турбоагрегата при фактических условиях и работе по тепловому графику

МВт

,

 - 49.43;  - 49.127; f - 11.155

Рассчитывать, если   или

49.129

Изменение расхода тепла на турбоагрегат из-за отклонения фактических условий работы от нормативных

Гкал/ч

Если ,  или Rк = 1, то

Если Rк = 1, то ; , ;

 - 49.127;  - 49.119;  - 49.116;  - 49.113;  - 49.118;  - 49.120;  - 49.125;  - 49.95;  - 49.96; Δqкн - 5.127; ηэм - 49.128;  - 49.8;  - 49.8; Rк - 49.8; f1 - 11.16; f2 - 11.17;  - 49.81

Если  или , то j = 2

Если ,  или , то j = 3

49.130

Расход тепла на турбоагрегат при фактических условиях работы

Гкал/ч

Если Rк = 1, то

 - 49.60;  - 49.64;  - 49.129; Rк - 49.8

7.2. Котлоагрегат

Таблица 50

Номер показателя

Наименование показателя

Обозначение

Размерность

Формула вычисления

Контрольное значение

Исходная информация

Примечание

1

2

3

4

5

6

7

8

50.1

Тепловая нагрузка котла

Гкал/ч

 - 49.130;  - 26.113

50.2

Нормативный расход условного топлива

т/ч

,

 - 50.1; f - 11.186

Изменение температуры уходящих газов:

50.3

из-за загрязнения поверхностей нагрева

Δυ20 - 38.19; Δυ21 - 38.19, Δυ22 - 38.19

50.4

соответствующее фактическому состоянию при текущей нагрузке

Δυξ - 50.3; θξ - 5.165;  - 50.1;  - 25.6

50.5

из-за сокращения поверхности РВП

 - 38.19;  - 5.166;  - 50.1;  - 25.6

50.6

из-за отклонения температуры питательной воды от нормативной

,

f - 11.167; Δtпв - 49.48;  - 50.1

50.7

Коэффициент рециркуляции газов

По п. 38.6

Vрец - 11.191; Bк - 50.2;  - 38.1;  - 38.1; αн - 11.134

50.8

Рост сопротивления за экономайзером

кгс/см2

По п. 38.6

 - 11.169;  - 50.7

50.9

Нормативное разрежение по тракту газов при чистых поверхностях нагрева и включенной рециркуляции:

за экономайзером

за воздухоподогревателем

перед дымососом

По п. 38.7

 

 - 50.7;  - 11.170; ΔSг - 50.8; Sзу - 11.171;  - 11.169;

50.10

Разрежение по тракту газов при фактическом состоянии:

перед воздухоподогревателем

 - 50.9;  - 38.8;  - 38.8;  - 50.10;  - 50.9; ΔSзу - 38.8;  - 38.8

за воздухоподогревателем

перед дымососом

50.11

Нормативные присосы и перетоки по тракту газов и воздуха:

в систему пылеприготовления

По п. 38.9

 - 5.144;  - 50.9;  - 5.145;  - 50.9;  - 5.147;  - 50.9;  - 5.146;  - 11.169;  - 5.98;  - 11.170; n - 11.169 - 11.171;  - 11.171;  - 50.1;  - 5.148

в топку

на тракте ЭК-ВП

в экономайзер

в воздухоподогреватель

в зоне золоуловителей и дымососа

50.12

Фактические присосы и перетоки по тракту газов и воздуха:

в систему пылеприготовления

По п. 38.10

 - 5.98;  - 50.1;  - 5.157;  - 5.158; Δαкш(3) - 5.159; Δαдм(3) - 5.160;  - 50.9; Sвп(3) - 5.161; Sзу(3) - 5.62;  - 50.11; Д3 - 5.163;  - 50.10

в топку

в экономайзер

в воздухоподогреватель

на тракте ЭК-ВП

в зоне золоуловителей и дымососов

50.13

Расчет величин, необходимых для определения поправок к КПД

φ

fω

Δt

;

; ; ;

q4 - 26.108;  - 26.115; f1 - 11.134; f2 - 11.54; tхв - 22.205;  - 50.1; Wp - 6.4

50.14

Поправка к КПД из-за:

присосов воздуха в систему пылеприготовления

присосов воздуха в топку

загрязнения поверхностей нагрева

сокращения поверхности РВП

отклонения от нормативной температуры питательной воды

K12 - 5.132;  - 50.11;  - 50.12;  - 50.4;  - 50.11;  - 50.5; K13 - 5.133;  - 50.6;  - 50.12; φ - 50.13; fω - 50.13

50.15

Поправка к КПД из-за присосов воздуха в экономайзер

 - 50.12;  - 50.11; Δt - 50.13; φ - 50.13

50.16

Поправка к КПД из-за перетоков воздуха в верхнем сечении РВП

K15 - 5.135; fω - 50.13; Δt - 50.13; φ - 50.13;  - 50.12;  - 50.11

50.17

Фактический КПД котла

;

f - 11.186;  - 50.14;  - 50.15;  - 50.16;  - 50.1

50.18

Фактический расход топлива брутто

т/ч

 - 50.1;  - 50.17

50.19

Нормативный объем газов, проходящих дымосос

тыс. м3/ч

 - 38.22;  - 50.2;  - 26.138

50.20

Нормативный объем воздуха, проходящего дутьевой вентилятор

тыс. м3/ч

 - 38.22;  - 50.2;  - 26.138

Коэффициент загрузки:

50.21

дымососа

 - 50.19;  - 5.142

50.22

дутьевого вентилятора

 - 50.20;  - 5.143

Нормативная мощность:

50.23

дымососов

кВт

По п. 38.24

 - 50.19;  - 11.180 - 11.181; pбар - 22.289; aтд - 5.140;  - 38.8

50.24

дутьевых вентиляторов

кВт

По п. 38.25

 - 50.20;  - 11.182 - 11.183; pбар - 22.289; aтд - 5.14;  - 38.8

50.25

Фактический объем газов, проходящих дымосос

тыс. м3/ч

Vд - 38.22;  - 50.18; Bк - 26.138

50.26

Изменение перепада разрежения в дымососах

кгс/м2

;

f - 11.188; ΔSд - 38.8  - 38.8;  - 50.1

50.27

Изменение мощности дымососов

кВт

 - 50.23;  - 50.26;  - 50.25; f - 11.188;  - 50.19;  - 50.1

50.28

Фактический объем воздуха, проходящего дутьевой вентилятор

тыс. м3/ч

Vдв - 38.22;  - 50.18; Bк - 26.138

50.29

Изменение перепада давления в дутьевых вентиляторах

кгс/м2

;

f - 11.187; ΔHдв - 38.8;  - 38.8;  - 50.1

Изменение мощности:

50.30

дутьевых вентиляторов

кВт

 - 50.24; f - 11.187;  - 50.28;  - 50.1;  - 50.20;  - 50.29

50.31

питательных насосов

кВт

;

;

Δηпн - 5.194; f1 - 11.30; f2 - 11.58;  - 49.45

50.32

механизмов собственных нужд

МВт

 - 50.27;  - 50.30;  - 50.31

50.33

Изменение КПД котла из-за отклонения фактического состояния от нормативного

%

 - 50.14;  - 50.15;  - 50.16

7.3. Энергоблок

Таблица 51

Номер показателя

Наименование показателя

Обозначение

Размерность

Формула вычисления

Контрольное значение

Исходная информация

Примечание

1

2

3

4

5

6

7

8

51.1

Изменение расхода топлива на энергоблок из-за отклонения фактических условий работы от нормативных

т/ч

Если  или , то ,

Если Rк = 1, то Δq = Δqкн,

Если ,  или , то Δq = 0

 - 50.17;  - 49.129;  - 49.130;  - 50.33;  - 50.32;  - 49.129; Δqкн - 5.217;  - 49.8;  - 49.8;  - 49.8;  - 49.8;  - 49.8; Rк - 49.8

Запись результатов на магнитный диск

51.2

Изменение теплофикационной мощности энергоблока из-за отклонения фактических условий работы от нормативных

МВт

 - 49.128;  - 50.32; ηэм - 49.128

Рассчитывать

Если ,  или

Запись результатов на магнитный диск

51.3

Условие проведения расчетов

Если Rк = 1, то переход к следующему шагу итерации п. 49.62

Если ,  или , то переход к следующему шагу итерации п. 49.10

Если , , то переход к следующему шагу итерации п. 49.43

Rк - 49.8;  - 49.8;  - 49.8;  - 49.8;  - 49.8;  - 49.8;

8. МАКЕТЫ ФОРМ ВЫДАЧИ ИНФОРМАЦИИ ПЕРСОНАЛУ ТЭЦ

Форма ХЭ

8.1. Показатели, выводимые в архивной форме энергоблока

№ п.

