Номер	Наименование	Обозначение	Логическое условие формирования признака K_nj = 1
	Энергоблок
2.1	Включение генератора в сеть	K₁	Включен выключатель генератора (1.1)
2.2	Ввод резервного возбуждения на данный энергоблок	K₂	Включены блок-контакты ввода резервного возбуждения на данный энергоблок (1.2)
2.3	Включение рабочего трансформатора СН энергоблока	K₃	Положение выключателя «Включено» (1.3)
2.4	Ввод резервного питания на каждую секцию 6 кВ СН энергоблока	K₄_j	Положение выключателя «Включено» (1.4)
	Включение:
2.5	каждого дымососа	K₅_j	Положение выключателя «Включено»(1.5)
2.6	каждого дымососа рециркуляции	K₆_j	Положение выключателя «Включено» (1.6)
2.7	каждой скорости каждого дутьевого вентилятора	K₇_j	Положение выключателя «Включено» (1.7)
2.8	ПЭН	K₈	Положение выключателя «Включено» (1.8)
2.9	каждого бустерного насоса	_j	Положение выключателя «Включено» (1.9)
2.10	каждого конденсатного насоса I ступени		Положение выключателя «Включено» (1.10)
2.11	каждого конденсатного насоса II ступени		Положение выключателя «Включено» (1.11)
2.12	каждого сливного насоса ПНД № 4		Положение выключателя «Включено» (1.12)
2.13	каждого сливного насоса ПНД № 3		Положение выключателя «Включено» (1.13)
2.14	каждого сливного насоса ПНД № 2		Положение выключателя «Включено» (1.14)
2.15	каждого сетевого насоса I ступени		Положение выключателя «Включено» (1.15)
2.16	каждого сетевого насоса II ступени	K₁₆_j	Положение выключателя «Включено» (1.16)
2.17	каждого конденсатного насоса ПСВ № 1		Положение выключателя «Включено» (1.17)
2.18	каждого конденсатного насоса ПСВ № 2		Положение выключателя «Включено» (1.18)
2.19	конденсатного насоса солевых отсеков сетевых подогревателей		Положение выключателя «Включено» (1.19)
2.20	каждого вентилятора горячего дутья		Положение выключателя «Включено» (1.20)
2.21	каждой мельницы		Положение выключателя «Включено» (1.21)
2.22	каждого вентилятора пылеприготовительной установки (мельничного вентилятора)		Положение выключателя «Включено» (1.22)
2.23	Наличие расхода газа на котел		Открыта задвижка на газопроводе к котлу (1.23)
2.24	Наличие отбора пара на РУ СН из тракта промперегрева		Открыты задвижки на линии отбора пара из тракта промперегрева к РУ СН (1.24) и от РУ СН к коллектору пара 13 кгс/см² (1.25) и регулирующий клапан РУ СН (1.58)
2.25	Наличие расхода пара на ПТН		Открыт стопорный клапан ПТН (1.61)
2.26	Наличие расхода пара на калориферы		Открыта задвижка на линии подачи пара на калориферы от выхлопа ПТН (1.26) или от коллектора СН 13 кгс/см² (1.27)
2.27	Питание калориферов от РОУ		на линии от РОУ к калориферам (1.27)
2.28	Включение пускового впрыска		на линии пускового впрыска (1.28)
2.29	Подача пара на обдувку поверхностей нагрева		на линии подачи пара на обдувку (1.29)
2.30	Питание деаэратора 6 кгс/см² паром IV отбора		на паропроводе IV отбора на деаэратор (1.30)
2.31	Питание деаэратора 6 кгс/см² паром от коллектора СН		на паропроводе от коллектора СН на деаэратор (1.31)
2.32	Отключение:
	группы ПВД		Открыт автоматический байпасный клапан на потоке питательной воды (1.62)
2.33	ПВД № 8		Закрыта задвижка на паропроводе к: ПВД № 8 (1.32)
2.34	ПВД № 7		ПВД № 7 (1.33)
2.35	ПВД № 6		ПВД № 6 (1.34)
2.36	Слив конденсата греющего пара:		Открыта задвижка:
	ПВД № 7 в деаэратор		на линии слива дренажа из ПВД № 7 в деаэратор (1.35)
2.37	ПВД № 6 в ПНД № 5		на линии слива дренажа из ПВД № 6 в ПНД № 5 (1.36)
2.38	ПВД № 6 в конденсатор		на линии слива дренажа из ПВД № 6 в конденсатор (1.37)
2.39	ПНД № 5 в конденсатор		на линии слива дренажа из ПНД № 5 в конденсатор (1.38)
2.40	Подача конденсата ПСВ № 1 в линию основного конденсата перед ПНД № 3		на линии подачи конденсата ПСВ № 1 в линию основного конденсата перед ПНД № 3 (1.39)
2.41	Подача конденсата ПСВ № 2 в линию основного конденсата перед ПНД № 4		на линии подачи конденсата ПСВ № 2 в линию основного конденсата перед ПНД № 4 (1.40)
2.42	Отключение цилиндра низкого давления		Закрыты задвижки на перепускных трубах из ЦСД № 2 в ЦНД (1.44)
2.43	Наличие охлаждения основной поверхности конденсатора		Открыты задвижки на линиях подачи охлаждающей воды к основной поверхности конденсатора (1.45)
2.44	Наличие подачи циркуляционной воды к охладителю конденсата ПСВ II ступени		Открыты задвижки на линиях подачи и отвода циркуляционной воды через охладитель конденсата ПСВ II ступени (1.46 и 1.47)
2.45	Наличие охлаждения теплофикационного пучка конденсатора подпиточной или сетевой водой		Открыта задвижка: на линии подачи подпиточной или сетевой воды к теплофикационному пучку (1.48)
2.46	Наличие подачи аварийного добавка ХОВ в конденсатор		на линии аварийной подачи ХОВ в конденсатор (1.49) и регулирующий клапан (1.60)
2.47	Подача пара на концевые уплотнения турбины из деаэратора		на линии подачи пара на концевые уплотнения турбины из деаэратора (1.50)
2.48	Подача пара на основные эжекторы из деаэратора		на линии подачи пара на основные эжекторы из деаэратора (1.51)
2.49	Наличие подачи пара на каждый основной эжектор		на каждой линии подачи пара к каждому основному эжектору (1.52)
2.50	Наличие подачи пара на пусковой эжектор		на линии подачи пара на пусковой эжектор (1.53)

Номер формулы	Наименование величины	Обозначение	Обозначение величин, входящих в формулу
3.1	Среднее значение параметра за первичный интервал	X₀	i - номер цикла опроса датчиков в первичном интервале
3.2	Среднее значение параметра за первичный интервал с признаком участия в накоплении	X₀	N - количество измерений (циклов опроса) в первичном интервале
3.3	Среднее значение параметра за время накопления его показаний при K_п_i = 1 в первичном интервале	X₀	X_i - мгновенное значение параметра K_п_i - признак участия параметра в накоплении (может принимать значения 1 или 0)
3.4	Среднее значение признака участия параметров в накоплении за первичный интервал	X₀	δX - поправка к измеренному значению параметра (на высоту столба жидкости, градуировку и др.) - см. разд. 2.1 части I