Наименование показателя

Обозначение

Источник информации

Символ печати

Размерность

Количество знакомест

1

2

3

4

5

6

7

1

Время окончания оперативного интервала (астрономическое)

t

Система отсчета времени

ВРЕМЯ

ч·мин

хх.хх

2

Средняя электрическая нагрузка

Nт

28.87

МОЩНОСТЬ

МВт

ххх

3

Средний расход свежего пара на турбину

Д0

28.95

свеж. пар

т/ч

ххх

4

Отпуск тепла энергоблокам

Qт

28.91

тепл. нагр.

Гкал/ч

ххх

5

Давление пара регулируемого теплофикационного отбора

Pт

28.97

давл. Т.-отб.

кгс/см2

х.хх

6

Количество ступеней подогрева сетевой воды

rс

15.1

колич. ступ.

-

х

7

Работа с отключенным ЦНД

K42

2.42

ЦНД

-

х

8

Работа с закрытой регулирующей диафрагмой

K65

2.66

ДИАФР ЦНД

-

х

9

Расход сетевой воды через ПСВ

Gсв

22.15

сет. вода

т/ч

хххх

10

Температура на входе в ПСВ № 1

22.219

Тпс-1 вход

°С

ххх

11

Температура на выходе из ПСВ № 2

22.222

Тпс-2 вых.

°С

ххх

12

Доля газа

lг

28.118

доля газа

-

х.хх

13

Доля мазута

lм

28.119

доля мазута

-

х.хх

14

Температура свежего пара турбины

t0

28.98

T св пар

°С

ххх

15

Температура пара после промперегревателя у турбины

28.100

T ЦСД вход

°С

ххх

16

Температура питательной воды за ПВД

tпв

28.101

T пит вода

°С

ххх

17

Давление отработавшего пара

pк

28.105

давл. к-р

кгс/см2

х.ххх

18

Температура охлаждающей воды на входе в конденсатор

t1в

28.106

T к-р вход

°С

хх

19

Удельный расход тепла брутто на турбину

qт

28.108

уд. расх. тепла

ккал/кВт ∙ ч

хххх

20

Температура уходящих газов

υух

28.51

T ух газ

°С

ххх

21

Коэффициент избытка воздуха в уходящих газах

αух

28.53

избыт. возд.

х.ххх

22

КПД брутто котла по обратному балансу

28.69

КПД бр-то

%

хх.х

23

Удельный расход условного топлива на отпущенную электроэнергию

28.84

уд. расх. топл.

г/(кВт ∙ ч)

ххх

24

Перерасход топлива на отпущенную электроэнергию

28.121

пережог

г/(кВт ∙ ч)

ххх

Примечание. Форма ХЭ выводится на печать в виде таблицы с расположением показателей в одну строку. В голове таблицы располагаются символы печати показателей, под ними размерность и ниже столбцом численные значения показателей. Таблица формируется в «памяти» машины и пополняется новой строкой после каждого оперативного интервала. Вывод на печать осуществляется автоматически 1 раз в сутки или по запросу оператора с информацией, накопленной от начала суток.

Форма XС

8.2. Показатели, выводимые в архивной форме ТЭЦ

№ п.

Наименование показателя

Обозначение

Источник информации

Символ печати

Размерность

Количество знакомест

1

2

3

4

5

6

7

1

Время окончания оперативного интервала (астрономическое)

t

Система отсчета времени

ВРЕМЯ

ч·мин

хх.хх

2

Средняя мощность ТЭЦ

NТЭЦ

48.33

мощн.

МВт

хххх

3

Средняя тепловая нагрузка ТЭЦ

QТЭЦ

48.34

тепл. нагр.

Гкал/ч

хххх

4

Суммарное количество сетевой воды, отпускаемой в прямые магистрали

Gпод

48.36

сет. вода

т/ч

ххххх

5

Средняя температура обратной сетевой воды

tобр

48.37

T обр воды

°С

ххх

6

Средняя температура в прямых магистралях

tпод

48.38

T прям воды

°С

ххх

7

Суммарный расход сетевой воды через ПСB турбин

Gсв

48.39

вода в ПСВ

т/ч

ххххх

8

Суммарная тепловая нагрузка ПСВ турбин

Qт

48.40

тепло ПСВ

Гкал/ч

хххх

9

Суммарная тепловая нагрузка ПВК

QПВК

48.35

тепло ПВК

Гкал/ч

хххх

10

Суммарное количество охлаждающей воды

WΣ

24.31

охл. вода

м3/ч

ххххх

11

Средняя температура охлаждающей воды перед конденсаторами

48.41

Т охл. воды

°С

хх

12

Теплофикационная мощность ТЭЦ

48.42

Теплоф. мощн.

МВт

хххх

13

Доля сжигаемого газа на ТЭЦ

48.43

доля газа

-

х.хх

14

Доля сжигаемого мазута на ТЭЦ

48.44

доля маз.

-

х.хх

15

Удельный расход условного топлива на отпущенную электроэнергию

вэ

48.1

уд. расход топл/э

г/(кВт ∙ ч)

ххх.х

16

Удельный расход топлива на отпущенное тепло

втэ

48.2

уд. расход топл/т

кг/Гкал

ххх.х

17

Суммарный перерасход топлива по ТЭЦ

ΔB

48.16

пережог ТЭЦ

%

хх.хх

18

Перерасход топлива по отпуску электроэнергии

ΔBэ

48.17

пережог эл/эн

%

хх.хх

19

Энергосистемный перерасход топлива

ΔBэн/с

48.23

пережог эн/С

%

хх.хх

20

Внутристанционные потери пара, конденсата и питательной воды

qпот

48.6

потери к-та

%

хх.хх

Примечание. Форма ХCС выводится на печать в виде таблицы с расположением показателей в одну строку. В голове таблицы располагаются символы печати показателей, под ними размерность и ниже численные значения показателей. В результате получается размещение численных значений каждого показателя столбцом. Таблица формируется в «памяти» машины и пополняется новой строкой после каждого оперативного интервала. Вывод на печать осуществляется автоматически 1 раз в сутки или по запросу оператора с информацией, накопленной от начала суток.

Форма TC

Форма TC

_____ ______ ТЭЦ

8.3. Показатели экономичности ТЭЦ по форме № 3-тех (энерго)

Дата ______ 19__г.

Время _____ ч ______ мин

Интервал ____________

 

№ п.