4. АВТОМАТИЧЕСКИ ИЗМЕРЯЕМЫЕ ТЕХНОЛОГИЧЕСКИЕ ПАРАМЕТРЫ, АЛГОРИТМ ИХ НАКОПЛЕНИЯ И УСРЕДНЕНИЯ

Таблица 4

Номер параметра	Наименование параметра	Обозначение	Размерность	Пределы отклонения параметра (уставки)	Погрешность измерительного преобразователя	Адрес ввода параметра в ИВК	Номер формулы усреднения	Признак участия в накоплении	Вид контроля достоверности	Примечание
	Энергоблок
	Питательная вода за ПВД после байпаса:
4.1	перепад давлений на расходомерном устройстве		кгс/см²		0,5/1,0 %		3.1	-	В
4.2	то же (дублирующий датчик)		кгс/см²		0,5/1,0 %		3.1	-	В
4.3	давление перед расходомерным устройством	Р_пв	кгс/см²		1,0 %		3.1	-	П
4.4	температура перед расходомерным устройством	t_пв	°С		2,0 °С		3.1	-	В
	Питательная вода на входе в котел до РПК:
4.5	температура	t'_пв	°С		2,0 °С		3.1	-	В
	Свежий пар за котлом по каждой линии:
4.6	перепад давлений на расходомерном устройстве	ΔР_пе_j	кгс/см²		0,6/1,0 %		3.1	-	П	Только для барабанных котлов
4.7	давление перед расходомерным устройством	Р_пе_j	кгс/см²		0,6/1,0 %		3.1	-	В
4.8	температура перед расходомерным устройством	t_пе_j	°С		2,0/7,0 °С		3.1	-	В
4.9	температура до пускового впрыска		°С		2,0/7,0 °С		3.1	-	В
	Пар в тракте холодного промперегрева по каждой линии:
4.10	перепад давлений на расходомерном устройстве		кгс/см²		1,0 %		3.1	-	В
4.11	то же (дублирующий датчик)		кгс/см²		1,0 %		3.1	-	В
4.12	давление перед расходомерным устройством	P'_пп_j	кгс/см²		0,6/1,0 %		3.1	-	В
4.13	температура перед расходомерным устройством	t'_пп_j	°С		2,0/7,0 °C		3.1	-	В
	Пар в тракте горячего промперегрева за котлом по каждой линии:
4.14	давление	P"_пп_j	кгс/см²		0,6/1,0 %		3.1	-	В
4.15	температура до пускового впрыска		°С		2,0/7,0 °С		3.1	-	В
4.16	то же за впрыском		°С		2,0/7,0 °С		3.1	-	В
	Питательная вода на впрыски:
4.17	измеренный расход от промежуточной ступени питательных насосов	G_впр	т/ч		1,5 %		3.2	K₂₈	П
4.18	температура воды перед расходомерным устройством	t_впр	°С		2,0 °С		3.3	K₂₈	П
	Пар, отбираемый из тракта промперегрева на СН после расходомерного устройства (4.10) по каждой линии:
4.19	измеренный расход		т/ч		1,5 %		3.1	-	П
4.20	давление		кгс/см²		1,0 %		3.1	-	П	Параметры измеряются только при отборе пара на СН из промежуточной ступени промежуточного пароперегревателя. При отборе пара из холодных или горячих линий промперегрева они заменяются параметрами 4.12; 4.13 или 4.15; 4.16
4.21	температура		°С		7,0 °С		3.1	-	П
	Пар, отбираемый из тракта холодного промперегрева на РУ СН:
4.22	расход пара после РУ СН на блочный коллектор 13 кгс/см²	Д_{РУ СН}	т/ч		1,5 %		3.2	K₂₄	П
4.23	давление перед расходомерным устройством	Р_{РУ СН}	кгс/см²		1,0 %		3.3	K₂₄	П
4.24	температура перед расходомерным устройством	t_{РУ СН}	°С		7,0 °С		3.3	K₂₄	П
	Мазут, подаваемый на котел по каждому потоку:
4.25	измеренный расход		т/ч		0,6/2,5 %		3.1	-	В
4.26	то же (дублирующий датчик)		т/ч		0,6/2,5 %		3.1	-	В
4.27	-"- (по шайбе малого расхода)		т/ч		0,6/2,5 %		3.1	-	П
4.28	давление перед расходомерным устройством		кгс/см²		1,0 %		3.1	-	П
4.29	температура перед расходомерным устройством		°С		2,0 °C		3.1	-	П
	Мазут на линии рециркуляции от котла по каждому потоку:
4.30	измеренный расход		т/ч		0,6/2,5 %		3.1	-	П
	Природный газ, подаваемый на котел:
4.31	измеренный расход		тыс.м³/ч		0,6/2,5 %		3.2	K₂₃	В
4.32	то же (дублирующий датчик)		тыс.м³/ч		0,6/2,5 %		3.2	K₂₃	В
4.33	-"- (по шайбе малого расхода)		тыс.м³/ч		0,6/2,5 %		3.1	-	П
4.34	давление перед расходомерным устройством	Р_г	кгс/см²		0,6/1,0 %		3.3	K₂₃	П
4.35	температура перед расходомерным устройством	t_г	°С		2,0 °C		3.3	K₂₃	П
	Пар перед калориферами:
4.36	давление	Р_кф	кгс/см²		2,5 %		3.3	K₂₆	П
4.37	температура	t_кф	°С		4,0 °C		3.3	K₂₆	П
	Конденсат калориферов:
4.38	измеренный расход		т/ч		1,5 %		3.2	K₂₆	П
4.39	температура перед расходомерным устройством		°С		4,0 °C		3.2	K₂₆	П
	Содержание кислорода по каждому потоку:
4 .40	за котлом (в точке с температурой газов не выше 600 °С)		%		4,0 %		3.1	-	В
4.41	в уходящих газах за воздухоподогревателем		%		4,0 %		3.1	-	В
	Содержание водорода по каждому потоку:
4.42	за пароперегревателем		%		4,0 %		3.1	-	П
	Температура воздуха по каждому потоку:
4.43	перед дутьевым вентилятором до врезки линии рециркуляции		°С		2,0 °С		3.1	-	В
4.44	перед калориферами		°С		2,0 °С		3.1	-	П
4.45	перед воздухоподогревателем (за калориферами)		°С		2,0 °С		3.1	-	П
4.46	за воздухоподогревателем		°С		4,5 °С		3.1	-	П
	Температура уходящих газов по каждому потоку:
4.47	за воздухоподогревателем		°С		2,0 °С		3.1	-	В
4.48	за дымососом		°С		2,0 °С		3.1	-	П
4.49	перед воздухоподогревателем		°С		3,0 °С		3.1	-	П
	Пар, подаваемый на мазутные форсунки:
4.50	давление	Р_ф	кгс/см²		1,5 %		3.1	-	П
4.51	температура	t_ф	°С		4,0 °С		3.1	-	П
	Пар, подаваемый на обдувку поверхностей нагрева котла по каждой линии:									При отборе пара на обдувку из тракта промперегрева параметры 4.53 и 4.54 заменяются соответственно параметрами 4.20 и 4.21
4.52	измеренный расход		т/ч		1,5 %		3.2	K₂₉	П
4.53	давление перед расходомерным устройством		кгс/см²		1,0 %		3.3	K₂₉	П
4.54	температура перед расходомерным устройством		°С		4,0 °С		3.3	K₂₉	П
	Разрежение газов:
4.55	перед дымососами		кгс/м²		1,0 %		3.1	-	П
4.56	за дымососами		кгс/м²		1,0 %		3.1	-	П
4.57	перед воздухоподогревателями		кгс/м²		1,0 %		3.1	-	П
4.58	за воздухоподогревателями		кгс/м²		1,0 %		3.1	-	П
4.59	в верху топки		кгс/м²		1,0 %		3.1	-	П
4.60	за пароперегревателем		кгс/м²		1,0 %		3.1	-	П
	Давление воздуха:
4.61	перед вентиляторами		кгс/м²		1,0 %		3.1	-	П
4.62	за вентиляторами		кгс/м²		1,0 %		3.1	-	П
4.63	перед воздухоподогревателями		кгс/м²		1,0 %		3.1	-	П
4.64	за воздухоподогревателями		кгс/м²		1,0 %		3.1	-	П
	Питательная вода за водяным экономайзером по каждой линии:
4.65	...
4.66	температура перед расходомерным устройством		°С		2,5 °C		3.1	-	П
	Пар перед выходной (конвективной) ступенью пароперегревателя по каждому потоку:
4.67	температура		°С		3,0 °C		3.1	-	П
	Уходящие газы в тракте рециркуляции по каждому потоку:
4.68	перепад давления на расходомерном устройстве		кгс/м²		1,0 %		3.1	-	П
	Непрерывная продувка:
4.69	измеренный расход	G_пр	т/ч		2,5 %		3.1	-	П	Параметры 4.69, 4.70 и 4.71 для барабанных котлов
4.70	давление перед расходомерным устройством	Р_пр	кгс/см²		2,5 %		3.1	-	П
4.71	температура перед расходомерным устройством	t_пр	°С		3,0 °C		3.1	-	П
4.72	Удельная электрическая проводимость питательной воды	æ_пв	мкСм/см		2,0/5,0 %		3.1	-	П
4.73	...
4.74	...
4.75	...
4.76	...
4.77	...
4.78	...
4.79	...
	Свежий пар перед стопорными клапанами ЦВД по каждой линии:
4.80	давление	Р_с_j	кгс/см²		0,6/1,0 %		3.1	-	В
4.81	температура	t_с_j	°С		2,0/7,0 °С		3.1	-	В
	Пар в регулирующей ступени турбины
4.82	давление	Р_р.ст	кгс/см²		0,6 %		3.1	-	П
	Пар за ЦВД по каждой линии:
4.83	давление		кгс/см²		0,6 %		3.1	-	В
4.84	температура		°С		1,0/4,0 °С		3.1	-	В
	Пар перед отсечными клапанами ЦСД № 1 по каждой линии:
4.85	давление		кгс/см²		0,6 %		3.1	-	П
4.86	температура		°С		2,0/7,0 °С		3.1	-	П
	Пар перед I ступенью ЦСД № 1:
4.87	давление		кгс/см²		0,6 %		3.1	-	П
	Пар за ЦСД № 1 по каждой линии:
4.88	давление		кгс/см²		0,6 %		3.1	-	П
4.89	температура		°С		2,0/7,0 °С		3.1	-	П
	Пар перед ЦСД № 2 по каждой линии:
4.90	давление		кгс/см²		0,6 %		3.1	-	П
4.91	температура		°С		2,0/7,0 °С		3.1	-	П
	Пар, подаваемый на ПТН:
4.92	измеренный расход	Д_ПТН	т/ч		1,0 %		3.2	K₂₅	П
4.93	давление перед расходомерным устройством	Р'_ПТН	кгс/см²		1,0 %		3.3	K₂₅	П
4.94	температура перед расходомерным устройством	t'_ПТН	°С		2,0/7,0 °С		3.3	K₂₅	П
	Пар на выхлопе ПТН:
4.95	давление	Р"_ПТН	кгс/см²		1,0 %		3.3	K₂₅	П
4.96	температура	t"_ПТН	°С		2,0/7,0 °С		3.3	K₂₅	П
	Пар на ПСВ № 2 по каждой линии:
4.97	давление в камере отбора	P₃_j	кгс/см²		0,6 %		3.3	K₅₈	В	Датчики устанавливаются на каждой из трех линий (4.97, 4.98, 4.99)
4.98	давление на входе в подогреватель	P_пс2_j	кгс/см²		0,6 %		3.3	K₅₈	В
4.99	температура в камере отбора	t₃_j	°С		2,0/7,0 °С		3.3	K₅₈	В
	Конденсат после ПСВ № 2:
4.100	расход в линию на обессоливание		т/ч		1,0 %		3.2	K₅₈	П
4.101	расход в линию основного конденсата перед ПНД № 4		т/ч		1,0 %		3.2	K₄₁	П
4.102	температура после конденсатосборника		°С		2,0 °С		3.3	K₅₈	П
4.103	удельная электрическая проводимость конденсата	æ_пс2	мкСм/см		2,0/5,0 %		3.3	K₅₈	П
	Пар на ПСВ № 1 по каждой линии:
4.104	давление в камере отбора	Р₂_j	кгс/см²		0,6 %		3.3	K₆₅	В
4.105	температура в камере отбора	t₂_j	°С		2,0/7,0 °С		3.3	K₆₅	В
	Конденсат после ПСВ № 1:
4.106	расход в линию на обессоливание		т/ч		1,0 %		3.2	K₆₅	П
4.107	расход в линию основного конденсата перед ПНД № 3		т/ч		1,0 %		3.2	K₄₀	П
4.108	температура после конденсатосборника		°С		2,0 °С		3.3	K₆₅	П
4.109	удельная электрическая проводимость конденсата	æ_пс1	мкСм/см		2,0/5,0 %		3.3	K₆₅	П
4.110	расход из солевых отсеков в расширитель конденсатора		т/ч		1,0 %		3.2	K₆₅	П
4.111	...
	Сетевая вода через ПСВ:
4.112	перепад давлений на расходомерном устройстве		кгс/см²		0,5/1,0 %		3.2	K₆₅	В
4.113	то же (дублирующий датчик)		кгс/см²		0,5/1,0 %		3.2	K₆₅	В
	Температура:
4.114	на входе в ПСВ № 1		°С		0,5/2,0 °С		3.3	K₆₅	В	Устанавливаются по 3 датчика в одном сечении трубопровода (4.114-4.118)
4.115	на выходе из ПСВ № 1		°С		0,5/2,0 °С		3.3	K₆₅	В
4.116	на выходе из ПСВ № 2		°С		0,5/2,0 °С		3.3	K₅₈	В
4.117	за обводом ПСВ № 2		°С		0,5/2,0 °С		3.3	K₅₈	В
4.118	за обводом ПСВ		°С		0,5/2,0 °С		3.3	K₆₅	В
	Вода на выходе из вакуумных деаэраторов:
4.119	температура		°С		2,0 °С		3.3	K₅₁	П
	Пар в конденсаторе (в каждой секции):
4.120	абсолютное давление		кгс/см²		0,6 %		3.1	-	В
4.121	температура пара на выхлопе ЦНД		°С		0,5 °С		3.1	-	П
	Охлаждающая вода конденсатора:
4.122	температура на входе		°С		1,0 °С		3.1	-	П
4.123	температура на выходе по каждому потоку		°С		0,5 °С		3.1	-	В	Устанавливаются по 3 датчика в одном сечении трубопровода
4.124	перепад давлений на расходомерном устройстве по каждому потоку		кгс/см²		2,5 %		3.1	-	П
4.125	перепад давлений на конденсаторе по каждому потоку		кгс/см²		1,0 %		3.1	-	П
	Подпиточная (или сетевая) вода на встроенный пучок конденсатора:
4.126	расход		т/ч		2,5 %		3.1	-	П
4.127	температура на входе		°С		0,5 °С		3.1	-	П
4.128	температура на выходе		°С		0,5 °С		3.1	-	П
	Подпиточная вода в магистрали сетевой воды блока:
4.129	расход		т/ч		2,5 %		3.1	-	П
4.130	температура		°С		0,5 °С		3.1	-	П
	Конденсат БОУ:
4.131	расход на входе		т/ч		2,5 %		3.1	-	П
4.132	температура на входе		°С		2,0 °С		3.1	-	П
4.133	температура на выходе		°С		2,0 °С		3.1	-	П
4.134	удельная электрическая проводимость на выходе	æ"_БОУ	мкСм/см		2,0/5,0 %		3.1	-	П
	Химически обессоленная вода в конденсатор:
4.135	расход по линии нормального добавка ХОВ		т/ч		2,0 %		3.1	-	П
4.136	расход по линии аварийного добавка ХОВ		т/ч		2,0 %		3.2	K₄₆	П
4.137	температура		°С		2,0 °С		3.1	-	П
	Конденсат калориферов через охладитель:						3.1
4.138	температура на входе		°С		2,0 °С		3.1	-	П
4.139	температура на выходе		°С		2,0 °С		3.1	-	П
	Пар на деаэратор 7 кгс/см²:
4.140	расход	Д_д	т/ч		2,5 %		3.1	-	П
4.141	давление перед расходомерным устройством	Р_д	кгс/см²		2,5 %		3.1	-	П
4.142	температура перед расходомерным устройством	t_д	°С		2,0 °С		3.1	-	П
	Пар в деаэраторе 7 кгс/см²:

4.143	давление	Р^д	кгс/см²	2,5 %	3.1	-	П
4.144	...
	Пар в отсасывающей линии из I камеры переднего концевого уплотнения ЦВД в линию холодного промперегрева:
4.145	перепад давлений на расходомерном устройстве		кгс/см²	2,5 %	3.1	-	П
4.146	давление перед расходомерным устройством		кгс/см²	2,5 %	3.1	-	П
4.147	температура перед расходомерным устройством		°С	7 °С	3.1	-	П
	Пар в отсасывающей линии из I камеры заднего концевого уплотнения ЦВД в паропровод к ПНД № 5:
4.148	перепад давлений на расходомерном устройстве		кгс/см²	2,5 %	3.1	-	П
4.149	давление перед расходомерным устройством		кгс/см²	2,5 %	3.1	-	П
	Пар в отсасывающей линии из II камеры переднего уплотнения ЦВД:
4.150	перепад давлений на расходомерном устройстве		кгс/см²	2,5 %	3.1	-	П
4.151	давление перед расходомерным устройством		кгс/см²	2,5 %	3.1	-	П
	Пар в отсасывающей линии из I камеры переднего концевого уплотнения ЦСД № 1:
4.152	перепад давлений на расходомерном устройстве		кгс/см²	2,5 %	3.1	-	П
4.153	давление перед расходомерным устройством		кгс/см²	2,5 %	3.1	-	П
	Пар из деаэратора или коллектора СН на концевые уплотнения всех цилиндров:
4.154	перепад давлений на расходомерном устройстве		кгс/см²	2,5 %	3.1	-	П
4.155	давление перед расходомерным устройством		кгс/см²	2,5 %	3.1	-	П
4.156	температура		°С	4,5 °C	3.1	-	П
	Пар отбора на ПВД № 8:
4.157	перепад давлений на расходомерном устройстве		кгс/см²	1,5 %	3.1	-	П
4.158	давление		кгс/см²	1,0 %	3.1	-	П
4.159	температура		°C	4,5 °С	3.1	-	П
	Пар отбора на ПВД № 7:
4.160	перепад давлений на расходомерном устройстве		кгс/см²	1,5 %	3.1	-	П
4.161	давление		кгс/см²	1,0 %	3.1	-	П
	Пар отбора на ПВД № 6:
4.162	давление	Р₆	кгс/см²	1,0 %	3.1	-	П
4.163	температура	t₆	°С	4,0 °С	3.1	-	П
	Пар отбора на деаэратор:
4.164	давление	Р_д7	кгс/см²	1,0 %	3.1	-	П
4.165	температура	t_д7	°С	4,0 °C	3.1	-	П
	Пар отбора на ПНД № 5:
4.166	давление	Р₅	кгс/см²	1,0 %	3.1	-	П
4.167	температура	t₅	°С	4,0 °С	3.1	-	П
	Пар отбора на ПНД № 4:
4.168	давление	Р₄	кгс/см²	1,0 %	3.1	-	П
4.169	температура	t₄	°С	4,0 °C	3.1	-	П
	Пар отбора на ПНД № 1:
4.170	давление	Р₁	кгс/см²	1,0 %	3.1	-	П
	Температура питательной воды на выходе из подогревателей:
4.171	ПВД № 8	t"₈	°C	2,0 °C	3.1	-	П
4.172	ПВД № 8 (после байпаса)	t"_п8	°C	2,0 °C	3.1	-	П
4.173	ПВД № 7	t"₇	°C	2,0 °C	3.1	-	П
4.174	ПВД № 6	t"₆	°C	2,0 °C	3.1	-	П
	Температура конденсата греющего пара:
4.175	ПВД № 8	t_др8	°C	2,0 °C	3.1	-	П
4.176	ПВД № 7	t_др7	°C	2,0 °С	3.1	-	П
4.177	ПВД № 6	t_др6	°C	2,0 °С	3.1	-	П
	Температура основного конденсата турбины на выходе из подогревателей:
4.178	ПНД № 5	t"₅	°C	2,0 °C	3.1	-	П
4.179	ПНД № 4	t"₄	°С	2,0 °С	3.1	-	П
4.180	ПНД № 3	t"₃	°С	2,0 °C	3.1	-	П
4.181	ПНД № 2	t"₂	°С	2,0 °C	3.1	-	П
4.182	ПНД № 1	t"₁	°С	2,0 °C	3.1	-	П
	Температура основного конденсата турбины на входе в подогреватели:
4.183	ПНД № 5	t'₅	°С	2,0 °C	3.1	-	П
4.184	ПНД № 4	t'₄	°С	2,0 °C	3.1	-	П
4.185	ПНД № 3	t'₃	°С	2,0 °C	3.1	-	П
4.186	ПНД № 1	t'₁	°C	2,0 °C	3.1	-	П
	Температура основного конденсата турбины:
4.187	перед конденсатными насосами I ступени	t'_к₁	°C	2,0 °C	3.1	-	П
4.188	за конденсатными насосами II ступени	t"_к2	°C	2,0 °C	3.1	-	П
4.189	на выходе из сальникового подогревателя (до линии рециркуляции)	t"_сп	°C	2,0 °C	3.1	-	П
	Конденсат на уплотнения питательных насосов:
4.190	расход		т/ч	2,5 %	3.1	-	П
	Конденсат из уплотнений питательных насосов в конденсатор:
4.191	расход		т/ч	2,5 %	3.1	-	П
4.192	температура		°С	4,0 °С	3.1	-	П
	Питательная вода через питательные насосы:
4.193	давление на стороне всасывания (за бустерными)		кгс/см²	0,6 %	3.1	-	П
4.194	температура на стороне всасывания (за бустерными)		°С	2,0 °С	3.1	-	П
4.195	давление на стороне нагнетания		кгс/см²	0,6 %	3.1	-	П
4.196	температура на стороне нагнетания		°С	2,0 °С	3.1	-	П
	Пар после охлаждающего устройства ЦНД:
4.197	давление		кгс/см²	2,0 %	3.1	-	П
4.198	температура		°С	2,0 °С	3.1	-	П
	Вода промежуточного контура системы газоохлаждения генератора:
4.199	расход	G_ог	т/ч	2,5 %	3.1	-	П
4.200	температура на входе в охладитель	t'_ог	°С	2,0 °С	3.1	-	П
4.201	температура на выходе из охладителя	t"_ог	°С	2,0 °С	3.1	-	П
	Конденсат мазутных подогревателей, возвращаемый в тепловую схему данного блока:
4.202	расход		т/ч	2,5 %	3.1	-	П
4.203	температура		°C	4,0 °С	3.1	-	П
	Конденсат размораживающего устройства, возвращаемый в тепловую схему данного блока:
4.204	расход		т/ч	2,5 %	3.1	-	П
4.205	температура		°С	4,0 °C	3.1	-	П
4.206	...
4.207	...
4.208	...
4.209	...
4.210	...
4.211	Активная мощность генератора		кВт	0,2/0,5 %	3.1/3.2	K₁	В	Формула 3.2 и признак K₁ используются в пусковой программе
4.212	То же (дублирующее измерение)		кВт	0,2/0,5 %	3.1/3.2	K₁	В
4.213	Реактивная мощность генератора		кВар	0,2/0,5 %	3.1	-	П
4.214	Мощность, потребляемая резервным возбуждением генератора		кВт	1,0 %	3.2	K₂	П
4.215	Мощность рабочего трансформатора СН		кВт	0,5 %	3.2	K₃	П
4.216	Мощность резервного ввода питания на каждую секцию 6 кВ СН энергоблока		кВт	0,5 %	3.2	K₄_j	П
	Мощность электродвигателя:
4.217	каждого дымососа		кВт	1,0 %	3.2	K₅_j	П
4.218	каждого дымососа рециркуляции		кВт	1,0 %	3.2	K₆_j	П
4.219	каждой скорости каждого дутьевого вентилятора		кВт	1,0 %	3.2	K₇_j	П
4.220	ПЭН		кВт	1,0 %	3.2	K₈	П
4.221	каждого бустерного насоса		кВт	1,0 %	3.2	K₉_j	П
4.222	каждого конденсатного насоса I ступени		кВт	1,0 %	3.2	K₁₀_j	П
4.223	каждого конденсатного насоса II ступени		кВт	1,0 %	3.2	K₁₁_j	П
4.224	каждого сетевого насоса I ступени		кВт	1,0 %	3.2	K₁₅_j	П
4.225	каждого сетевого насоса II ступени		кВт	1,0 %	3.2	K₁₆_j	П
4.226	каждого конденсатного насоса ПСВ № 1		кВт	1,0 %	3.2	K₁₇_j	П
4.227	каждого конденсатного насоса ПСВ № 2		кВт	1,0 %	3.2	K₁₈_j	П
4.228	конденсатного насоса солевых отсеков ПСВ		кВт	1,0 %	3.2	K₁₉	П
4.229	каждого вентилятора горячего дутья		кВт	1,0 %	3.2	K₂₀_j	П
4.230	каждой мельницы		кВт	1,0 %	3.2	K₂₁_j	П
4.231	каждого мельничного вентилятора		кВт	1,0 %	3.2	K₂₂_j	П
4.232	...
4.233	...
4.234	...
4.235	...
4.236	...
4.237	...
4.238	...
4.239	...
4.240	...
	Общестанционное оборудование
	Сетевая вода через каждый ПВК:
4.241	расход		т/ч	1,0 %	3.2	K₈₈_j	П
4.242	температура на входе в котел		°С	0,5/2,0 °С	3.3	K₈₈_j	П
4.243	то же на выходе из котла		°С	0,5/2,0 °C	3.3	K₈₈_j	П
	Мазут, подаваемый в каждый ПВК:
4.244	измеренный расход		т/ч	0,6/2,5 %	3.2	K₈₇_j	П
4.245	температура мазута перед расходомерным устройством		°С	2,0 °C	3.3	K₈₇_j	П
	Мазут на линии рециркуляции (слива) от каждого ПВК:
4.246	измеренный расход		т/ч	0,6/2,5 %	3.2	K₈₇_j	П
	Природный газ, подаваемый на каждый ПВК:
4.247	измеренный расход		тыс.м³/ч	0,6/2,5 %	3.2	K₈₆_j	П
4.248	давление		кгс/см²	0,6/1,0 %	3.3	K₈₆_j	П
	Уходящие газы за каждым ПВК:
4.249	температура		°С	2,0 °С	3.1	-	П
4.250	содержание О₂		%	4,0 %	3.1	-	П
	Сетевая вода в подающей линии каждой тепломагистрали:
4.251	перепад давлений на расходомерном устройстве		кгс/см²	0,5/1,0 %	3.2	K₉₄_j	В
4.252	то же (дублирующий датчик)		кгс/см²	0,5/1,0 %	3.2	K₉₄_j	В
4.253	температура перед расходомерным устройством		°С	0,5/2,0 °С	3.1	-	П
	Сетевая вода в обратной линии каждой тепломагистрали:
4.254	перепад давлений на расходомерном устройстве		кгс/см²	0,5/1,0 %	3.2	K₉₄_j	В
4.255	то же (дублирующий датчик)		кгс/см²	0,5/1,0 %	3.2	K₉₄_j	В
4.256	температура перед расходомерным устройством		°С	0,5/2,0 °С	3.1	-	П
	Сетевая вода в подающей линии СН ТЭЦ:
4.257	перепад давлений на расходомерном устройстве		кгс/см²	1,0 %	3.2	K₉₂	П
4.258	температура перед расходомерным устройством		°С	0,5/2,0 °С	3.1	-	П
	Сетевая вода в обратной линии СН ТЭЦ:
4.259	перепад давлений на расходомерном устройстве		кгс/см²	1,0/2,5 %	3.2	K₉₂	П
4.260	температура перед расходомерным устройством		°С	0,5/2,0 °С	3.1	-	П
	Подпиточная вода в каждом баке аккумуляторе (БА):
4.261	уровень		м	0,5/2,0 °С	3.1	-	П
4.262	температура на выходе из БА		°С	0,5/2,0 °C	3.1	-	П
	Исходная вода для подпитки теплосети на вводе ТЭЦ:
4.263	расход		т/ч	1,0 %	3.1	-	П
4.264	температура		°С	0,5/2,0 °C	3.1	-	П
	Мазут после мазутонасосной по каждой линии:
4.265	расход в подающей линии		т/ч	0,6/2,5 %	3.1	-	В
4.266	то же (дублирующий датчик)		т/ч	0,6/2,5 %	3.1	-	В
4.267	температура после мазутонасосной	t_мм	°С	0,6/2,5 %	3.1	-	П
4.268	расход в линии рециркуляции		т/ч	0,6/2,0 °C	3.1	-	В
4.269	то де (дублирующий датчик)		т/ч	0,6/2,5 %	3.1	-	В
	Пар, подаваемый на мазутное хозяйство по каждой линии:
4.270	расход		т/ч	1,5 %	3.1	-	П
4.271	давление		кгс/см²	1,0 %	3.1	-	П
4.272	температура		°C	2,0 °C	3.1	-	П
	Конденсат мазутохозяйства, возвращаемый в тепловую схему:
4.273	расход		т/ч	2,5 %	3.1	-	П
4.274	температура		° С	2,0 °C	3.1	-	П
	Природный газ на вводе ТЭЦ:
4.275	расход		тыс.м³/ч	0,6/2,5 %	3.1	-	В
4.276	дублирующий датчик		тыс.м³/ч	0,6/2,5 %	3.1	-	В
4.277	давление перед расходомерным устройством		кгс/см²	0,6/1,0 %	3.1	-	П
4.278	температура перед расходомерным устройством		°С	2,0 °С	3.1	-	П
4.279	теплотворная способность газа		ккал/кг	0,6 %	3.1	-	П	При отсутствии автоматической калориметрической установки вводится вручную как сменная константа
	Сырая (исходная) вода питания котлов, поступающая на ВПУ:
4.280	расход перед подогревателями		т/ч	1,5 %	3.1	-	П
4.281	температура перед водоводяным подогревателем		°С	2,0 °С	3.1	-	П
4.282	температура после водоводяного подогревателя (за байпасом)		°С	2,0 °С	3.1	-	П
4.283	температура после парового подогревателя (за байпасом)		°С	2,0 °С	3.1	-	П
	Обессоленная вода после ВПУ:
4.284	температура		°С	2,0 °С	3.1	-	П
	Пар из коллектора 13 кгс/см² в коллектор 1,2 кгс/см²:
4.285	расход		т/ч	1,5 %	3.1	-	П
4.286	давление		кгс/см²	1,0 %	3.1	-	П
4.287	температура		°С	4,5 °С	3.1	-	П
	Пар от котельной низкого давления к коллектору СН по каждой линии:
4.288	расход		т/ч	2,5 %	3.2	K₉₅	П
4.289	давление		кгс/см²	1,0 %	3.3	K₉₅	П
4.290	температура		°С	2,0 °С	3.3	K₉₅	П
	Мазут, подаваемый к котельной низкого давления:
4.291	расход		т/ч	0,6/2,5 %	3.2	K₉₁	П
	Мазут в линии рециркуляции от котельной низкого давления:
4.292	расход		т/ч	0,6/2,5 %	3.2	K₉₁	П
	Природный газ, подаваемый к котельной низкого давления:
4.293	расход		тыс.м³/ч	0,6/2,5 %	3.2	K₉₀	П
4.294	давление		кгс/см²	0,6/1,0 %	3.3	K₉₀	П
	Циркуляционная вода по каждой линии:
4.295	перепад давлений на расходомерном устройстве перед каждой градирней		кгс/см²	2,5 %	3.1	-	П
4.296	температура воды перед каждой градирней		°С	1,0 °С	3.1	-	П
4.297	температура воды после каждой градирни		°С	0,5 °С	3.1	-	В	В каждом сечении устанавливаются три датчика (4.297)
4.298	Температура наружного воздуха		°С	0,5 °С	3.1	-	П
4.299	Барометрическое давление	Р_бар	кгс/см²	0,5 %	3.1	-	П
4.300	Скорость ветра	w	м/с	1,0 %	3.1	-	П
4.301	Относительная влажность воздуха	φ	%	3,0 %	3.1	-	П
4.302	Температура воды в источнике водоснабжения		°С	2,0 °С	3.1	-	П
4.303	Температура мазута, поступающего на ТЭЦ		°С	2,0 °C	3.1	-	П
4.304	Расход пара на размораживающее устройство		т/ч	1,5 %	3.1	-	П
4.305	Давление пара на размораживающее устройство		кгс/см²	1,0 %	3.1	-	П
4.306	Расход конденсата от размораживающего устройства		т/ч	2,5 %	3.1	-	П
4.307	Температура конденсата от размораживающего устройства		°С	2,0 °C	3.1	-	П
	Мощность электродвигателя:
4.308	каждого насоса рециркуляции для водогрейных котлов		кВт	1,0 %	3.2	K₇₆_j	П
4.309	каждого насоса перекачки сетевой воды из обратного трубопровода в подающий		кВт	1,0 %	3.2	K₇₇_j	П
4.310	каждого подпиточного насоса летнего		кВт	1,0 %	3.2	K₇₈_j	П
4.311	каждого подпиточного насоса зимнего		кВт	1,0 %	3.2	K₇₉_j	П
	Мощность каждого трансформатора СН:
4.312	водогрейной котельной		кВт	1,0 %	3.2	K₇₅_j	П
4.313	мазутохозяйства		кВт	1,0 %	3.2	K₇₂_j	П
4.314	водоподготовительной установки		кВт	1,0 %	3.2	K₇₃_j	П
4.315	топливоподачи		кВт	1,0 %	3.2	K₈₃	П
4.316	котельной низкого давления		кВт	1,0 %	3.2	K₇₄_j	П
4.317	насосной станции подпитки		кВт	1,0 %	3.2	K₈₂_j	П
	Мощность электродвигателя:
4.318	каждого циркуляционного насоса		кВт	1,0 %	3.2	K₇₁_j	П	Для двухскоростных двигателей измеряется мощность на каждой скорости (4.318)
4.319	резервного возбудителя		кВт	1,0 %	3.2	K₇₀	П
4.320	каждого насоса сырой воды питания котлов		кВт	1,0 %	3.2	K₈₀_j	П
4.321	каждого багерного насоса		кВт	1,0 %	3.2	K₈₅_j	П
^* В - контроль по взаимосвязи параметров и дублирующим датчикам; П - контроль по предельным значениям параметра (уставкам).