Наименование показателя

Обозначение

Символ печати

Размерность

Показатель

Перерасход условного топлива, т

фактический

нормативный

1

2

3

4

5

6

7

8

1

Выработка электроэнергии

Э

Э

тыс.·кВт ∙ ч

47.2

-

-

2

Время

T

Т

мин, ч, сут

6.44

-

-

3

Отпуск электроэнергии

Эот

Э-ОТ

тыс.·кВт ∙ ч

47.3

-

-

4

Отпуск тепловой энергии

Qот

Q-ОТ

Гкал

47.4

-

-

5

Электрическая нагрузка

N

N

МВт

48.33

-

-

6

Тепловая нагрузка

Q

Q

Гкал/ч

48.34

-

-

7

Удельный расход условного топлива на отпущенную электроэнергию

вэ

В/Э

г/(кВт ∙ ч)

48.1

-

47.20

8

Удельный расход условного топлива на отпущенную тепловую энергию

втэ

В/Q

кг/Гкал

48.2

-

47.21

9

Удельный расход условного топлива на отпущенную тепловую энергию

вэ мес

В/Э-М

г/(кВт ∙ ч)

48.2а

-

-

10

Расход электроэнергии на СH на выработку электроэнергии

Э-СН-Э

%

48.3

-

-

11

Расход электроэнергии на СН на отпуск тепловой энергии

Э-СН-ТЭ

кВт ∙ ч/Гкал

48.4

-

-

12

Расход электроэнергии на теплофикационную установку

этепл

Э-ТЕПЛ

кВт ∙ ч/Гкал

48.5

-

-

13

Тепловая нагрузка пиковых котлов

QПВК

Q-ПВК

Гкал/ч

48.35

-

-

14

Низшая теплота сгорания мазута

Q-НИЗ-М

ккал/кг

48.9

-

-

15

Низшая теплота сгорания газа

Q-НИЗ-Г

ккал/кг

48.10

-

-

16

Низшая теплота сгорания твердого топлива

Q-НИЗ-Т

ккал/кг

48.8

-

-

17

Влажность на рабочую массу твердого топлива

ВЛАГА-Т

%

48.11

-

-

18

Влажность на рабочую массу мазута

ВЛАГА-М

%

48.12

-

-

19

Зольность на рабочую массу твердого топлива

ЗОЛА

%

48.13

-

-

20

Содержание серы на рабочую массу мазута

S-M

%

48.15

-

-

21

Содержание серы на рабочую массу твердого топлива

S-T

%

48.14

-

-

22

Внутристанционные потери пара, конденсата и питательной воды

qпот

П-К

%

48.6

-

-

23

Потери конденсата с продувкой

П-К-П

%

48.7

-

-

Форма ТЭ

_____________ ТЭЦ

Энергоблок № ________

8.4. Общие показатели экономичности энергоблока по форме № 3-тех (энерго)

Дата ________19__г.

Время ______ ч ______ мин

Интервал _______

 

№ п.

Наименование показателя

Обозначение

Символ печати

Размерность

Показатель

Перерасход условного топлива на отпуск, т

фактический

нормативный

ТЭ

ЭЭ

1

2

3

4

5

6

7

8

9

1

Электрическая нагрузка турбины

Nт

N

МВт

28.87

-

-

-

2

Время

T

Т

мин, ч, сут

6.44

-

-

-

3

Тепловая нагрузка турбины

Qт

Q

Гкал/ч

28.91

-

-

-

4

Расход топлива на котел по обратному балансу

Bк

В-К

т/ч

28.62

28.36

-

-

5

Расход газа

Bг

В-ГАЗ

т/ч

28.60

-

-

-

6

Расход мазута

Bм

В-МАЗ

т/ч

28.61

-

-

-

7

Удельный расход условного топлива на отпущенную электроэнергию

В/Э

Г/(кВт ∙ ч)

28.84

28.1

-

27.1

8

Удельный расход топлива на отпущенную тепловую энергию

В/Q

кг/Гкал

28.85

28.2

27.2

-

9

Расход электроэнергии на СН на выработку электроэнергии

Э-СН-Э

%

28.116

28.3

-

27.51

10

Расход электроэнергии на СН на отпуск тепловой энергии

Э-СН-ТЭ

кВт ∙ ч/Гкал

28.113

28.4

27.52

-

11

Добавок химически очищенной воды

G-XOB

т/ч

8.210

-

-

-

12

Удельный расход условного топлива на отпущенную электроэнергию с учетом пусков

В/Э-М

г/(кВт ∙ ч)

28.86

-

-

-

13

Расход электроэнергии на СH на выработку электроэнергии с учетом пусков

Э-СН-Э-М

%

28.117

-

-

-

Форма ТТ

___________ ТЭЦ

Турбоагрегат №___

8.5. Показатели экономичности турбоагрегата по форме № 3-тех (энерго)

Дата ________19__г.

Время ______ ч ______ мин

Интервал _______

 

№ п.

Наименование показателя

Обозначение

Символ печати

Размерность

Показатель

Перерасход условного топлива на отпуск, т

фактический

нормативный

ТЭ

ЭЭ

1

2

3

4

5

6

7

8

9

1

Электрическая нагрузка турбины

Nт

№

мВт

28.87

-

-

-

2

Время

T

Т

мин, ч, сут

6.44

-

-

-

3

Доля выработки электроэнергии по теплофикационному циклу

этф

Э-ТФ

%

28.89

-

-

-

4

Давление свежего пара перед турбиной

p0

Р1-ЦВД

кгс/cм2

28.96

28.6

-

27.12

5

Температура свежего пара перед турбиной

t0

Т1-ЦВД

°С

28.98

28.7

-

27.10

6

Температура пара после промежуточного пароперегревателя перед ЦСД

Т1-ЦСД

°С

28.100

28.8

-

27.11

7

Температура пара за ЦВД

Т2-ЦВД

°С

28.99

-

-

-

8

Давление пара регулируемого отбора

pт

Р-Т

кгс/см2

28.97

28.37

-

35.82

9

Вакуум

V

V

%

25.69

28.9

-

27.14

10

Температура охлаждающей воды на входе в конденсатор

T1-OXB

°C

28.106

-

-

-

11

Температура охлаждающей воды на выходе из конденсатора

T2-OXB

°С

28.107

-

-

-

12

Температурный напор в конденсаторе

δtк

T-T

°С

28.104

28.10

-

-

13

Температура питательной воды

tпв

Т-ПВ

°С

28.101

28.11

-

36.54

14

Температура конденсата на выходе из последнего ПНД

Т-ПНД5

°С

28.115

39.93

-

36.14

15

Удельный расход тепла брутто на турбину

qт

Q/Э-БР

ккал/(кВт ∙ ч)

28.108

28.12

-

27.15

Форма ТК

____________ ТЭЦ

Котел № _________

8.6. Показатели экономичности котла по форме № 3-тех (энерго)

Дата ________19__г.

Время ______ ч ______ мин

Интервал _______

 

№ п.

Наименование показателя

Обозначение

Символ печати

Размерность

Показатель

Перерасход условного топлива на отпуск, т

фактический

нормативный

ТЭ

ЭЭ

1

2

3

4

5

6

7

8

9

1

Расход питательной воды

Gпв

G-ПВ

т/ч

28.41

-

-

-

2

Время

T

Т

мин, ч, сут

6.44

-

-

-

3

Теплопроизводительность котла брутто

Q-К-БР

Гкал/ч

28.42

28.17

-

27.17

4

Давление свежего пара за котлом

pпе

Р-ПЕ

кгс/см2

28.43

-

-

-

5

Температура свежего пара за котлом

tпе

Т-ПЕ

°С

28.44

-

-

-

6

Температура пара после промежуточного пароперегревателя за котлом

tпп

Т-ПП

°С

28.45

-

-

-

7

Температура холодного воздуха

tхв

Т-ХВ

°С

28.47

-

-

-

8

Температура воздуха перед воздухоподогревателем (за калориферами)

Т1-ВП

°С

28.48

28.18

-

-

9

Температура воздуха после воздухоподогревателя

tгв

Т-ГВ

°С

28.50

-

-

-

10

Температура уходящих газов

tух

T-УХ

°С

28.51

28.21

27.25

27.24

11

Коэффициент избытка воздуха за котлом

α

И-Т

-

28.52

28.19

-

-

12

Коэффициент избытка воздуха в уходящих газах

αух

И-УХ

-

28.53

28.20

27.26

27.26

13

Потери тепла с уходящими газами

q2

Q

%

28.63

28.22

-

-

14

Потери тепла с механической (химической) неполнотой сгорания

q4 (q3)

Q4(3)

%

28.65 (64)

28.24 (26.23)

27.29 (27.31)

27.28 (27.30)

15

КПД брутто котла по обратному балансу

КПД-БР

%

28.69

28.27

27.23

27.22

16

КПД брутто котла по прямому балансу

КПД-БРП

%

28.70

-

-

-

Форма ТФ

___________________ ТЭЦ

Энергоблок № ___________

8.7. Показатели экономичности теплофикационной установки энергоблока по форме № 3-тех (энерго)

Дата _____ 19__ г.

Время _____ ч ____ мин

Интервал ________

 

№ п.

Наименование показателя

Обозначение

Символ печати

Размерность

Показатель

Перерасход топлива на отпуск, т

фактический

нормативный

ТЭ

ЭЭ

1

2

3

4

5

6

7

8

9

1

Электрическая нагрузка турбины

Nт

N

МВт

28.87

-

-

-

2

Время

T

Т

мин, ч, сут

6.44

-

-

-

3

Мощность на тепловом потреблении

Nтф

№-ТФ

МВт

28.88

-

-

-

4

Удельная выработка электроэнергии на тепловом потреблении

этф

Э-ТФ

кВт ∙ ч/Гкал

28.90

28.5

-

-

5

Отпуск тепла энергоблоком

Qт

Q-Т

Гкал/ч

28.91

-

-

-

6

Отпуск тепла из теплофикационных отборов

Qто

Q-ТО

Гкал/ч

28.92

-

-

-

7

Отпуск тепла от конденсатора (встроенного пучка)

QВПК

Q-ВПК

Гкал/ч

28.93

-

-

-

8

Температурный напор в ПСГ № 1

δtпс1

T-ПС1

°С

28.103

-

-

-

9

Температурный напор в ПСГ № 2

δtпс2

Т-ПС2

°С

28.102

-

-

-

10

Расход электроэнергии на теплофикационную установку энергоблока

Э-ТУ

кВт ∙ ч/Гкал

28.114

28.16

-

-

Форма ТН

___________________ ТЭЦ

Энергоблок № ___________

8.8. Показатели экономичности собственных нужд энергоблока по форме № 3-тех (энерго)

Дата _____ 19__ г.

Время _____ ч ____ мин

Интервал ________

 

№ п.

Наименование показателя

Обозначение

Символ печати

Размерность

Показатель

Перерасход топлива на отпуск, т

фактический

нормативный

ТЭ

ЭЭ

1

2

3

4

5

6

7

8

9

1

Расход питательной воды

Gпв

G-ПВ

т/ч

28.42

-

-

-

2

Время

T

Т

мин, ч, сут

6.44

-

-

-

3

Теплопроизводительность котла брутто

Q-К-БР

Гкал/ч

28.42

-

-

-

4

Электрическая нагрузка турбины

Nт

N

МВт

28.87

-

-

-

5

Отпуск тепла энергоблоком

Qт

Q

Гкал/ч

28.91

-

-

-

6

Расход электроэнергии на СН котла (всего)

Э-СН-К

%

28.78

28.28

27.35

27.34

7

Расход электроэнергии на СН котла, относимый на производство электроэнергии

Э-СН-КЭ

%

28.79

-

-

-

8

Расход электроэнергии на пылеприготовление

эпп

Э-ПП

кВт ∙ ч/т

28.80

28.30

27.46

27.45

9

Расход энергии на тягу и дутье

этд

Э-ТД

кВт ∙ ч/т

28.81

28.29

27.42

27.41

10

Расход энергии на питание котла водой

эпв

Э-ПВ

кВт ∙ ч/т

28.82

-

-

-

11

Расход тепла на ПТН

qПТН

Q-ПTH

%

28.77

28.33

27.48

27.47

12

Расход тепла на СН котла

Q-СН-К

%

28.71

28.32

27.50

27.49

13

Расход тепла на СН турбины

Q-СН-Т

%

28.109

28.13

-

-

14

Расход электроэнергии на СН турбины (всего)

Э-СН-Т

%

28.110

28.14

-

27.32

15

Расход электроэнергии на циркуляционные насосы

эцн

Э-ЦН

%

28.111

-

-

-

16

Расход электроэнергии на конденсатные насосы

экн

Э-КН

%

28.112

-

-

-

17

Расход электроэнергии на теплофикационную установку энергоблока

Э-Т-ТЕПЛ

кВт ∙ ч/Гкал

28.114

28.16

-

-

Форма ТВ

___________________ ТЭЦ

Пиковый котел № ___________

8.9. Показателя экономичности пикового водогрейного котла по форме № 3-тех (энерго)

Дата _____ 19__ г.

Время _____ ч ____ мин

Интервал ________

 

№ п.

Наименование показателя

Обозначение

Символ печати

Размерность

Показатель

Перерасход топлива на отпуск, т

фактический

нормативный

ТЭ

ЭЭ

1

2

3

4

5

6

7

8

9

1

Средняя тепловая нагрузка

Q-ПВК

Гкал/ч

46.1

-

-

-

2

Температура сетевой воды на входе в котел

T1-CB

°С

46.2

-

-

-

3

Температура сетевой воды на выходе из котла

Т2-СВ

°С

46.3

-

-

-

4

Время работы

τраб

Т

ч

46.14

-

-

-

5

Температура холодного воздуха

tнв

Т-НВ

°С

46.4

-

-

-

6

Температура уходящих газов

Т-УХ

°С

46.5

46.16

45.2

-

7

Коэффициент избытка воздуха в дымовых газах

И-Т

-

46.6

46.17

45.3

-

8

Расход условного топлива

BПВК

В-ПВК

т

46.7

46.21

45.1

-

9

Потери тепла с уходящими газами

Q

%

46.10

46.18

-

-

10

Потери тепла от наружного охлаждения

Q

%

46.11

46.19

-

-

11

КПД котла брутто по обратному балансу

КПД-БР

%

46.12

-

-

-

12

КПД котла брутто по прямому балансу

КПД-БРП

%

46.13

-

-

-

13

Расход электроэнергии на собственные нужды

эсн

Э-СН

кВт ∙ ч/Гкал

46.15

46.20

45.4

-

Форма АС

___________________ ТЭЦ

8.10. Общие показатели для анализа эффективности работы оборудования ТЭЦ

Средняя электрическая нагрузка ____ МВт

Средняя тепловая нагрузка ________ Гкал/ч

Дата _____ 19__ г.

Время _____ ч ____ мин

Интервал ________

 

№ п.

Наименование показателя

Обозначение

Символ печати

Размерность

Величина

1

2

3

4

5

6

1

Фактический удельный расход топлива

на отпущенную электроэнергию

В/Э-Ф

г/(кВт ∙ ч)

48.1

2

на отпущенную тепловую энергию

В/Т-Ф

кг/Гкал

48.2

3

Перерасход условного топлива по отпуску электроэнергии

ΔBэ

ΔВЭ

т

47.20

4

Перерасход условного топлива по отпуску тепловой энергии

ΔBтэ

ΔВТ

т

47.21

5

Суммарный перерасход условного топлива

абсолютный

ΔB

ΔВА

т

47.19

6

относительный

ΔB0

ΔВО

%

48.16

7

Перерасход топлива из-за ухудшения работы энергоблока № 1

ΔВ-ЭБ1

%

48.19

8

Перерасход топлива из-за ухудшения работы энергоблока № 2

ΔВ-ЭБ2

%

48.19

9

Перерасход топлива из-за ухудшения работы пиковых котлов

ΔВ-ПК

%

48.20

10

Перерасход топлива из-за ухудшения состояния градирен

ΔВ-ГРАД

%

48.22

11

Перерасход топлива из-за неоптимального режима циркуляционной системы

ΔВ-ЦС

%

48.21

12

Энергосистемный перерасход условного топлива

абсолютный

ΔBсист

ΔВА-ЭС

т

47.24

13

относительный

ΔВО-ЭС

%

48.23

Примечания: 1. Перерасходы топлива показаны в долях расхода топлива по ТЭЦ в целом.2. Число позиций в таблице зависит от количества энергоблоков на ТЭЦ.