Номер величины	Наименование величины	Обозначение	Размерность
5.1	Коэффициент расхода сужающего устройства на трубопроводе	α₍_j₎	-
5.2	Средний коэффициент линейного теплового расширения материала сужающего устройства на трубопроводе	α_t₍_j₎	-
5.3	Диаметр сужающего устройства на трубопроводе	d₂₀₍_j₎	мм
5.4	Модуль сужающего устройства на трубопроводе	m₍_j₎	-
5.5	Удельный объем среды при расчетных параметрах сужающего устройства	V_k₍_j₎	м³/кг
5.6 - 5.56	...
5.57	Давление питательной воды, подаваемой на аварийный впрыск	Р_{ав.впр.о}	кгс/см²
5.58	Давление среды, подогреваемой в котле для потребителей и СН	Р_сро	кгс/см²
5.59	Потери теплового потока		Гкал/ч
5.60	Площадь отверстия сужающего устройства в тракте рециркуляции газов	α_рец	мм²
5.61	Плотность мазута при расчетных параметрах сужающего устройства на мазутопроводе к котлу	γ₀	кг/м³
5.62	Удельный объем конденсата калориферов при расчетных параметрах сужающего устройства	V_кфо	м³/кг
5.63	КПД калориферов котла	η_кф	%
5.64	Расчетное давление для сужающего устройства на газопроводе к котлу	Р_го	кгс/см²
5.65	Расчетная температура для сужающего устройства на газопроводе к котлу	t_го	°С
5.66	Коэффициент для определения потерь тепла с уходящими газами, устанавливаемый в зависимости от вида сжигаемого топлива	а₁	-
5.67	То же	а₂	-
5.68	"	а₃	-
5.69	"	d₁	-
5.70	"	d₂	-
5.71	"	d₃	-
5.72	Давление в деаэраторе 7 кгс/см² при работе при постоянном давлении в нем		кгс/см²
5.73	...
5.74	Коэффициент, определяющий долю конденсата после расширителей конденсата СН в общем количестве конденсата, поступающего от мазутного хозяйства в расширители	K_мх	-
5.75	То же в общем количестве конденсата, поступающего от размораживающего устройства в расширители	K_рм	-
5.76	То же в количестве конденсата, поступающего из калориферов в расширители	K_кф	-
5.77	Давление конденсата, возвращаемого от мазутных подогревателей в цикл электростанции		кгс/см²
5.78	Потери тепла на охлаждение змеевиков леток, конусов горелок и не включенных в циркуляционную схему котла панелей и балок топки	Q_охл	Гкал/ч
5.79	Давление конденсата, возвращаемого от размораживающего устройства в цикл электростанции		кгс/см²
5.80	Расчетные потери давления в тракте промперегрева		%
5.81	Нормативные потери давления в тракте промперегрева		%
5.82	Расчетная температура воздуха на входе в воздухоподогреватель		°С
5.83	Теплоиспользование пара в калориферах	Δi_кф	ккал/кг
5.84	Коэффициент, характеризующий изменение давления отработавшего пара при изменении расхода охлаждающей воды	K_w₂	кгс/см² ∙ м³
5.85	Расчетная температура охлаждающей воды		°С
5.86	Расчетный расход охлаждающей воды		м³/ч
5.87	Потери тепла турбиной с излучением	ΔQ_т	Гкал/ч
5.88	Доля пара, поступающего в промежуточный пароперегреватель от расхода свежего пара	С_пп
5.89	Изменение температурного напора в конденсаторе при изменении расхода охлаждающей воды на 100 м³/ч		°С/100 м³/ч
5.90	Расчетная температура наружного воздуха		°С
5.91	Нормативный расход тепла на отопление турбинного цеха при расчетной температуре наружного воздуха		Гкал/ч
5.92	Нормативный расход тепла на отопление котельного цеха при расчетной температуре наружного воздуха		Гкал/ч
5.93	Расход электроэнергии на СН турбины при ее работе с трехступенчатым подогревом сетевой воды		%
5.94	Нормативные присосы воздуха на тракте котел-воздухоподогреватель		-
5.95	Нормативные присосы воздуха на тракте котел-дымосос		-
5.96	Нормативные присосы воздуха в воздухоподогревателе		-
5.97	Доля потерь тепла теплового потока от номинальной теплопроизводительности котла	а	-
5.98	Номинальная теплопроизводительность котла		Гкал/ч
5.99	Нормативная теплоемкость мазута		ккал/кг ∙ град
5.100	Нормативная температура мазута		°С
5.101	Содержание горючих в шлаке		%
5.102	Доля золы топлива в уносе		-
5.103	Доля шлака топлива		-
5.104	Нормативные потери тепла с химической неполнотой сгорания	q₃	%
5.105	Потери тепла в окружающую среду котлом при номинальной теплопроизводительности		%
5.106	Среднее теплосодержание шлака		ккал/кг
5.107	Нормативный расход электроэнергии на пылеприготовление		кВт ∙ ч/т
5.108	Нормативная температура свежего пара перед стопорными клапанами турбины		°С
5.109	Нормативное давление свежего пара перед стопорными клапанами турбины		кгс/см²
5.110	Нормативная температура пара перед отсечными клапанами ЦСД		°С
5.111	Изменение потерь тепла с уходящими газами при отклонении температуры уходящих газов на 1 °С от нормативной при сжигании мазута		%
5.112	То же твердого топлива		%
5.113	То же газообразного топлива		%
5.114	Изменение потерь тепла с уходящими газами при отклонении коэффициента избытка воздуха на 0,01 от нормативного при сжигании мазута		%
5.115	То же твердого топлива		%
5.116	То же газообразного топлива		%
5.117	Коэффициент, определяющий долю продувочной воды после расширителя непрерывной продувки в общем количестве продувочной воды, поступающей из барабана котла	K_пр	-
5.118	Теплосодержание продувочной воды после подогревателя непрерывной продувки		ккал/кг
5.119	Теплота сгорания твердого топлива		ккал/кг
5.120	Влажность твердого топлива		%
5.121	Теоретический объем продуктов сгорания твердого топлива		м³/кг
5.122	Теоретически необходимый объем воздуха при сгорании твердого топлива		м³/кг
5.123	Теплота сгорания мазута		ккал/кг
5.124	Влажность мазута		%
5.125	Теоретический объем продуктов сгорания мазута		м³/кг
5.126	Теоретически необходимый объем воздуха при сгорании мазута		м³/кг
5.127	Теплота сгорания газообразного топлива		ккал/м³
5.128	Теоретический объем продуктов сгорания газообразного топлива		м³/м³
5.129	Теоретически необходимый объем воздуха при сгорании газообразного топлива		м³/м³
	Коэффициенты влияния на температуру уходящих газов:
5.130	...
5.131	...
5.132	присосов в систему пылеприготовления	K₁₂	-
5.133	присосов в топку	K₁₃	-
5.134	коэффициента избытка воздуха в топке	K₁₄	-
5.135	...
5.136	разрежения в верху топки	K₁₇	-
5.137	...
5.138	рециркуляции газов	K₁₉	-
5.139	...
5.140	Переводной коэффициент при расчете мощности дымососов	а_тд	-
5.141	Нормативное разрежение в верху топки		кгс/м²
5.142	Расход газов через дымососы при номинальной нагрузке котла		тыс.м³/ч
5.143	То же воздуха через дутьевые вентиляторы		тыс.м³/ч
5.144	Нормативные присосы воздуха при номинальной нагрузке в систему пылеприготовления		-
5.145	То же в топку		-
5.146	То же в конвективную шахту на тракте экономайзер-воздухподогреватель		-
5.147	То же в экономайзер		-
5.148	То же в золоуловители		-
5.149	...
5.150	...
5.151	...
5.152	Коэффициент использования тепла в РВП	φ_РВП	-
5.153	...
5.154	Снижение тепловоспринимающей способности РВП от коррозии (см. п. 38.11)	δQ_РВП	%
5.155	...
5.156	...
5.157	Присосы в систему пылеприготовления по данным измерений при номинальной нагрузке		-
5.158	То же в топку		-
5.159	Присосы в конвективную шахту на тракте экономайзер-воздухоподогреватель по данным измерений		-
5.160	То же в золоуловители		-
5.161	Разрежение газов за воздухоподогревателем при измерении (п. 5.159)		кгс/м²
5.162	Разрежение газов за золоуловителями при измерении (п. 5.160)		кгс/м²
5.163	Расход пара (питательной воды) при измерении , (п. 5.159, 5.160)		т/ч
5.164	...
5.165	...
5.166	...
5.167	Коэффициент потерь тепла, связанных с водоподготовкой	k_ХОВ	-
5.168	Давление сетевой воды, поступающей на CH		кгс/см²
5.169	Доля расхода тепла на отопление производственных помещений энергоблока, относимая к СН котельной установки	k_к	-
5.170	Давление сетевой воды на входе в ПСВ		кгс/см²
5.171	Давление сетевой воды на выходе из ПСВ		кгс/см²
5.172	КПД ПСВ		%
5.173	КПД охладителя конденсата ПСВ бойлеров		%
5.174	Давление подпиточной воды	P_подп	кгс/см²
5.175	Коэффициент потерь тепла, связанных с приготовлением химически умягченной воды	k_хув	-
5.176	Давление конденсата размораживающего устройства	Р_крм	кгс/см²
5.177	Давление конденсата мазутных подогревателей	Р_кмх	кгс/см²
5.178	Доля расхода тепла на отопление производственных помещений, относимая на СH турбоагрегата	k_т	-
5.179	Коэффициент, учитывающий протечки пара через передние уплотнения турбопривода ПТН	K_пу	-
5.180	Доля мощности потребителей электрических СH, не снабженных индивидуальными датчиками, относимая на СН котла	h	-
5.181	КПД электромеханического турбоагрегата	η_эм	%
5.182	Номинальный коэффициент мощности	cosφ^ном	-
5.183	Нормативный расход тепла на СН турбины (прочие)		Гкал/ч
5.184	Нормативный удельный расход тепла на подогрев мазута на 1 °С		Гкал/ч
5.185	Нормативный расход тепла на СН котельного цеха (прочие)		Гкал/ч
5.186	Номинальные потери тепла в окружающую среду	q₅	%
5.187	Давление основного конденсата, подаваемого на уплотнения питательных насосов		кгс/см²
5.188	Давление конденсата, сбрасываемого из уплотнений питательных насосов в деаэратор		кгс/см²
5.189	Нормативный удельный расход топлива на отпущенную электроэнергию при 30 %-ной нагрузке энергоблока		г/кВт ∙ ч
5.190	Нормативная тонина помола твердого топлива		%
5.191	Нормативная энтальпия питательной воды после деаэраторов		ккал/кг
5.192	Площадь отверстия сужающего устройства в тракте рециркуляции газов	f_рец	мм²
5.193	Электромеханический КПД насоса	η_эмн	%
5.194	...
5.195	...
5.196	Нагрев сетевой воды в ПСВ, при котором составлена энергетическая характеристика турбины	Δt_пс	°С
5.197	Минимальное значение расхода сетевой воды		т/ч
5.198	Максимальное значение расхода сетевой воды		т/ч
5.199	Минимальное значение температуры прямой сетевой воды		°С
5.200	Максимальное значение тепловой нагрузки турбины		Гкал/ч
5.201	Максимальная тепловая нагрузка ПСВ № 2		Гкал/ч
5.202	Максимальное значение температуры сетевой воды после ПСВ		°С
5.203	Теплоиспользование пара в конденсаторе	Δi_к	ккал/кг
5.204	Теплоиспользование пара в ПСВ № 1	Δi_пс1	ккал/кг
5.205	Теплоиспользование пара в ПСВ № 2	Δi_пс2	ккал/кг
5.206	Минимальное значение давления пара в нижнем теплофикационном отборе при одноступенчатом подогреве сетевой воды		кгс/см²
5.207	Максимальное значение давления пара в нижнем теплофикационном отборе		кгс/см²
5.208	Минимальное значение давления пара в верхнем теплофикационном отборе		кгс/см²
5.209	Максимальное значение давления пара в верхнем теплофикационном отборе		кгс/см²
5.210	Коэффициент, характеризующий нормативную пропускную способность регулирующей диафрагмы		т ∙ см²/ч ∙ кгс
5.211	Теплоиспользование пара в ПНД № 1	Δi_п1	ккал/кг
5.212	Коэффициент пропускной способности проточной части промежуточного отсека при докритическом перепаде давлений	K_по1	т ∙ см²/ч ∙ кгс
5.213	То же при сверхкритическом перепаде давлений	K_по2	кгс ∙ ч ∙ см² ∙ т
5.214	Коэффициент пропорциональности для расчета расхода пара в ЦНД при полностью открытой регулирующей диафрагме	K_к	т ∙ см²/ч ∙ кгс
5.215	Минимальное значение мощности на зажимах генератора		МВт
5.216	Максимальное значение мощности на зажимах генератора		МВт
5.217	Относительный прирост расхода тепла по конденсационному циклу	Δq_кн	Гкал/МВт ∙ ч
5.218	Удельный расход пара в конденсатор при номинальной нагрузке		кг/м³
5.219	Нормативный температурный напор встроенного пучка	δt_вп	°С
5.220	Энтальпия свежего пара при Р_о и t_о		ккал/кг
5.221	Доля тепловой нагрузки j-го подогревателя, передаваемая вышестоящим подогревателем следующей ступени подогрева (j + 2)	δ_j₊₁	-
5.222	Внутренний диаметр трубок конденсатора	d_в	мм
5.223	Площадь поперечного сечения одной трубки		м²
5.224	Число трубок в одном ходе воды	n₂	-
5.225	Число ходов воды в конденсаторе	Z	-
5.226	Поверхность охлаждения конденсатора	F_к	м²
5.227	Угловой коэффициент рабочей характеристики главного эжектора	α	-
5.228	Коэффициент пересчета изменения давления пара на стороне всасывания эжекторов в давление пара в конденсаторе	β	-
5.229	Нормативное значение КПД ЦСД № 1		-
5.230	Нормативное значение КПД ЦСД № 2		-
5.231	Нормативное значение КПД турбопривода		-
5.232	Расчетное значение давления пара в конденсаторе		кгс/см²
5.233	Шаговое значение по температуре сетевой воды после ПСГ № 2	Ш_пс	°С
5.234	Нормативное значение КПД ЦВД при полностью открытых регулирующих клапанах		-
5.235	Шаговое значение по мощности на зажимах генератора	Ш_N	МВт
5.236	Шаговое значение по расходу сетевой воды	Ш_св	м³/ч
5.237	Значение небаланса по давлению пара в верхнем теплофикационном отборе	С	кгс/см²
5.238	Коэффициент для расчета потерь давления в паропроводе от отбора до ПСВ № 1		-
5.239	Коэффициент для расчета потерь давления в паропроводе от отбора до ПСВ № 1		-
5.240	Коэффициент для расчета потерь давления в паропроводе от отбора до ПСВ № 2		-
5.241	Коэффициент для расчета потерь давления в паропроводе от отбора до ПСВ № 2		-
5.242	Минимальное значение давления пара перед ПСВ № 1		кгс/см²
5.243	Критическое значение отношения давлений пара промежуточного отсека	ε_кр	-
5.244	Теплоиспользование пара, поступающего из КСН в калориферы		ккал/кг
5.245	Давление свежего пара, при котором получено выражение п. 11.57		кгс/см²
5.246	Температура свежего пара, при которой получено выражение п. 11.57		°С
5.247	Температура пара перед ЦСД № 1, при которой получено выражение п. 11.57		°С
5.248	КПД ЦСД № 1, при котором получено выражение п. 11.57		-
5.249	Расчетное значение КПД ЦСД № 2		-
5.250	Доля теплоперепада на ПНД № 1 в используемом теплоперепаде ЦНД	a_ПНД_N₁	-
5.251	Коэффициент коррекции используемого теплоперепада на отклонение давления в верхнем теплофикационном отборе на 1 кгс/см²	S	-
5.252	Минимальное значение расхода пара в конденсатор, при котором мощность ЦНД равна нулю		т/ч
5.253	Среднее значение теплоиспользования пара регенеративных подогревателей	Δi_ср	ккал/кг
5.254	Среднее значение теплоиспользования пара регенеративных подогревателей при отключенной группе ПВД	Δi'_ср	ккал/кг
5.255	Давление в трубопроводах циркуляционной воды	Р_цв	кгс/см²
5.256	...
5.257	Минимально возможный подогрев в ПВД	a₂	°С
5.258	Коэффициент, учитывающий изменение потерь от влажности	K_вл	-
5.259	Коэффициент, учитывающий изменение расхода пара в ПНД № 1	х	-
5.260	Минимально возможный подогрев в ПНД	а₁	°С
5.261	Разность давлений в ПВД № 6 и деаэраторе 7 кгс/см², при которой возможен слив дренажа из ПВД № 6 в деаэратор	в₁	кгс/см²
5.262	Минимальное давление пара в нижестоящем отборе на деаэратор, при котором возможно питание деаэратора 7 кгс/см²	в₂	кгс/см²
5.263	Минимальное давление пара, требуемое для питания калориферов котла		кгс/см²
5.264	Минимальное давление пара, требуемое для питания концевых уплотнений турбины		кгс/см²
5.265	Минимальное давление пара, требуемое для питания главных эжекторов		кгс/см²
5.266	Расход пара на турбину, ниже которого целесообразно регулирование мощности блока скользящим начальным давлением пара	Д_ск	т/ч
5.267	...
5.268	Расчетный расход пара на главный эжектор при питании из деаэратора или выхлопа ПТН	Д_1эж	т/ч
5.269	Расчетный расход пара на главный эжектор при питании из коллектора 13 кгс/см²		т/ч
5.270	...
5.271	Энтальпия воды на линии насыщения при давлении 1,2 кгс/см²	i_S_1,2	ккал/кг
5.272	Энтальпия дренажа после охладителя эжектора	i_др.эж	ккал/кг
5.273	Энтальпия дренажа после эжектора уплотнений	i_др.эу	ккал/кг
5.274	Энтальпия дренажа после сальникового подогревателя	i_др.сп	ккал/кг
5.275	Доля отсоса пара на эжектор уплотнений от расхода пара на уплотнения всех цилиндров	d_эу	-
5.276	Доля отсоса пара на сальниковый подогреватель от расхода пара на уплотнения всех цилиндров	d_сп	-
5.277	Коэффициент, учитывающий механические потери и утечки пара в концевых уплотнениях турбопривода	η_мех.п	-
5.278	...
5.279	Электрическая мощность, потребляемая сливными насосами ПНД № 2	N_сл.н.2	кВт
5.280	Электрическая мощность, потребляемая сливными насосами ПНД № 3	N_сл.н.3	кВт
5.281	Электрическая мощность, потребляемая сливными насосами ПНД № 4	N_сл.н.4	кВт
5.282	Давление воды в напорной магистрали конденсатных насосов II ступени	Р"_кн.2	кгс/см²
5.283	Давление сетевой воды на стороне напора сетевых насосов I ступени	Р"_св1	кгс/см²
5.284	То же, II ступени	Р"_св2	кгс/см²
5.285	Температурный напор в охладителе конденсата ПСВ I ступени	Δt_ок1	°С
5.286	Расход питательной воды, ниже которого целесообразна работа одного бустерного насоса	G₁	т/ч
5.287	Расход основного конденсата перед конденсатными насосами I ступени, ниже которого целесообразна работа одного конденсатного насоса I ступени	G₂	т/ч
5.288	Расход основного конденсата перед конденсатными насосами II ступени, ниже которого целесообразна работа одного конденсатного насоса II ступени	G₃	т/ч
5.289	Расход конденсата ПСГ № 1, ниже которого целесообразна работа одного конденсатного насоса ПСГ № 1	G₄	т/ч
5.290	Присосы воздуха в конденсатор, ниже которых целесообразна работа одного основного эжектора на паре из деаэратора или выхлопа ПТН	G_пр1	кг/ч
5.291	То же на паре из коллектора 13 кгс/см²		кг/ч
5.292	Присосы воздуха в конденсатор, выше которых целесообразна работа трех эжекторов на паре из деаэратора или выхлопа ПТН		кг/ч
5.293	То же на паре из коллектора 13 кгс/см²		кг/ч
5.294	Средняя разность относительных приростов расходов тепла на выработку электроэнергии по конденсационному и теплофикационному циклам	Δq	Гкал/МВт ∙ ч
5.295	Число типов циркуляционных насосов	l
5.296	Точность приближенного расчета параллельной работы циркуляционных насосов по расходу воды	s	м³/ч
5.297	Минимальное значение перерасхода условного топлива для фильтрации из-за отклонения от нормы:
	температуры свежего пара перед стопорными клапанами турбины		т
5.298	давления свежего пара перед стопорными клапанами турбины		т
5.299	температуры пара в тракте промперегрева перед стопорными клапанами ЦСД		т
5.300	сопротивления тракта промперегрева		т
5.301	давления на стороне нагнетания питательных насосов		т
5.302	расхода питательной воды на впрыск в промежуточный пароперегреватель		т
5.303	структуры тепловой схемы		т
5.304	коэффициента избытка воздуха в топке		т
5.305	температуры воздуха перед воздухоподогревателем		т
5.306	разрежения газов в верху топки		т
5.307	Предельное содержание соединений в паре		мкг/кг
5.308	Доля соединений, отлагающихся в проточной части турбины, от общего количества поступивших химических веществ в паре	d_отл	-
5.309	Доля соединений, отлагающихся в ЦВД	d^ЦВД	-
5.310	Продолжительность межпромывочного периода проточной части турбины	τ_п	ч
5.311	Давление питательной воды, подаваемой на впрыск в промежуточный пароперегреватель	Р_впр	кгс/см²
5.312	Допустимое значение удельной электрической проводимости конденсата подогревателей сетевой воды		мкСм/см
5.313	Коэффициент пересчета удельной электрической проводимости питательной воды в ее солесодержание	k	мкг ∙ см/кг ∙ мкСм
5.314	Коэффициент пересчета количества отложений в проточной части ЦВД в среднее изменение КПД ЦВД	a_в	%/кг
5.315	Коэффициент пересчета количества отложений в проточной части ЦСД в среднее изменение КПД ЦСД	a_с	%/кг
5.316	...
5.317	...
5.318	Продолжительность пуска энергоблока из:
	холодного состояния		ч
5.319	неостывшего состояния		ч
5.320	горячего состояния		ч
5.321	резерва		ч
5.322	Потери условного топлива на пуск энергоблока из:
	холодного состояния		т
5.323	неостывшего состояния		т
5.324	горячего состояния		т
5.325	резерва		т
	Коэффициент для расчета потерь давления в паропроводе к:
5.326	ПНД № 1		-
5.327	ПНД № 2		-
5.328	ПНД № 3		-
5.329	ПНД № 4		-
5.330	ПНД № 5		-
5.331	ПНД № 6		-
5.332	ПНД № 7		-
5.333	ПНД № 8		-
5.334	КПД подогревателя	η	-
5.335	Поверхность охлаждения встроенного пучка конденсатора (ВПК)	F_ВПК	м²
5.336	Площадь перечного сечения ВПК	f_ВПК	м²
5.337	Нормативная степень чистоты конденсатора	а_н	-
5.338	Параметр режима поверхности нагрева ПСВ № 1 при нормативном состоянии		-
5.339	То же ПСВ № 2		-
5.340	Погрешность определения коэффициента теплопередачи	δk	-
5.341	Погрешность определения температуры воды	δt	-
5.342	Погрешность расчета расхода пара	δД	-
5.343	Нормативные присосы воздуха в конденсатор		кг/ч
5.344	Коэффициент пересчета изменения потерь в конденсаторе в изменение расхода охлаждающей воды по характеристике насоса (группы насосов)	k_y	-
5.345	...
5.346	...
5.347	...
5.348	Удельный объем свежего пара перед стопорными клапанами ЦВД при номинальных начальных параметрах		м³/кг
5.349	Минимальное значение расхода пара из верхнего отопительного отбора, при котором влияние пара уплотнений предотборной ступени незначительно	G_{пс2 мин}	т/ч
5.350	Ширина зоны температур, исключающая ошибку в определении области перегретого пара	Δt_{3 мин}	°С
5.351	Коэффициент зависимости давления пара в регулирующей ступени ЦВД от расхода свежего пара при включенных ПВД № 7 и 8	а₀	кгс ∙ ч ∙ см² ∙ т
5.352	Коэффициент влияния отключения ПВД № 8 на давление пара в регулирующей ступени	а₁	кгс ∙ ч ∙ см² ∙ т
5.353	Коэффициент влияния отключения ПВД № 7 на давление пара в регулирующей ступени	а₂	кгс ∙ ч ∙ см² ∙ т
5.354	Нормативный расход конденсата на уплотнения питательных насосов		т/ч
5.355	Нормативное значение КПД ЦВД (при скользящем давлении)		-
5.356	...
5.357	...
5.358	...
5.359	Максимально допустимая подача циркуляционных насосов каждого типа		м³/ч
5.360	Минимально допустимый расход воды через каждый конденсатор	W_мин	м³/ч
5.361	Площадь орошения каждой градирни	F_г_i	м²
5.362	Коэффициент, учитывающий перераспределение тепловых нагрузок между градирнями при изменении их технического состояния	T_р	-
5.363 - 5.390	Сопротивление участка циркуляционной сети	S_j	м ∙ ч²/м⁶
5.391	...
5.392	Давление сетевой воды на входе в ПВК	P'_{сет ПВК}	кгс/см²
5.393	Давление сетевой воды на выходе из ПВК	P"_{сет ПВК}	кгс/см²
5.394	Плотность мазута при расчетных параметрах сужающего устройства на мазутопроводе к ПВК	j_{0 ПВК}	кг/м³
5.395	Расчетное давление для сужающего устройства на газопроводе к ПВК		кгс/см²
5.396	Расчетная температура для сужающего устройства на газопроводе к ПВК		°С
5.397	Номинальная теплопроизводительность ПВК		Гкал/ч
5.398	Потери тепла в окружающую среду ПВК при номинальной теплопроизводительности		%
5.399	Расчетная температура холодного воздуха ПВК		°С
5.400	Расчетная температура сетевой воды перед ПВК		°С
5.401	Поправка к температуре уходящих газов ПВК на 10 °С изменения температуры холодного воздуха		°С
5.402	Поправка к температуре уходящих газов на 10 °С изменения температуры сетевой воды перед ПВК		°С
5.403	...
5.404	...
	Режимный коэффициент основной поверхности нагрева при нормативном состоянии:
5.405	ПНД № 1		-
5.406	ПНД № 2		-
5.407	ПНД № 3		-
5.408	ПНД № 4		-
5.409	ПНД № 5		-
5.410	ПНД № 6		-
5.411	ПНД № 7		-
5.412	ПНД № 8		-
5.413	Режимный коэффициент поверхности пароохладителя при нормативном состоянии:
	ПНД № 5		-
5.414	ПВД № 6		-
5.415	ПВД № 7		-
5.416	ПВД № 8		-
5.417	Коэффициент, учитывающий влияние изменения температуры уходящих газов на изменение КПД котла	K₁	-
5.418	Коэффициент зависимости расхода пара в тракте холодного промперегрева от давления пара перед I ступенью ЦСД	в	-
5.419	Доля мощности механизмов химического цеха, относимых на подготовку химически обессоленной воды для цикла, к суммарной мощности механизмов химического цеха и насосов сырой воды		-
5.420	Коэффициент плотности регулирующей диафрагмы ЦНД, при которой построена диаграмма режимов (исходно-нормативная энергетическая характеристика) турбины		т ∙ см²/ч ∙ кгс
5.421	Потери тепла ПВК в окружающую среду при расчетной температуре наружного воздуха		Гкал
5.422	Расчетная температура наружного воздуха для ТЭЦ		°С