Форма АЭ

___________________ ТЭЦ

Энергоблок № ___________

8.11. Общие показатели для анализа эффективности работы оборудования энергоблока

Средняя электрическая нагрузка _____ МВт

Средняя тепловая нагрузка _________ Гкал/ч

Дата _____ 19__ г.

Время _____ ч ____ мин

Интервал ________

 

№ п.

Наименование показателя

Обозначение

Символ печати

Размерность

Величина

1

2

3

4

5

6

1

Удельный расход топлива на отпущенную электроэнергию

фактический

В/Э-Ф

г/(кВт ∙ ч)

28.84

2

нормативный

В/Э-Н

г/(кВт ∙ ч)

28.1

3

Удельная теплофикационная выработка электроэнергии

фактическая

этф

ЭТ-Ф

кВт ∙ ч/Гкал

28.90

4

нормативная

ЭТ-Н

кВт ∙ ч/Гкал

28.5

5

Перерасход топлива по отпуску электроэнергии

ВЭ

т

42.1

6

Удельный расход топлива на отпущенную тепловую энергию

фактический

В/Т-Ф

кг/Гкал

28.85

7

нормативный

В/Т-Н

кг/Гкал

28.2

8

Перерасход условного топлива по отпуску тепловой энергии

ВТ

т

42.2

9

Суммарный перерасход условного топлива

абсолютный

ΔB

ВА

т

42.3

10

относительный

ΔB0

ВО

%

42.4

11

Перерасход топлива из-за отклонения оперативно-регулируемых параметров

пара и воды

РП-ПВ

%

41.74

12

газовоздушного режима котла

РП-КА

%

41.75

13

структуры тепловой схемы

РП-СТР

%

41.76

14

собственных нужд

РП-СН

%

41.77

15

Перерасход топлива из-за ухудшения состояния оборудования

котел

С-КА

%

39.177

16

питательные насосы

С-ПН

%

39.25

39.28

17

турбина

С-Т

%

39.17

18

регенеративные подогреватели

С-РП

%

39.122

19

сетевые подогреватели

С-СП

%

39.45

20

конденсатор

С-К

%

39.69

21

Перерасход топлива из-за отклонения от нормативных тепловых собственных нужд

Q-СН

%

28.141

22

Невязка баланса по перерасходу топлива

НЕБ

%

42.8

23

Энергосистемный перерасход топлива

абсолютный

ΔBсист

ВА-ЭС

т

42.5

24

относительный

ВО-ЭС

%

42.6

Примечание. Перерасходы топлива указаны в долях расхода топлива на энергоблок.

Форма АЭ1

___________________ ТЭЦ

Энергоблок № ___________

8.12. Показатели эффективности работы проточной части турбины

Дата _____ 19__ г.

Время _____ ч ____ мин

Интервал ________

 

№ п.

Наименование показателя

Обозначение

Символ печати

Размерность

Показатель

Перерасход условного топлива

фактический

нормативный

отклонение

т

%

1

2

3

4

5

6

7

8

9

10

1

КПД ЦВД

ηЦВД

КПД-ЦВД

-

33.2

33.3

39.1

33.5

39.2

2

КПД ЦСД № 1

ηЦСД1

КПД-ЦСД-1

-

33.6

5.229

39.3

33.9

39.4

3

КПД ЦСД № 2

ηЦСД2

КПД-ЦСД-2

-

33.11

5.230

39.5

33.14

39.6

4

Расход пара на концевые уплотнения всех цилиндров

Д-КУ

-

33.26

1.0

39.15

33.27

39.16

5

Расход пара из I камеры переднего уплотнения ЦВД

Д-IПУ-ЦВД

-

33.18

1.0

39.7

33.19

39.8

6

Расход пара из I камеры заднего уплотнения ЦВД

Д-IЗУ-ЦВД

-

33.22

1.0

39.11

33.23

39.12

7

Расход пара из II камеры переднего уплотнения ЦВД

Д-IIПУ-ЦВД

-

33.20

1.0

39.9

33.21

39.10

8

Расход пара из I камеры переднего уплотнения ЦСД № 1

Д-IПУ-ЦСД1

-

33.24

1.0

39.13

33.25

39.14

9

Суммарный перерасход условного топлива

СУММА

т

-

-

-

33.28

39.17

10

Давление пара в камере регулирующей ступени ЦВД

pр.ст

Р-РСТ

кгс/см2

33.16

33.15

39.18

-

-

11

Приведенный расход свежего пара

Д-ПР

т/ч

39.20

-

-

-

-

Форма АЭ2

___________________ ТЭЦ

Энергоблок № ___________

8.13. Показатели эффективности работы подогревателей сетевой воды

Дата _____ 19__ г.

Время _____ ч ____ мин

Интервал ________

 

№ п.

Наименование показателя

Обозначение

Символ печати

Размерность

Показатель

Перерасход условного топлива

фактический

нормативный

отклонение

т

%

1

2

3

4

5

6

7

8

9

10

1

Относительный температурный напор ПСВ № 1

ТН-П1

-

39.34

39.35

39.36

35.9

35.41

39.37

2

Относительный температурный напор ПСВ № 2

ТН-П2

-

39.38

39.39

39.40

35.52

39.41

3

Относительные потери давления в паропроводе ПСВ № 2

ПД-П2

-

39.42

1.0

39.43

35.61

39.44

4

Относительный расход воды через групповой обвод

Б-ПС

-

39.54

0.0

39.55

35.19

35.40

39.56

5

Относительный расход воды через обвод ПСВ № 2

Б-ПС2

-

39.57

0.0

39.58

35.78

39.59

6

Перерасход условного топлива из-за отключения ПСВ № 2

В-П2

т

-

-

-

35.11

39.46

7

Общий перерасход топлива из-за состояния ПСВ

СУММА

т

-

-

-

35.82

39.45

8

Количество ступеней подогрева

rc

СТ

шт.

39.47

-

-

-

-

9

Расход сетевой воды

Gсв

G-СВ

т/ч

39.48

-

-

-

-

10

Температура воды перед сетевой установкой

ТВХ

°С

39.49

-

-

-

-

11

Температура воды за сетевой установкой

ТВЫХ

°С

39.50

-

-

-

-

12

Тепловая нагрузка ПCB № 1

Qпс1

Q-П1

Гкал/ч

39.51

-

-

-

-

13

Тепловая нагрузка ПСВ № 2

Qпс2

Q-П2

Гкал/ч

39.52

-

-

-

-

14

Общая тепловая нагрузка сетевой установки

Qпс

Q-ПС

Гкал/ч

39.53

-

-

-

-

Примечания: 1. В п.п. 1 и 4 условно представлены два значения показателя. Верхнее значение относится к режиму одноступенчатого подогрева сетевой воды, нижнее - двухступенчатого, трехступенчатого. - 2. При отключении ПСВ № 2 в соответствующие графы вносятся прочерки.

Форма АЭ3

___________________ ТЭЦ

Энергоблок № ___________

8.14. Показатели эффективности работы регенеративных подогревателей

Дата _____ 19__ г.

Время _____ ч ____ мин

Интервал ________

 

№ п.

Наименование показателя

Обозначение

Символ печати

Размерность

Показатель

Перерасход условного топлива

фактический

нормативный

отклонение

т

%

1

2

3

4

5

6

7

8

9

10

1

Температура основного конденсата

за ПНД № 1

TR-1

°С

39.81

39.89

39.97

36.14

39.105

2

за ПНД № 2

TR-2

°С

39.82

39.90

39.98

36.14

39.106

3

за ПНД № 3

TR-3

°С

39.83

39.91

39.99

36.14

39.107

4

за ПНД № 4

TR-4

°С

39.84

39.92

39.100

36.14

39.108

5

за ПНД № 5

TR-5

°С

39.85

39.93

39.101

36.14

39.109

6

Перерасход условного топлива из-за отключения ПНД

В-ПНД

т

-

-

-

36.53

39.123

7

Температура питательной воды

за ПВД № 6

TR-6

°С

39.86

39.94

39.102

36.14

39.110

8

за ПВД № 7

TR-7

°С

39.87

39.95

39.103

36.16

39.111

9

за ПВД № 8

TR-8

°С

39.88

39.96

39.104

36.16

39.112

10

Протечка пара по дренажной линии ПВД № 7

ДП-7

т/ч

39.113

0

39.113

36.20

39.117

11

Протечка пара по дренажной линии ПВД № 8

ДП-8

т/ч

39.114

0

39.113

36.21

39.118

12

Расход питательной воды через байпас ПВД

G-Б

т/ч

39.119

0

39.119

36.23

39.120

13

Перерасход условного топлива из-за отключения ПВД

В-ОТКЛ.

т

-

-

-

36.52

39.121

14

Суммарный перерасход топлива по системе регенерации

ΔBрег

СУММА

т/ч

-

-

-

36.54

39.122

Примечание. При отключении какого-либо ПНД и ПВД в соответствующих строках выходной формы показатели не приводятся (вносятся прочерки).

Форма АЭ4

___________________ ТЭЦ

Энергоблок № ___________

8.15. Показатели эффективности работы конденсационной установки

Дата _____ 19__ г.

Время _____ ч ____ мин

Интервал ________

 

№ п.

Наименование показателя

Обозначение

Символ печати

Размерность

Показатель

Перерасход условного топлива

фактический

нормативный

отклонение

т

%

1

2

3

4

5

6

7

8

9

10

1

Давление пара в конденсаторе

pк

Р-конд

кгс/см2

39.60

39.61

39.62

34.5

39.63

2

Коэффициент гидравлических потерь:

в половине 1

hк1

H-К1

кгс/см2

39.64

1

39.66

34.16

39.68

3

в половине 2

hк2

Н-К2

кгс/см2

39.65

1

39.67

-

-

4

Суммарное изменение расхода топлива

СУММА

т у.т.

-

-

-

34.17

39.69

5

Температурный напор конденсатора

δtк

ТН-К

°С

39.70

39.71

39.72

-

-

6

Степень чистоты поверхности охлаждения

a

А-К

-

39.73

5.337

39.74

-

-

7

Присосы воздуха в конденсатор

Gпр.в

G-ПP

кг/ч

39.75

6.39

39.76

34.22

39.77

8

Расход пара в конденсатор

Дк

Д-К

т/ч

39.78

-

-

-

-

9

Расход охлаждающей воды

Wк

W-ОХЛ

т/ч

39.79

-

-

-

-

10

Температура воды на входе в конденсатор

t1в

T1-К

°С

39.80

-

-

-

-

Форма АЭ5

___________________ ТЭЦ

Энергоблок № ___________

8.16. Показатели эффективности работы узлов котельной установки

Электрическая нагрузка ____ МВт

Тепловая нагрузка ______ Гкал/ч

Дата _____ 19__ г.

Время _____ ч ____ мин

 

№ п.

Наименование показателя

Обозначение

Символ печати

Размерность

Показатель

Отклонение температуры уходящих газов

Перерасход условного топлива

фактический

нормативный

т

%

1

2

3

4

5

6

7

8

9

10

1

Коэффициент избытка воздуха:

в топке

α

ИЗБ-Т

-

25.26

26.91

38.19

38.41

39.152

2

за воздухоподогревателем

αух

ИЗБ-ВП

-

38.11

38.11

-

-

-

3

Присосы воздуха:

в систему пылеприготовления

Δαпс

ПРИС-ПС

-

38.10

38.09

38.19

38.41

39.153

4

в топку

Δαт

ПРИС-Т

-

38.10

38.09

38.19

38.41

39.154

5

в экономайзер

Δαэк

ПРИС-ЭК

-

38.10

38.09

-

-

39.155

6

Переток воздуха в сечении воздухоподогревателя:

в верхнем

Δβвр

ПРИС-ВР

-

38.10

38.09

38.19

38.41

39.156

7

в нижнем

Δβнж

ПРИС-НЖ

-

38.10

38.09

38.19

38.41

-

8

Присосы воздуха в золоуловителях

Δαдм

ПРИС-ДМ

-

38.10

38.09

-

-

-

Рост сопротивления из-за отложений:

9

в конвективной шахте

ΔSξ кш

ЗГР-КШ

кгс/м2

38.13

-

38.19

38.41

39.157

10

в воздухоподогревателе

ΔSξ вп

ЗГР-ВП

кгс/м2

38.13

-

38.19

38.41

39.158

11

Разрежение в верху топки

Sт

РАЗР-Т

кгс/м2

22.441

5.141

38.19

38.41

39.160

12

Снижение тепловосприятия РВП

δQРВП

КОР-ВП

%

6.50

-

38.19

38.41

39.161

13

Рециркуляция газов

Kг

РЕЦ-Г

-

38.6

-

38.19

38.41

39.165

Температура:

14

питательной воды

tпв

Т-ПВ

°C

22.196

26.188

38.19

38.41

39.162

15

холодного воздуха

tхв

Т-ХВ

°C

22.205

-

-

-

-

16

Подогрев воздуха рециркуляцией

Δtрец

ПОД-РЕЦ

°C

26.100

26.100

38.19

38.41

39.163

17

Подогрев воздуха в калориферах

Δtкф

ПОД-КФ

°C

26.100

26.100

38.19

38.41

39.164

18

Температура воздуха за калориферами

ТВ-ВП

°C

22.207

5.82

-

-

-

19

Прочие факторы потери 2, небаланс

НЕБ-2

-

-

-

38.19

38.41

39.166

Температура:

20

уходящих газов

υух

Т-УХ

°C

22.209

26.100

38.20

-

-

21

газов в дымососе

υдм

Т-ДМ

°C

38.21

38.21

-

-

-

22

Суммарное изменение потери 2

СУМ-2

-

-

-

-

38.41

39.167

23

Мощность дымососов

Nд

М-ДМ

кВт

22.297

38.24

-

38.42

39.168

24

КПД дымососов

ηд

КПД-ДМ

%

38.23

38.23

-

38.42

39.169

25

Объем газов в дымососах

Vд

ОГ-ДМ

тыс. м3/ч

38.22

38.22

-

38.42

39.170

26

Полный напор в дымососах

ΔSд

НАП-ДМ

кгс/м2

38.08

38.08

-

38.42

39.171

27

Мощность дутьевых вентиляторов

Nдв

М-ДВ

кВт

22.298

38.25

-

38.42

39.172

28

КПД дутьевых вентиляторов

ηдв

КПД-ДВ

%

38.23

38.23

-

38.42

39.173

29

Объем воздуха в вентиляторах

Vдв

ОВ-ДВ

тыс. м3/ч

38.22

38.22

-

38.42

39.174

30

Полный напор в вентиляторах

ΔHдв

НАП-ДВ

кгс/м2

38.08

38.08

-

38.42

39.175

31

Суммарное отклонение расхода топлива из-за изменения расхода электроэнергии на тягу и дутье

СУМ-ТД

-

-

-

-

38.42

39.176

Разрежение газов за:

32

пароперегревателем

РАЗР-ПП

кгс/м2

22.442

38.07

-

-

-

33

экономайзером

РАЗР-ЭК

кгс/м2

22.443

38.07

-

-

-

34

воздухоподогревателем

РАЗР-ВП

кгс/м2

22.444

38.07

-

-

-

35

золоуловителями

РАЗР-ЗУ

кгс/м2

22.445

38.07

-

-

-

36

дымососами

РАЗР-ДМ

кгс/м2

22.446

38.07

-

-

-

37

Разрежение воздуха перед вентиляторами

РАЗР-ХВ

кгс/м2

22.447

38.07

-

-

-

38

Давление воздуха за вентиляторами

РАЗР-ДВ

кгс/м2

22.448

38.07

-

-

-

Перепад разрежения:

39

в конвективной шахте

ΔSкш

СОПР-КШ

кгс/м2

38.08

38.08

-

-

-

40

в воздухоподогревателе

ΔSвп

СОПР-ВП

кгс/м2

38.08

38.08

-

-

-

41

в золоуловителях

ΔSзу

СОПР-ЗУ

кгс/м2

38.08

38.08

-

-

-

Примечание. Показатели формы АЭ5 не накапливаются.