6. ИСХОДНАЯ ИНФОРМАЦИЯ (СМЕНЯЕМЫЕ КОНСТАНТЫ)

Таблица 6

Номер константы	Наименование константы	Обозначение	Размерность	Пределы изменения	Контрольное значение	Примечание
	Низшая теплота сгорания:
6.1	мазута		ккал/кг
6.2	газа		ккал/м³
6.3	твердого топлива		ккал/кг
	Влажность на рабочую массу:
6.4	твердого топлива		%
6.5	мазута		%
6.6	Плотность мазута при температуре 20 °С	γ₂₀	кг/м³
6.7	Плотность природного газа	ρ_г	кг/м³
6 .8	Тарировочный коэффициент для определения содержания кислорода за котлом по каждому потоку	S_j	-
6.9	Тарировочный коэффициент для определения содержания кислорода в уходящих газах по каждому потоку	S'_j	-
6 .10	Тарировочный коэффициент для определения температуры уходящих газов по каждому потоку	S'_yxj	-
6 .11	Расчетный параметр	K_αyx	т ∙ м/(ч ∙ кгс^0,5)
6 .12	Расчетный параметр	K_α	т ∙ м/(ч ∙ кгс^0,5)			где G_пв, S"_вп и S"_д - расход питательной воды и разрежение газов за воздухоподогревателем и дымососом, при которых определяются Δα₁ и Δα
6.13	Содержание горючих в шлаке	Г_шл	%
6.14	Содержание горючих в уносе	Г_ун	%
6.15	Зольность топлива на рабочую массу	А^р	%
6.16	Тонина помола	R₉₀	%
6.17	Влажность топлива на входе в размольную установку	W₁	%
6.18	Влажность пыли в промбункере	W^пп	%
6.19	Коэффициент размолоспособности		-
6.20	Присосы воздуха в систему пылеприготовления при номинальной нагрузке		-
6.21	Удельный расход пара на распыл мазута	d_ф	т·пара/т·мазута
6.22	КПД перетока тепла	η_перет	%			η_перет с достаточной точностью может быть определен как среднее арифметическое значение КПД нетто котельной установки энергоблоков, передающих тепло другим энергоблокам
6.23	Тарировочный коэффициент для определения температуры газов перед воздухоподогревателями по каждому потоку	K_v_,_j	-
6.24	То же для определения температуры воздуха перед воздухоподогревателями (после калориферов) по каждому потоку	K'_т,_j	-
6.25	Тарировочный коэффициент для определения температуры горячего воздуха по каждому потоку	K"_т_,j	-
6.26	Потери тепла от химической неполноты сгорания	q₃	%			q₃ вводится как сменяемая константа только при отсутствии датчиков
6.27	Доля присоса воздуха на горячей стороне воздухоподогревателей в общем значении присосов	q	-
6.28	Нормативные потери условного топлива на пуск энергоблока из состояния Z		т
6.29	...
6.30	...
6.31	Дополнительный расход тепла на СН турбины		Гкал/ч
6.32	То же котла		Гкал/ч
6.33	Удельные потери тепла, связанные с мазутным хозяйством		Гкал/ч ∙ т ∙ °С
6.34	Удельный расход электроэнергии на насосы теплофикационной установки		кВт ∙ ч/Гкал
6.35	Относительный прирост расхода тепла энергоустановки, компенсирующей в энергосистеме недовыработку электроэнергии анализируемого энергоблока	Δq_сист	Гкал/МВт ∙ ч
6.36	КПД брутто котельной установки, компенсирующей недовыработку электроэнергии в энергосистеме		%
6.37	Тепло, вносимое в конденсатор от посторонних источников	Q_пи	Гкал/ч
6.38	Коэффициент, характеризующий фактическую пропускную способность регулирующей диафрагмы	K_т	т ∙ см²/ч ∙ кгс
6.39	Присосы воздуха в конденсатор	G_пр.в	кг/ч
6.40	Отклонение КПД от нормативного:
	ЦСД № 1	Δη_ЦСД1	-
6.41	ЦСД № 2	Δη_ЦСД2	-
6.42	турбопривода	Δη_тп	-
6.43	питательного насоса	Δη_на	-
6.44	Длительность оперативного интервала	τ₀	ч
6.45	...
6.46	Число циркуляционных насосов каждого типа в работоспособном состоянии		-
6.47	Сокращение тепловосприятия РВП из-за коррозии	δQ_РВП	%
6.48	Отклонение КПД ЦВД от нормативного значения при полностью открытых регулирующих клапанах		-
6.49	Признак включения в работу i-й градирни	K_г_i	-
6.50	Признак чистки РВП		-			Вносится после проведения чистки РВП K_РВП = 1; после выполнения условия п. 38.17 принять K_РВП = 0
6.51	Содержание серы на рабочую массу:
	твердого топлива		%
6.52	мазута		%
6.53	Количество пусков энергоблока за месяц из:
	холодного состояния	n_пуск_Z₁	-
6.54	неостывшего состояния	n_пуск_Z₂	-
6.55	горячего состояния	n_пуск_Z₃	-
6.56	резерва	n_пуск_Z₄	-