Форма АЭ6

___________________ ТЭЦ

Энергоблок № ___________

8.17. Показатели эффективности работы питательного электронасоса № ___

Дата _____ 19__ г.

Время _____ ч ____ мин

Интервал ________

 

№ п.

Наименование показателя

Обозначение

Символ печати

Размерность

Показатель

Перерасход условного топлива

фактический

нормативный

отклонение

т

%

1

2

3

4

5

6

7

8

9

10

1

КПД ПЭН

ηПЭН

КПД-ПЭН

-

37.8

37.9

39.23

37.10

39.24

2

Расход конденсата на уплотнения ПЭН

G-КУ

-

37.1

1.0

39.21

37.5

39.22

3

Суммарный перерасход условного топлива

ΔBПЭН

СУММА

т

-

-

-

37.11

39.25

4

Расход питательной воды

Gп.в

G-ПВ

т/ч

39.33

-

-

-

-

Примечание. Форма используется для турбоагрегатов типа T-100-130, T-175-130, T-180-130.

Форма АЭ6

___________________ ТЭЦ

Энергоблок № ___________

Показатели эффективности работы питательного турбонасоса

Дата _____ 19__ г.

Время _____ ч ____ мин

Интервал ________

 

№ п.

Наименование показателя

Обозначение

Символ печати

Размерность

Показатель

Перерасход условного топлива

фактический

нормативный

отклонение

т

%

1

2

3

4

5

6

7

8

9

10

1

КПД ПТН

ηПТН

КПД-ПТН

-

37.20

37.22

39.26

37.27

39.27

2

Расход конденсата на уплотнения ПТН

G-КУ

-

37.1

1.0

39.21

37.5

39.22

3

Суммарный перерасход условного топлива

ΔBПТН

СУММА

т

-

-

-

37.28

39.28

4

КПД приводной турбины

ηпт

КПД-ПТ

отн. ед.

37.13

5.231

39.29

37.16

39.30

5

КПД питательного насоса

ηпн

КПД-ПН

-

37.23

37.21

39.31

37.26

39.32

6

Расход питательной воды

Gп.в

G-ПВ

т/ч

39.33

-

-

-

-

Примечание. Норма используется для турбоагрегатов типа Т-250/300-240.

Форма АЭ7

___________________ ТЭЦ

Энергоблок № ___________

8.18. Показатели экономичности энергоблока по оперативно-регулируемым параметрам в первичном интервале

Средняя электрическая нагрузка ____ МВт

Средняя тепловая нагрузка ______ Гкал/ч

Дата _____ 19__ г.

Время _____ ч ____ мин

Интервал ________

 

№ п.

Наименование показателя

Обозначение

Символ печати

Размерность

Показатель

Перерасход условного топлива

фактический

нормативный

отклонение

т*

%

1

2

3

4

5

6

7

8

9

10

1

Температура свежего пара перед стопорными клапанами турбины

t0

Т1-ЦВД

°С

28.98

28.7

-

27.10

41.46

2

Давление свежего пара перед стопорными клапанами турбины

p0

Р1-ЦВД

кгс/см2

28.96

28.6

-

27.12

41.47

3

Температура пара в тракте промперегрева перед стопорными клапанами ЦСД

Т1-ЦСД

°С

28.100

28.8

-

27.11

41.48

4

Сопротивление тракта промперегрева

ΔPпп

ΔР-ПП

%

25.85

5.81

-

27.13

41.49

5

Давление на стороне нагнетания питательных насосов

Р-ПН

-

40.2

1

41.1

40.3

41.2

6

Расход питательной воды на впрыск в промежуточный пароперегреватель

Д-ВПР

-

40.4

40.5

41.3

40.7

41.4

7

Способ регулирования мощности энергоблока

-

C-РM

40.8

40.8

-

40.8

41.6

8

Расход конденсата ПСВ № 1 на обессоливание

Д-ПС1-ОБ

т/ч

22.18

22.22

-

40.12

41.8

9

Расход конденсата ПСВ № 2 на обессоливание

Д-ПС2-ОБ

т/ч

22.23

22.26

-

40.15

41.10

Слив дренажа из:

10

ПНД № 2

-

ДР-П2

-

40.17

40.17

-

40.17

41.12

11

ПНД № 3

-

ДР-П3

-

40.18

40.18

-

40.18

41.14

12

ПНД № 4

-

ДР-П4

-

40.19

40.19

-

40.19

41.16

13

ПНД № 5

-

ДР-П5

-

40.20

40.20

-

40.20

41.18

14

ПВД № 6

-

ДР-П6

-

40.23

40.23

-

40.23

41.21

15

ПВД № 7

-

ДР-П7

-

40.24

40.24

-

40.24

41.23

16

Пар на деаэратор

-

ПАР-Д

-

40.27

40.27

-

40.27

41.26

17

Пар на калориферы котла

-

ПАР-КФ

-

40.30

40.30

-

40.30

41.28

18

Состав главных эжекторов

-

С-Э

-

40.40

40.40

-

40.40

41.32

19

Пар на главные эжекторы

-

ПАР-Э

-

40.41

40.41

-

40.41

41.35

20

Пар на концевые уплотнения турбины

-

ПАР-КУ

-

40.42

40.42

-

40.42

41.37

21

Состав бустерных насосов

-

С-БН

-

40.43

40.43

-

40.43

41.39

Состав конденсатных насосов:

22

I ступени

-

C-КН1

-

40.44

40.44

-

40.44

41.41

23

II ступени

-

С-КН2

-

40.45

40.45

-

40.45

41.43

24

ПСВ № 1

-

C-КH-ПС1

-

40.46

40.46

-

40.46

41.45

25

Коэффициент избытка воздуха в топке

α

ИЗБ-Т

-

39.124

39.138

-

38.42

41.50

26

Температура воздуха перед воздухоподогревателем

Т1-ВП

°С

39.134

39.147

-

40.48

41.51

27

Разрежение газа в верху топки

Sт

РАЗР-Т

кгс/см2

39.130

39.144

-

38.42

41.52

28

Суммарный перерасход топлива

СУММА

-

-

-

-

40.54

41.57

* Перерасходы топлива после фильтрации в п. 40.49.

Форма АЭ8

___________________ ТЭЦ

Энергоблок № ___________

8.19. Накопленные показатели экономичности энергоблока по оперативно-регулируемым параметрам

Средняя электрическая нагрузка ____ МВт

Средняя тепловая нагрузка _____ Гкал/ч

Дата _____ 19__ г.

Время _____ ч ____ мин

Интервал ________

 

№ п.