7. УРАВНЕНИЯ ТЕРМОДИНАМИЧЕСКОГО СОСТОЯНИЯ ВОДЫ И ВОДЯНОГО ПАРА

Таблица 7

Номер уравнения	Уравнение	Единица измерения	Контрольное значение
7.1	Энтальпия перегретого водяного пара: где τ = T/T_кр; θ = Т/1000; Р^* = Р/100; Т - температура перегретого пара, Т = t + 273,15; P - давление перегретого пара, кгс/см²	ккал/кг	Р = 50 кгс/см² t = 350 °С i = 733,56021 ккал/кг
7.2	Удельный объем перегретого водяного пара: где θ = Т/1000; Р^* = Р/100	м³/кг	Р = 50 кгс/см² t = 350 °С V = 0,53061670 м³/кг
7.3	Энтропия перегретого водяного пара: где τ = T/T_кр; θ = Т/1000; Р^* = Р/100	ккал/(кг ∙ К)	Р = 50 кгс/см² t = 350 °С S = 1,5436405 ккал/(кг ∙ К)
7.4	Энтальпия пара в зависимости от давления и энтропии: где , (при S" > S в расчет принимать первые два члена уравнения)	ккал/кг	P = 87,61 кгс/см² S = 1,556144 ккал/(кг ∙ К) i = 779,76 ккал/кг
7.5	Термодинамические свойства кипящей воды и насыщенного пара: где θ_S = T_S/1000	кгс/см²	t = 300 °С P = 87,613040 кгс/см²
7.6		К ∙ 10^-3	P = 87,61 кгс/см² t = 299,99556 °С
7.7		ккал/кг	t = 300 °С i = 321,40134 ккал/кг
7.8		ккал/кг	t = 300 °С i = 656,35878 ккал/кг
7.9		ккал/(кг ∙ К)	t = 300 °С S = 0,77767778 ккал/(кг· ∙К)
7.10		ккал/(кг ∙ К)	t = 300 °С S = 1,3622722 ккал/(кг ∙ К)
7.11		м³/кг	t = 300 °С V = 0,0014052852 м³/кг
7.12	Для температур до 300 °С член - 4,4 ∙ 10¹⁵(θ_S - 0,27315)³⁰ можно опустить	м³/кг	t = 300 °С V = 0,0216151 м³/кг
7.13	Энтальпия воды: где t^* = t/100; P^** = P ∙ 0,980665	ккал/кг	P = 50 кгс/см² t = 200 °С i = 203,4734 ккал/кг
7.14	Удельный объем воды: где t^* = t/100; P^** = P ∙ 0,980665	м³/кг	P = 50 кгс/см² t = 200 °С V = 0,0011524688 м³/кг

8. РАСЧЕТ ПАРАМЕТРОВ ПО ВЫРАЖЕНИЯМ, ИСПОЛЬЗУЕМЫМ МНОГОКРАТНО

Таблица 8

Номер величины	Наименование величины	Обозначение	Исходная информация	Контрольное значение	Примечание
	Абсолютное давление среды, кгс/см²
	Расчетная формула: , где к - наименование измеряемой среды; - измеренное избыточное давление среды, кгс/см²; P_бар - барометрическое давление, кгс/см²
8.1	Питательная вода за ПВД после байпаса	Р_пв	4.3; 4.299
8.2	Свежий пар за котлом по каждой линии	Р_пе_j	4.7; 4.299
8 .3	Пар в тракте холодного промперегрева по каждой линии	Р'_пп_j	4.12; 4.299
8 .4	Пар в тракте горячего промперегрева за котлом по каждой линии	Р"_пп_j	4.14; 4.299
8 .5	Пар, отбираемый из тракта промперегрева на СН по каждой линии		4.20; 4.299
8 .6	Пар из тракта холодного промперегрева, подаваемый в блочный коллектор 13 кгс/см² через РУ 40/13	Р_{РУ СН}	4.23; 4.299
8.7	Природный газ, подаваемый на котел	Р_г	4.34; 4.299
8.8	Пар перед калориферами	Р_кф	4.36; 4.299
8.9	Пар, подаваемый на мазутные форсунки	Р_ф	4.49; 4.299
8.10	Пар, подаваемый на обдувку по каждой линии	Р_обд_j	4.52; 4.299
8.11	Вода в линии непрерывной продувки перед расходомерным устройством	Р_пр	4.70; 4.299
8.12	...
8.13	...
8.14	...
8.15	Свежий пар перед стопорными клапанами ЦВД по каждой линии	Р₀_j	4.80; 4.299
8.16	Пар в регулирующей ступени ЦВД турбины	Р_р.ст	4.82; 4.299
8.17	Пар за ЦВД по каждой линии	Р"_ЦВД_j	4.83; 4.299
8.18	Пар перед отсечными клапанами ЦСД № 1 по каждой линии	Р'_ЦСД1_j	4.85; 4.299
8.19	Пар перед I ступенью ЦСД № 1	Р'_I_ЦСД1_j	4.87; 4.299
8.20	Пар за ЦСД № 1 по каждой линии	Р"_ЦСД1_j	4.88; 4.299
8.21	Пар перед ЦСД № 2 по каждой линии	Р'_ЦСД2_j	4.90; 4.299
8.22	Пар, подаваемый на ПТН	Р'_ПТН	4.93; 4.299
8.23	Пар на выхлопе ПТН	Р"_ПТН	4.95; 4.299
8.24	Пар на ПСВ № 2 в камере отбора по каждой линии	Р₃_j	4.97; 4.299
8.25	Пар на входе в ПСВ № 2 по каждой линии	Р_пс2_j	4.98; 4.299
8.26	Пар на ПСВ № 1 в камере отбора по каждой линии	Р₂_j	4.104; 4.299
8.27	Пар на деаэратор 7 кгс/см² перед расходомерным устройством	Р_д	4.141; 4.299
8.28	Пар в деаэраторе 7 кгс/см²	р^д	4.143; 4.299
8.29	Пар в отсасывающей линии из I камеры переднего концевого уплотнения ЦВД в линию холодного промперегрева		4.146; 4.299
8.30	Пар в отсасывающей линии из I камеры заднего концевого уплотнения ЦВД в линию на ПНД № 5		4.149; 4.299
8.31	Пар в отсасывающей линии из II камеры переднего концевого уплотнения ЦВД		4.151; 4.299
8.32	Пар в отсасывающей линии из I камеры переднего уплотнения ЦСД № 1		4.153; 4.299
8.33	Пар из деаэратора или коллектора СН на концевые уплотнения всех цилиндров	Р_упл	4.155; 4.299
8.34	Пар отбора на:
	ПВД № 8	Р₈	4.158; 4.299
8.35	ПВД № 7	Р₇	4.161; 4.299
8.36	ПВД № 6	Р₆	4.162; 4.299
8.37	деаэратор	Р_д7	4.164; 4.299
8.38	ПНД № 5	Р₅	4.166; 4.299
8.39	ПНД № 4	Р₄	4.168; 4.299
8.40	ПНД № 1	Р₁	4.170; 4.299
8.41	Питательная вода через питательные насосы на стороне всасывания (за бустерными)	Р'_пк	4.193; 4.299
8.42	То же на стороне нагнетания	Р"_пк	4.195; 4.299
8.43	Пар после охлаждающего устройства ЦНД	P"_ОУ Р"_ОУ_ЦНД	4.197; 4.299
8.44	...
8.45	...
8.46	...
8.47	...
8.48	...
8.49	...
8.50	...
8.51	Природный газ, подаваемый на каждый ПВК		4.248; 4.299
8.52	Пар, подаваемый на мазутное хозяйство по каждой линии	Р_мх_j	4.271; 4.299
8.53	Природный газ на вводе ТЭЦ	Р_г.в	4.277; 4.299
8.54	Пар из коллектора 13 кгс/см² в коллектор 1,2 кгс/см²	Р_13-1,2	4.287; 4.299
8.55	Пар от котельной низкого давления к коллектору СН по каждой линии	Р_кнд_j	4.289; 4.299
8.56	Природный газ, подаваемый к котельной низкого давления		4.294; 4.299
8.57	Пар, подаваемый на размораживающие устройства	Р_рм_j	4.305; 4.299
8.58	...
8.59	...
8.60	...
	Энтальпия и температура воды на линии насыщения, ккал/кг Расчетная формула: i_S = f(t_S), где t_S = f(P_S) - уравнения 7.6; 7.7
8.61	Конденсат в ПСВ № 2 по каждой линии	t_S_пс2_j	4.98
8.62	Конденсат в ПСВ № 1 по каждой линии	t_S₂_j	4.104
8.63	Конденсат в каждой секции конденсатора	t_S_к_j	4.120
8.64	...
8.65	Питательная вода после деаэратора 7 кгс/см²	i"_д	4.143
8.66	Питательная вода после деаэратора 7 кгс/см² при его работе на скользящем давлении	i"_д₍_ск₎	4.164
8.67	...
	Конденсат в:
8.68	ПНД № 1	t_S₁	4.170
8.69	ПНД № 3	t_S₃_j	4.97
8.70	ПНД № 4	t_S₄	4.168
8.71	ПНД № 5	t_S₅	4.166
8.72	ПВД № 6	t_S₆	4.162
8.73	ПВД № 7	t_S₇	4.161
8.74	ПВД № 8	t_S₈	4.158
8.75	ПНД № 1	i_S₁	4.170
8.76	ПНД № 2	i_S_2j	4.104
8.77	ПНД № 3	i_S_3j	4.97
8.78	ПНД № 4	i_S₄	4.168
8.79	ПНД № 5	i_S₅	4.166
8.80	ПВД № 6	i_S₆	4.162
8.81	ПВД № 7	i_S₇	4.161
8.82	ПВД № 8	i_S₈	4.158
8.83	...
8.84	...
8.85	...
8.86	...
8.87	...
8.88	...
8.89	...
8.90	...
	Удельный объем воды, м³/кг Расчетная формула: V = f(P,t) - уравнение 7.14
8.91	Питательная вода за ПВД после байпаса	V_пв	8.1; 4.4
8.92	Питательная вода на впрыски	V_впр	5.57; 4.18
8.93	Непрерывная продувка	V_пр	4.70; 4.71
8.94	Конденсат калориферов	V_кф	8.8; 4.39
8.95	...
8.96	Конденсат после ПСВ № 2	V_кпс2	8.24; 4.102
8.97	Конденсат после ПСВ № 1	V_кпс1	8.26; 4.108
8.98	Подпиточная вода на встроенный пучок конденсатора	V_ВПК	5.174; 4.127
8.99	Подпиточная вода в магистрали сетевой воды энергоблока		5.164; 4.130
8.100	Конденсат из уплотнений питательных насосов в конденсатор	V"_к.упл	5.188; 4.192
8.101	Питательная вода через питательные насосы на стороне всасывания	V'_пн	8.41; 4.194
8.102	То же на стороне нагнетания	V"_пн	8.42; 4.196
8.103	Конденсат мазутных подогревателей, возвращаемый в тепловую схему данного энергоблока		5.77; 4.203
8.104	Конденсат размораживающего устройства, возвращаемый в тепловую схему данного энергоблока		5.79; 4.205
8.105	Сетевая вода через ПСВ	V_св	5.170; 4.114
8.106	Сетевая вода через каждый ПВК		5.392; 4.243
8.107	Сетевая вода в подающей линии каждой тепломагистрали	V_под_j	5.171; 4.253
8.108	Сетевая вода в обратной линии каждой тепломагистрали	V_обр_j	5.170; 4.256
8.109	Сетевая вода в подающей линии СН ТЭЦ		5.168; 4.258
8.110	Сетевая вода в обратной линии СН ТЭЦ		5.170; 4.260
8.111	Конденсат мазутного хозяйства, возвращаемый в тепловую схему	V_кмх	5.77; 4.274
8.112	...
8.113	...
8.114	...
8.115	...
8.116	...
8.117	...
8.118	...
8.119	...
8.120	...
	Удельный объем пара, м³/кг Расчетная формула: V = f(P,t) - уравнение 7.2
8.121	Свежий пар за котлом по каждой линии	V_пе_j	8.2; 4.8
8.122	Пар в тракте холодного промперегрева по каждой линии	V_пп_j	8.3; 4.13
8.123	Пар, отбираемый из тракта промперегрева на СН по каждой линии		8.5; 4.21
8.124	Пар, отбираемый из тракта холодного промперегрева на РУ СН	V_РУСН	8.6; 4.24
8.125	Пар, подаваемый на обдувку по каждой линии	V_обд_j	8.10; 4.54
8.126	Свежий пар перед стопорными клапанами турбины (номинальное значение)		5.109; 5.108
8.127	Свежий пар перед стопорными клапанами турбины	V₀	8.15; 4.81
8.128	Пар, подаваемый на ПТН	V_ПТН	8.22; 4.94
8.129	Пар на деаэратор 7 кгс/см²	V_д	8.27; 4.142
8.130	Пар в отсасывающей линии из I камеры переднего концевого уплотнения ЦВД в линию холодного промперегрева		8.29; 4.147
8.131	Пар в отсасывающей линии из I камеры заднего концевого уплотнения ЦВД в паропровод к ПНД № 5		8.30; 4.84
8.132	То же из I камеры переднего концевого уплотнения ЦСД № 1		8.32; 4.86
8.133	Пар отбора на ПВД № 8	V₈	8.34; 4.159
8.134	Пар отбора на ПВД № 7	V₇	8.35; 4.84
8.135	Пар из деаэратора или коллектора СН на концевые уплотнения всех цилиндров	V_упл	8.33; 4.155
8.136	Пар, подаваемый на мазутное хозяйство по каждой линии	V_мх_j	8.52; 4.272
8.137	Пар из коллектора 13 кгс/см² в коллектор 1,2 кгс/см²	V_13-1,2	8.54; 4.287
8.138	Пар от котельной низкого давления в коллектор СН по каждой линии	V_кнд_j	8.55; 4.290
8.139	...
8.140	...
8.141	...
8.142	...
8.143	...
8.144	...
8.145	...
	Действительный расход, вычисляемый по перепаду, т/ч Расчетная формула где α - коэффициент расхода сужающего устройства; s - поправочный множитель на расширение измеряемой среды. Для воды ε = 1. Для пара: для диафрагмы для сопла m - модуль сужающего устройства; K_t - множитель, учитывающий средний коэффициент линейного теплового расширения материала сужающего устройства [K_t = 1 + α_t(t - 20)]; d₂₀ - диаметр сужающего устройства, мм; Δp - перепад давлений в сужающем устройстве, кгс/см²; V - удельный объем измеряемой среды, м³/кг
8.146	Питательная вода за ПВД после байпаса по основному датчику		4.1; 8.91; 4.4; 5.1; 5.2; 5.3
8.147	То же (дублирующее измерение)		4.2; 8.91; 4.4; 5.1; 5.2; 5.3
8.148	Свежий пар за котлом по каждой линии	Д_пе_j	4.6; 8.121; 8.2; 4.8; 5.1; 5.2; 5.3; 5.4
8.149	Пар в тракте холодного промперегрева по каждой линии		4.10; 8.122; 8.3; 4.13; 5.1; 5.2; 5.3; 5.4
8.150	То же (дублирующее измерение)		4.11; 8.122; 8.3; 4.13; 5.1; 5.2; 5.3; 5.4
8.151	Сетевая вода через ПСВ		4.112; 8.105; 4.114; 5.1; 5.2; 5.3
8.152	То же (дублирующее измерение)		4.113; 8.105; 4.114; 5.1; 5.2; 5.3
8.153	Охлаждающая вода конденсатора	W_j	4.124; 5.40; 4.122; 5.1; 5.2; 5.3
	Пар в отсасывающей линии из:
8.154	I камеры переднего концевого уплотнения ЦВД в линию холодного промперегрева		4.145; 8.130; 4.147; 5.1; 5.2; 5.3
8.155	из заднего концевого уплотнения ЦВД в паропровод к ПНД № 5		4.148; 8.131; 4.84; 5.1; 5.2; 5.3
8.156	из II камеры переднего концевого уплотнения ЦВД		4.150; 8.130; 4.147; 5.1; 5.2; 5.3
8.157	Пар в отсасывающей линии из I камеры переднего концевого уплотнения ЦСД № 1		4.152; 8.132; 4.86; 5.1; 5.2; 5.3
8.158	Пар из деаэратора или коллектора СН на концевые уплотнения всех цилиндров	Д_упл	4.154; 8.135; 4.156; 5.1; 5.2; 5.3
8.159	Пар отбора на ПВД № 8	Д₈	4.157; 8.133; 4.159; 5.1; 5.2; 5.3
8.160	Пар отбора на ПВД № 7	Д₇	4.160; 8.134; 4.163; 5.1; 5.2; 5.3
8.161	Сетевая вода в подающей линии каждой тепломагистрали		4.251; 8.107; 4.253; 5.1; 5.2; 5.3
8.161A	То же (дублирующее измерение)		4.252; 8.107; 4.253; 5.1; 5.2; 5.3
8.162	Сетевая вода в обратной линии каждой тепломагистрали		4.254; 8.108; 4.256; 5.1; 5.2; 5.3
8.162A	То же (дублирующее измерение)		4.255; 8.108; 4.256; 5.1; 5.2; 5.3
8.163	Сетевая вода в подающей линии СН ТЭЦ		4.257; 8.109; 4.258; 5.1; 5.2; 5.3
8.164	Сетевая вода в обратной линии СН ТЭЦ		4.259; 8.110; 4.260; 5.1; 5.2; 5.3
8.165	Циркуляционная вода перед каждой градирней по каждой линии	W_гр_j	4.259; 5.41; 4.296; 5.1; 5.2; 5.3
	Действительный расход с поправкой на изменение удельного объема, т/ч
	Расчетная формула: где G^и - измеренный расход среды, т/ч; V₀ - удельный объем среды при расчетных параметрах измерительного сужающего устройства, м³/кг (const); V - действительный удельный объем среды, м³/кг
8.166	Питательная вода на впрыски	G_впр	4.17; 5.5; 8.92
8.167	Пар, отбираемый из тракта промперегрева на СН после расходомерного устройства по каждой линии		4.19; 5.5; 8.123
8.168	Пар, отбираемый из тракта холодного промперегрева на РУ СН	Д_{РУ СН}	4.22; 5.5; 8.124
8.169	Конденсат калориферов	G_кф	4.38; 5.5; 8.94
8.170	Пар, подаваемый на обдувку поверхностей нагрева котла по каждой линии	Д_обд_j	4.52; 5.5; 8.125
8.171	...
8.172	Непрерывная продувка	G_пр	4.69; 5.5; 8.93
8.173	Пар, подаваемый на ПТН	Д_ПТН	4.92; 5.5; 8.128
8.174	Конденсат после ПСВ № 2 в линию на обессоливание		4.100; 5.5; 8.96
8.175	То же в линию основного конденсата		4.101; 5.5; 8.96
8.176	Конденсат после ПСВ № 1 в линию на обессоливание		4.106; 5.5; 8.97
8.177	То же в линию основного конденсата		4.107; 5.5; 8.97
8.178	Подпиточная (или сетевая) вода на встроенный пучок конденсатора	G_ВПК	4.126; 5.5; 8.98
8.179	Подпиточная вода в магистрали сетевой воды энергоблока		4.129; 5.5; 8.99
8.180	Пар на деаэратор 7 кгс/см²	Д_д	4.140; 5.5; 8.129
8.181	Конденсат на уплотнения питательных насосов	G_к.упл	4.190; 5.5; 8.100
8.182	Конденсат из уплотнений питательных насосов в конденсатор	G"_к.упл	4.191; 5.5; 8.100
8.183	Конденсат мазутных подогревателей, возвращаемый в тепловую схему данного энергоблока		4.202; 5.5; 8.103
8.184	Конденсат размораживающего устройства, возвращаемый в тепловую схему данного энергоблока		4.204; 5.5; 8.104
8.185	Сетевая вода через каждый ПВК		4.241; 5.5; 8.106
8.186	Пар, подаваемый на мазутное хозяйство по каждой линии	Д_мх_j	4.269; 5.5; 8.136
8.187	Конденсат мазутохозяйства, возвращаемый в тепловую схему	G_кмх	4.273; 5.5; 8.111
8.188	Пар из коллектора 13 кгс/см² в коллектор 1,2 кгс/см²	Д_13-1,2	4.285; 5.5; 8.137
8.189	Пар от котельной низкого давления к коллектору СН по каждой линии	Д_кнд_j	4.288; 5.5; 8.138
8.190	Условный объемный расход рециркулирующих газов, м³/ч	R_рец_j	см. ниже
	Расчетная формула:	α_рец	5.1
		m	5.4
	где α_рец - константа	ΔP_рец	4.68
		Р_бар	4.299
		S'_вп_j	4.57
			5.2
		υ'_вп	4.49
		f_рец	5.60
8.191	Пар, подаваемый на размораживающее устройство по каждой линии	Д_рм_j	4.304; 5.5; 8.136
8.192	Конденсат от размораживающего устройства, возвращаемый в тепловую схему	G_крм	4.304; 5.5; 8.136; 4.306; 5.5; 8.104
8.193	Действительный расход мазута, т/ч: Расчетная формула:				При принять G_м = 0; А - номинальная производительность двух горелок (форсунок), т/ч; β = 0,6 кг/(м³ ∙ °С)
8 .193.1	на котел по каждой линии	G_м_j	8.243; 4.30; 6.6; 4.29; 5.61
8 .193.2	на каждый ПВК по каждой линии		4.244; 4.246; 6.6; 4.245; 5.61
8 .193.3	после мазутонасосной по каждой линии		8.245; 8.246; 6.6; 4.267; 5.61
8 .193.4	на котельную низкого давления		4.291; 4.292; 6.6; 4.267; 5.61
8.194	Действительный расход газа, тыс.м³/ч:
	Расчетная формула:
8.194.1	на котел	G_г	8.244; 8.7; 5.65; 5.64; 4.35
8.194.2	на каждый ПВК		4.247; 8.51; 5.65; 5.64; 4.35
8.194.3	на вводе ТЭЦ	G_г.в	8.247; 4.277; 5.65; 5.64; 4.278
8.194.4	на котельную низкого давления		4.293; 4.294; 5.65; 5.64; 4.278
8.195	...
	Суммарное значение параметра Расчетная формула где j - номер одноименного параметра (линий, потока); m - число одноименных параметров (линий, потоков); B_j - значение j-го параметра (по j-й линии, потоку)
	Расход, т/ч
8.196	Свежий пар за котлом	Д_пе	8.148
8.197	Пар в тракте холодного промперегрева по основным датчикам		8.149
8.198	То же по дублирующим датчикам		8.150
8.199	Пар, отбираемый из тракта промперегрева на СН после расходомерного устройства		8.167
8.200	Пар, подаваемый на обдувку	Д_обд	8.170
8.201	...
8.202	Конденсат после ПСВ № 2	G_пс2	8.174; 8.175
8.203	Конденсат после ПСВ № 1	G_пс1	8.176; 8.177
8.204	Пар, подаваемый на мазутное хозяйство	Д_мх	8.186
8.204а	Пар, подаваемый на размораживающее устройство	Д_рм	8.191
8.205	Пар от котельной низкого давления к коллектору СН	Д_кнд	8.189
8.206	Условный объемный расход рециркулирующих газов	R_рец	8.190
8.207	Охлаждающая вода конденсатора	W	8.153
8.208	Циркуляционная вода перед каждой градирней	W_г	8.165
8.209	Конденсат ПСВ на обессоливание		8.176; 8.174
8.210	Химически обессоленная вода в конденсатор		4.135; 4.136
	Мощность, кВт
8.211	Резервный ввод питания на секции 6 кВ СН данного энергоблока	N_тр.рез	4.216
8.212	Дымососы	N_д	4.217
8.213	Дымососы рециркуляции	N_др	4.218
8.214	Дутьевые вентиляторы	N_дв	4.219
8.215	Бустерные насосы	N_бн	4.221
8.216	Конденсатные насосы I ступени		4.222
8.217	Конденсатные насосы II ступени		4.223
8.218	Конденсатные насосы I и II ступеней	N_кн	8.216; 8.217
8.219	Сетевые насосы I и II ступеней	N_сет	4.224; 4.225
8.220	Конденсатные насосы ПСВ № 1	N_пс1	4.226
8.221	Конденсатные насосы ПСВ № 1 и ПСВ № 2	N_кнб	4.227; 8.220; 4.228
8.222	Вентиляторы горячего дутья	N_вгд	4.229
8.223	Мельницы	N_м	4.230
8.224	Вентиляторы пылеприготовительной установки	N_мв	4.231
8.225	Насосы рециркуляции среды в котле	N_нрс	4.232
8.226	Насосы рециркуляции для водогрейных котлов	N_рец	4.308
8.227	Насосы перекачки сетевой воды	N_пер	4.309
8.228	Насосы подпиточные (летние и зимние)	N_подп	4.310; 4.311
8.229	Трансформаторы СН:
	водогрейной котельной		4.312
8.230	мазутного хозяйства		4.313
8.231	ВПУ		4.314
8.232	топливоподачи		4.315
8.233	котельной низкого давления		4.316
8.234	Трансформаторы насосной станции подпитки		4.317
8.235	Циркуляционные насосы	N_цн	4.318
8.236	Насосы сырой воды питания котлов	N_нсв	4.320
8.237	Багерные насосы	N_бг.н	4.321
8.238	...
8.239	...
8.240	...
	Среднеарифметическое значение параметра по дублируемым измерениям Расчетная формула:
	где B^o - значение параметра, измеренного основными датчиками; B^д - то же дублирующими датчиками
	Расход, т/ч
8.241	Питательная вода за ПВД	G_пв	8.146; 8.147
8.242	Пар в тракте холодного промперегрева	Д_пп	8.197; 8.198
8.243	Мазут, подаваемый на котел по каждому потоку		4.25; 4.26
8.244	Природный газ, подаваемый на котел		4.31; 4.32
8.245	Мазут после мазутонасосной по каждой линии		4.265; 4.266
8.246	То же в линии рециркуляции		4.268; 4.269
8.247	Природный газ на вводе ТЭЦ	G_г.в	4.275; 4.276
8.248	Сетевая вода через ПСВ	G_св	8.151; 8.152
8.249	Сетевая вода в подающей линии каждой тепломагистрали	G_под_j	8.161; 8.161A
8.250	Сетевая вода в обратной линии каждой тепломагистрали	G_обр_j	8.162; 8.162A
	Температура, °С
8.251	Свежий пар за котлом по каждой линии	t_пе_j	4.8; 4.9
8.252	Пар в тракте горячего промперегрева за котлом по каждой линии	t"_пг_j	4.15; 4.16
8.253	...
8.254	...
	Мощность, кВт
8.255	Активная мощность генератора	N_ген	4.211; 4.212
	Среднеарифметическое значение параметра по потокам (линиям) Расчетная формула:
	где j - номер линии (потока); m - число линий (потоков); A_j - значение параметра по j-й линии (потоку)
	Давление, кгс/см²
8.256	Свежий пар за котлом	P_пе	8.2
8.257	Пар в тракте холодного промперегрева перед котлом	P'_пп	8.3
8.258	Пар в тракте горячего промперегрева за котлом	P"_пп	8.4
8.259	Свежий пар перед стопорными клапанами ЦВД	P₀	8.15
8.260	Пар перед отсечными клапанами ЦСД № 1	P'_ЦСД1	8.18
8.261	Пар за ЦВД	P"_ЦВД	8.17
8.262	Пар, отбираемый из тракта промперегрева на СН		8.5
8.263	Пар, подаваемый на обдувку	P_обд	8.10
8.264	Пар за ЦСД № 1	P"_ЦСД1	8.20
8.265	Пар перед ЦСД № 2	P'_ЦСД2	8.21
8.266	Пар на ПСВ № 2 в камере отбора	P₃	8.24
8.267	Пар на входе в ПСВ № 2	P_пс2	8.25
8.268	Пар на ПСВ № 1 в камере отбора	P₂	8.26
8.269	Пар в конденсаторе	P_к	4.120
8.270	Пар, подаваемый на мазутное хозяйство	P_мх	8.52
8.271	Пар от котельной низкого давления к коллектору СН	P_кнд	8.55
	Разрежение газов:
8.272	перед дымососами	S'_д	4.55
8.273	за дымососами	S"_д	4.56
	Разрежение газов:
8.274	перед воздухоподогревателями	S'_вп	4.57
8.275	за воздухоподогревателями	S"_вп	4.58
	Давление воздуха:
8.276	перед вентиляторами	H'_в	4.61
8.277	за вентиляторами	H"_в	4.62
8.278	перед воздухоподогревателями	H'_вп	4.63
8.279	за воздухоподогревателями	H"_вп	4.64
8.280	Пар, подаваемый на размораживающие устройства	Р_рм	8.57
8.281	Разрежение газов за пароперегревателем	S"_пп	4.60
8.282	...
8.283	...
8.284	...
8.285	...
	Температура, °С
8.286	Свежий пар за котлом	t_пе	8.251
8.287	Пар в тракте горячего промперегрева за котлом	t"_пп	8.252
8.288	Пар в тракте холодного промперегрева перед котлом	t'_пп	4.13
8.289	Свежий пар перед стопорными клапанами ЦВД	t₀	4.81
8.290	Пар за ЦВД	t"_ЦВД	4.84
8.291	Пар перед отсечными клапанами ЦСД № 1	t'_ЦСД	4.86
8.292	Пар, отбираемый из тракта промперегрева на СН		4.21
8.293	Мазут, поступающий на котел	t_м	4.29
8.294	Холодный воздух перед дутьевым вентилятором до врезки линии рециркуляции	t_хв	4.43
	Воздух:
8.295	перед калориферами	t'_кф	4.44
8.296	перед воздухоподогревателем	t'_вп	4.45
8.297	за воздухоподогревателем	t_гв	4.46
8.297а	Уходящие газы:
	за дымососом	υ"_д	4.48
8.298	за воздухоподогревателем	υ_ух	4.47
8.298а	перед воздухоподогревателем	υ'_вп	4.49
8.299	Пар, подаваемый на обдувку	t_обд	4.54
8.300	Вода за экономайзером	t"_вэ	4.66
	Пар:
8.301	перед выходной ступенью пароперегревателя	t'_кпп	4.67
8.302	за ЦСД № 1	t"_ЦСД1	4.89
8.303	перед ЦСД № 2	t'_ЦСД2	4.91
8.304	на ПСВ № 2	t₃	4.99
8.305	на ПСВ № 1	t₂	4.105
	Сетевая вода:
8.306	на входе в ПСВ № 1	t'_пс1	4.114
8.307	на выходе из ПСВ № 1	t"_пс1	4.115
8.308	на выходе из ПСВ № 2	t"_пс2	4.116
8.309	за обводом ПСВ № 2		4.117
8.310	за обводом ПСВ	t"_пс	4.118
8.311	Пар в конденсаторе	t_к	4.121
8.312	Охлаждающая вода на выходе из конденсатора	t_гв	4.123
8.313	Пар, подаваемый на мазутное хозяйство	t_мх	4.272
8.314	Пар от котельной низкого давления к коллектору СН	t_кнд	4.290
8.315	Вода перед каждой градирней	t'_гр	4.296
8.316	Вода после каждой градирни	t"_гр	4.297
8.317	Пар, подаваемый на размораживающие устройства	t_рм	4.305
8.318	Температура насыщения пара в ПСВ № 2	t_S_пс2	8.61
8.319	Температура насыщения пара в конденсаторе	t_S_к	8.63
8.320	Температура насыщения пара в отборе на ПСВ № 1	t_S₂	8.62
	Энтальпия, ккал/кг
8.321	...
8.322	Конденсат пара отбора на ПСВ № 2	i_S₃	8.77
8.323	Конденсат пара отбора на ПСВ № 1	i_S₂	8.76
8.324	...
	Энтальпия воды и пара Энтальпия воды, ккал/кг Расчетная формула: i = f(P,t) - уравнение 7.13
8.325	Питательная вода на входе в котел	i'_пв	8.1; 4.5
8.326	Питательная вода за ПВД после байпаса	i_пв	8.1; 4.4
8.327	Питательная вода на впрыски	i_впр	5.57; 4.18
	Сетевая вода:
8.328	на входе в ПСВ № 1	i'_пс1	5.171; 8.306
8.329	на выходе из ПСВ № 1	i"_пс1	5.171; 8.307
8.330	на выходе из ПСВ № 2	i"_пс2	5.171; 8.308
8.331	за обводом ПСВ № 2		5.171; 8.309
8.332	за обводом ПСВ	i"_пс	5.171; 8.310
8.333	на входе в каждый ПВК	i'_ПВК_j	5.284; 4.242
8.334	на выходе из каждого ПВК	i"_ПВК_j	5.284; 4.243
8.335	в подающей линии каждой тепломагистрали	i_под_j	5.284; 4.253
8.336	в обратной линии каждой тепломагистрали	i_обр_j	5.171; 4.256
8.337	в подающей магистрали СН ТЭЦ		5.284; 4.258
8.338	в обратной магистрали СН ТЭЦ		5.171; 4.260
8.339	Конденсат от мазутного хозяйства	i_кмх	8.52; 4.202
8.340	Конденсат от размораживающего устройства	i_крм	8.52; 4.205
	Питательная вода:
8.341	после деаэратора 7 кгс/см²	i"_д	8.42; 4.194
8.342	после ПВД № 6	i"₆	8.42; 4.174
8.343	после ПВД № 7	i"₇	8.42; 4.173
8.344	после ПВД № 8	i"₈	8.42; 4.171
8.345	...
	Конденсат греющего пара:
8.346	ПВД № 8	i_др8	4.158; 4.175
8.347	ПВД № 7	i_др7	4.161; 4.176
8.348	ПВД № 6	i_др6	4.162; 4.177
	Питательная вода:
8.349	за бустерными насосами	i'_пн	4.193; 4.194
8.350	за питательными насосами	i"_пн	4.195; 4.196
8.351	Конденсат:
8.351	из уплотнений питательных насосов в конденсатор	i"_купл	5.188; 4.192
8.352	ПСВ № 1	i_дрпс1	8.268; 4.108
8.353	ПСВ № 2	i_дрпс2	8.266; 4.102
8.354	калориферов	i_ккф
8.355	Продувочная вода котла	i_пр	4.70; 4.71
	Энтальпия пара, ккал/кг Расчетная формула: i = f(P,t) - уравнение 7.1
	Пар:
8.356	свежий за котлом	i_пе	8.256; 8.286
8.357	в тракте горячего промперегрева за котлом	i"_пп	8.258; 8.287
8.358	в тракте холодного промперегрева перед котлом	i'_пп	8.257; 8.288
8.359	отбираемый из тракта промперегрева на СН		8.262; 8.292
8.360	отбираемый из тракта холодного промперегрева на РУ СН	i_РУСН	8.6; 4.24
8.361	перед калориферами	i_кф	8.8; 4.37
8.362	подаваемый на мазутные форсунки	i_ф	8.9; 4.51
8.363	подаваемый на обдувку	i_обд	8.10; 8.299
8.364	перед выходной (конвективной) ступенью пароперегревателя	i'_кпп	8.256; 8.301
8.365	свежий перед стопорными клапанами ЦВД	i₀	8.259; 8.289
8.366	за ЦВД	i"_ЦВД	8.261; 8.290
8.367	перед отсечными клапанами ЦСД № 1	i'_ЦСД1	8.260; 8.291
8.368	за ЦСД № 1	i"_ЦСД1	8.264; 8.302
8.369	перед ЦСД № 2	i"_ЦСД2	8.265; 8.303
8.370	подаваемый на ПТН	i'_ПТН	8.22; 4.94
8.371	на выхлопе ПТН	i"_ПТН	8.23; 4.96
8.372	на ПСВ № 2 в камере отбора	i₃	8.266; 8.304
8.373	на ПСВ № 1 в камере отбора	i₂	8.268; 8.305
8.374	на деаэратор 7 кгс/см²	i_д	8.27; 4.142
	Пар отбора на:
8.375	ПВД № 8	i₈	8.34; 4.159
8.376	ПВД № 7	i₇	8.35; 8.290
8.377	ПВД № 6	i₆	8.36; 4.163
8.378	деаэратор	i_д7	8.37; 4.165
8.379	ПНД № 5	i₅	8.38; 4.167
8.380	ПНД № 4	i₄	8.39; 4.169
	Пар:
8.381	подаваемый на мазутное хозяйство	i_мх	8.270; 8.313
8.382	из коллектора 13 кгс/см² в коллектор 1,2 кгс/см²	i_13-1,2	8.54; 4.287
8.383	от котельной низкого давления к коллектору СН	i_кнд	8.271; 8.314
8.384	подаваемый на размораживающие устройства	i_рм	8.280; 8.317
8.385	...
8.386	...
8.387	...
8.388	...
8.389	...
8.390	...
	Расчетная формула: i = f(P,S) - уравнение 7.4
	Пар на:
8.391	выходе из ЦВД		8.261; 8.396		^* При определении параметра 8.391 по уравнению 7.4 следует найти T_S = f(P"_ЦВД), S" = f(T_S), S'_ЦВД (8.396) и сравнить S" и S'_ЦВД Если S'_ЦВД < S", в расчет принимать только первые два члена уравнения 7.4
8.392	выходе из ЦСД № 1		8.264; 8.397
8.393	выходе из отбора на ПСВ № 2		8.266; 8.397
8.394	выхлопе ПТН		8.23; 8.398
8.395	...
	Энтропия пара, ккал/(кг ∙ К) Расчетная формула: S = f(P,t) - уравнение 7.3
	Пар на входе в:
8.396	ЦВД	S'_ЦВД	8.259; 8.289
8.397	ЦСД № 1	S'_ЦСД1	8.260; 8.291
8.398	ПТН	S'_ПТН	8.22; 4.94
	Энтальпия насыщенного пара, ккал/кг Расчетная формула: i" = f(t_S), где t_S = f(P_S) - уравнения 7.6; 7.8
	Пар в:
8.401	отборе на ПНД № 1	i"_S₁	4.170
8.402	отборе на ПНД № 2	i"_S₂	8.268
8.403	отборе на ПНД № 3	i"_S₃	8.267
8.404	отборе на ПНД № 4	i"_S₄	4.163
8.405	отборе на ПНД № 5	i"_S₅	4.166
8.406	деаэраторе	i"_S_д	4.143
8.407	отборе на ПВД № 6	i"_S₆	4.162
8.408	отборе на ПВД № 7	i"_S₇	4.161
8.409	отборе на ПВД № 8	i"_S₈	4.158