Наименование показателя

Обозначение

Символ печати

Размерность

Показатель

Перерасход условного топлива

фактический

нормативный

отклонение

т*

%

1

2

3

4

5

6

7

8

9

10

1

Температура свежего пара перед стопорными клапанами турбины

t0

Т1-ЦВД

°С

28.98

28.7

-

27.10

41.46

2

Давление свежего пара перед стопорными клапанами турбины

p0

Р1-ЦВД

кгс/см2

28.96

28.6

-

27.12

41.47

3

Температура пара в тракте промперегрева перед стопорными клапанами ЦСД

Т1-ЦСД

°С

28.100

28.8

-

27.11

41.48

4

Сопротивление тракта промперегрева

ΔPпп

ΔР-ПП

%

25.85

5.81

-

27.13

41.49

5

Давление на стороне нагнетания питательных насосов

Р-ПН

-

-

-

41.1

40.3

41.2

6

Расход питательной воды на впрыск в промежуточный пароперегреватель

Д-ВПР

-

-

-

41.3

40.7

41.4

7

Способ регулирования мощности

C-РM

-

-

-

41.5

40.8

41.6

8

Расход конденсата ПСВ № 1 на обессоливание

Д-ПС1-ОБ

т/ч

-

-

41.7

40.12

41.8

9

Расход конденсата ПСВ № 2 на обессоливание

Д-ПС2-ОБ

т/ч

-

-

41.9

40.15

41.10

Слив дренажа:

10

из ПНД № 2

ДР-П2

-

-

-

41.11

40.17

41.12

11

из ПНД № 3

ДР-П3

-

-

-

41.13

40.18

41.14

12

из ПНД № 4

ДР-П4

-

-

-

41.15

40.19

41.16

13

из ПНД № 5

ДР-П5

-

-

-

41.17

40.20

41.18

14.1

из ПВД № 6 в ПНД № 5

ДР-П6-П5

-

-

-

41.19

40.23

41.21

14.2

из ПВД № 6 в конденсатор

ДР-П6-К

-

-

-

41.20

-

-

15

из ПВД № 7

ДР-П7

-

-

-

41.22

40.24

41.23

Пар на деаэратор:

16.1

из отбора на ПВД № 6

ПАР-Д-06

-

-

-

41.24

40.27

41.26

16.2

из коллектора 13 кгс/см2

ПАР-Д-К13

-

-

-

41.25

17

Пар на калориферы котла

ПАР-КФ

-

-

-

41.27

40.30

41.28

Состав эжекторов:

18.1

работает 1 эжектор

С-Э-1Э

-

-

-

41.29

40.40

41.32

18.2

работают 2 эжектора

С-Э-2Э

-

-

-

41.30

-

-

18.3

работают 3 эжектора

С-Э-2Э

-

-

-

41.31

-

-

Пар на эжекторы:

19.1

из деаэратора

ПАР-Э-Д

-

-

-

41.33

40.41

41.35

19.2

из коллектора 13 кгс/см2

ПАР-Э-К13

-

-

-

41.34

-

-

20

Пар на концевые уплотнения турбины

ПАР-КУ

-

-

-

41.36

40.42

41.37

Состав:

21

бустерных насосов

С-БН

-

-

-

41.38

40.43

41.39

22

конденсатных насосов I ступени

C-КН1

-

-

-

41.40

40.44

41.41

23

конденсатных насосов II ступени

С-КН2

-

-

-

41.42

40.45

41.43

24

конденсатных насосов ПСВ № 1

C-КH-ПС1

-

-

-

41.44

40.46

41.45

25

Коэффициент избытка воздуха в топке

α

ИЗБ-Т

-

39.124

39.138

-

38.42

41.50

26

Температура воздуха перед воздухоподогревателем

Т1-ВП

°С

39.134

39.147

-

40.48

41.51

27

Разрежение газов в верху топки

Sт

РАЗР-Т

кгс/м2

39.130

39.144

-

38.42

41.52

28

Суммарный перерасход топлива

СУММА

-

-

-

-

40.54

41.57

* Перерасходы топлива после фильтрации в п. 40.49.

Пример автоматического отображения формы АЭ7 на ЭЛИ

ТЭП энергоблока по регулируемым параметрам

Электрическая нагрузка _______ МВт

Тепловая нагрузка ________ Гкал/ч

Параметр

Размерность

Факт

Норма

Отклонение

т

%

ΔВ-СУМ

-

-

-

-

хх.х

х.хх

Т1-ВП

°С

ххх

ххх

хх

хх.х

х.хх

Д-ВПР

-

х.хх

х.хх

х.хх

хх.х

х.хх

ДР-ПСВ2-ОБ

т/ч

ххх

ххх

хх

хх.х

х.хх

С-Э

-

1Э

2Э

-

хх.х

х.хх

ДР-ПЗ

-

К

ЛОК

-

хх.х

х.хх

Форма ПЭ

___________________ ТЭЦ

Энергоблок № ___________

8.20. Показатели экономичности пуска (останова) энергоблока

Дата _____ 19__ г.

Время _____ ч ____ мин

Интервал ________

 

№ п.

Наименование показателя

Обозначение

Символ печати

Размерность

Показатель

фактический

нормативный

1

2

3

4

5

6

7

1

Продолжительность пуска

Т-ПУСК

ч

-

5.322 ÷ 5.325

2

Расход условного топлива сторонними энергоблоками на обеспечение пуска (останова)

Вст

В-СТ

т

29.9

-

3

Расход условного топлива котлом за период пуска (останова)

ВМ-ПУСК

т

29.4

-

4

Полный расход условного топлива за период пуска (останова)

Впуск

В-ПУСК

т

29.10

-

5

Потери топлива за период пуска

ΔВпуск

П-ПУСК

т

29.11

5.318 ÷ 5.321

6

Расход электроэнергии на СН за период пуска (останова)

Э-СН-ПУСК

кВт ∙ ч

29.2

-

7

Выработка электроэнергии за период пуска (останова)

эпуск

Э-ПУСК

кВт ∙ ч

29.3

-

8

Удельный расход условного топлива на отпущенную за период пуска электроэнергию

В/Э-ПУСК

г/(кВт ∙ ч)

29.12

-

Форма АЦ

___________________ ТЭЦ

8.21. Показатели эффективности работы циркуляционной системы

Дата _____ 19__ г.

Время _____ ч ____ мин

Интервал ________

 

№ п.

Наименование показателя

Обозначение

Символ печати

Размерность

Показатель

Перерасход топлива

фактический

нормативный

отклонение

т

%

1

2

3

4

5

6

7

8

9

10

1

Суммарный расход охлаждающей воды

WΣ

W-СУММ

м3/ч

-

-

48.30

47.23

48.21

2

Температура после градирен

tг

Т-Г

°С

48.26

48.27

48.32

47.18

48.22

3

Суммарный перерасход топлива

ΔВΣ

СУММА

-

-

-

-

47.24

48.29

Температура воды после градирни:

4

№ 1

tг(1)

Т-Г1

°С

48.24

48.25

48.31

47.17

48.28

Температура воды после градирни

5

№ 2

tг(2)

Т-Г2

°С

48.24

48.25

48.31

47.21

48.28

6

Количество работающих насосов типа 1

n1

КОЛ-№ 1

-

24.29(j = Ф)

24.29 (j = OP)

-

-

-

7

Количество работающих насосов типа 2

n2

КОЛ-№ 2

-

24.29(j = Ф)

24.29 (j = OP)

-

-

-

Примечание. Число позиций таблицы зависит от количества градирен и типов циркуляционных насосов ТЭЦ.

Форма РХ

___________________ ТЭЦ

Энергоблок № ___________

8.22. Поправка к расходной характеристике энергоблока на фактическое условие работы (для оптимизации режима ТЭЦ)

Дата _____ 19__ г.

Время _____ ч ____ мин

 

Тепловой график.

 

Режимы: одноступенчатый, ;

двухступенчатый, ;

трехступенчатый, .

 

Изменение расхода топлива , т/ч

Расход сетевой воды, т/ч

Температура сетевой воды после ПСВ, °С

 

Изменение электрической мощности турбоагрегата , МВт

Расход сетевой воды, т/ч

Температура сетевой воды после ПСВ,  °С

 

Электрический график.

 

Режимы: одноступенчатый, ;

двухступенчатый, .

 

Расход сетевой воды, т/ч

Мощность турбины Nт, МВт

 

Расход сетевой воды, т/ч

Мощность турбины Nт, МВт

Конденсационный режим

Обозначение показателя

Размерность

Мощность турбины , МВт

ΔBj

т/ч