9. РАСЧЕТ ОБЩЕСТАНЦИОННЫХ И ДРУГИХ ПАРАМЕТРОВ, НЕОБХОДИМЫХ ПРИ ОПРЕДЕЛЕНИИ ТЭП ЭНЕРГОБЛОКА

Таблица 9

Номер показателя	Наименование показателя	Обозначение	Размерность	Формула вычисления	Контрольное значение	Исходная информация	Примечание
9.1	...
9.2	Действительный расход мазута на котел	G_м	т/ч			G_м_j - 8.193.1	m - число потоков
9.3	...
9 .4	Содержание кислорода за котлом по каждому потоку	O_2j	%	S_jO_2j		S_j - 6.8; O₂_j - 4.40
9 .5	Содержание кислорода в уходящих газах за воздухоподогревателем по каждому потоку	O₂_yxj	%	S'_jO₂_yxj		S'_j - 6.9; O₂_yxj - 4.41
9.6	Содержание кислорода за котлом (среднее)	O₂	%			O₂_j - 9.4
9.7	Содержание кислорода в уходящих газах за воздухоподогревателем (среднее)	O_2yx	%			O₂_yxj - 9.5
9.8	Температура уходящих газов за воздухоподогревателем	υ_yx	°С			S_yxj - 6.10; υ_yxj - 4.47
9.9	Потери тепла от химической неполноты сгорания	q'₃	%			q₃_j - см. п. 6.26
9.10	Прочие неучтенные расходы тепла на СН котельной установки		Гкал/ч	Определяется в зависимости от конкретного схемного решения
9.11	Прочие неучтенные расходы тепла на СН турбоагрегата		Гкал/ч	То же
9.12	Мощность турбоагрегата	N_т	кВт	N_ген - N_рез.в		N_ген - 8.255; N_рез.в - 4.214
9.13	Расчетный расход питательной воды за ПВД		т/ч			α₀ - 5.351; Р_р.ст - 8.16
9.14	Расчетный расход пара в тракте холодного промперегрева		т/ч			в - 5.418; Р'_1ЦСД1 - 8.19; - 8.167
9.15	Расчетная температура уходящих газов за воздухоподогревателем		°С	Принимается по п. 26.100 из предыдущего интервала расчета			При включении программы показатель 9.15 не рассчитывается и операция контроля достоверности № 32 в табл. 10 не производится
9.16	Температура газа перед воздухоподогревателем	υ'_вп	°С			K_v_,_j - 6.23; υ'_вп_j - 4.49
9.17	Температура воздуха перед воздухоподогревателем (за калорифером)	t'_вп	°С			K'_т_j - 6.24; t'_вп,γ - 4.45
9.18	Температура горячего воздуха	t_гв	°С			K"_т_j - 6.25; t_гвγ - 4.46
9.19	Расчетный расход сетевой воды через ПСВ		т/ч			G_пс₁ - 8.203; i"_пс₁ - 8.329; i'_пс1 - 8.328; i_{др пс1} - 8.352
9.20	...
9.21	Количество энергоблоков, находящихся в работе	n				K₅₅ - 2.55	r - количество энергоблоков на электростанции
9.22	Количество включенных эжекторов энергоблока (основных)	n_эж				K₅₅_j - 2.49	n - количество эжекторов энергоблока (основных)
9.23	Расход пара на основные эжекторы энергоблока	Д_эж				n_эж - 9.22; - 5.269
9.24	...
9.25	Действительный расход мазута на каждый ПВК		т/ч			- 8.193.2
9.26	...
9.27	...
9.28	Действительный расход мазута после мазутонасосной		т/ч			- 8.193.3
9.29	...
9.30	...
9.31	...
9.32	Расход тепла на отопление ТЭЦ (очереди)		Гкал			- 8.163; - 8.337; - 4.264; - 8.164; - 8.338; τ₀ - 25.2
9.33	Расход тепла на мазутное хозяйство	Q_мх	Гкал			Д_мх - 8.204; i_мх - 8.381; i_исх - 4.281; G_кмх - 8.187; i_кмх - 8.339; τ₀ - 6.44
9.34	Удельный расход тепла на подготовку 1 т мазута	q_мх	Гкал/т			Q_мх - 9.33; - 9.28
9.35	Удельный расход электроэнергии на подготовку 1 т мазута	Э_мх	кВт ∙ ч/т			- 8.230; τ₀ - 6.44; - 9.28
9.36	Расход тепла на размораживающее устройство	Q_рм	Гкал			Д_рм - 8.204а; i_рм - 8.384; i_исх - 4.281; G_крм - 8.192; i_крм - 8.340; τ₀ - 6.44
9.37	Удельный расход тепла на подготовку1 т твердого топлива	q_тт	Гкал/т			Q_рм - 9.36; n - 9.21; В_т(н) - 25.41	Значение B_т(н) из предыдущего интервала расчета. При включении программы принять расчетное значение
9.38	Удельный расход электроэнергии на подготовку 1 т твердого топлива для подачи в котел	Э_тт	кВт ∙ ч/т			- 8.232; τ₀ - 6.44; n - 9.21; В_т(н) - 25.41
9.39	Удельный расход электроэнергии на подготовку 1 т химически обессоленной воды для восполнения потерь в цикле ТЭЦ		кВт ∙ ч/т			- 8.231; N_нсв - 8.236; - 5.419; τ₀ - 6.44; - 8.210; n - 9.21
9.40	Удельный расход электроэнергии на подготовку 1 т подпиточной воды	Э_подп	кВт ∙ ч/т			- 8.231; N_нсв - 8.236; - 5.419; N_подп - 8.228; τ₀ - 6.44; n - 9.21; - 8.179
9.41	Мощность электрических СН ТЭЦ		кВт			N_тр.раб - 4.215; N_тр.рез - 8.211; N_р.в - 4.214; r - см. примечание
9.42	Мощность механизмов электрических СН ТЭЦ, оснащенных индивидуальными датчиками		кВт			N_д - 8.212; N_др - 8.213; N_дв - 8.214; N_бн - 8.215; N_ПЭН - 4.220; N_кн - 8.218; N_сет - 8.219; N_кнб - 8.221; N_вгд - 8.222; N_м - 8.223; N_мв - 8.224; N_нрс - 8.225; - 8.230; - 8.231; - 8.229; - 8.232; - 8.233; - 8.234; N_цн - 8.235; N_подп - 8.228; N_пер - 8.227; N_рец - 8.226; N_нсв - 8.236; N_бг.н - 8.237
9.43	Мощность механизмов электрических СН ТЭЦ, не оснащенных индивидуальными датчиками	ΔN^ос	кВт			- 9.41; - 9.42
9.44	Мощность общестанционных СН, относимая к данному энергоблоков		кВт			ΔN^ос - 9.43; n - 9.21
9.45	Средняя температура обратной сетевой воды, поступающей на ТЭЦ	t_ос	°С			K₉₄ - 2.94; G_обрj - 8.161; t_обрj - 4.256	Z - число тепломагистралей от ТЭЦ к потребителям
9.46	Давление пара в теплофикационном отборе для вывода в форму № 3-тех	P_т	кгс/см²	При K₅₈ = 1 P_т = P₃; при K₅₉ = 1 P_т = P₂; при K₆₀ = 1 P_т на средства отображения информации не выводится		K₅₈ - 2.58; P₃ - 8.266; K₅₉ - 2.59; P₂ - 8.268; K₆₀ - 2.60
9.47	Количество ПВК, находящихся в работе	l				K₈₉ - 2.89	q - количество ПВК на ТЭЦ
9.48	Расход условного топлива на котельную низкого давления	B_кнд	т			- 8.194.4; τ₀ - 6.44; - 8.193.4; - 6.1
9.49	Суммарный расход подпиточной воды на ТЭЦ	G_подп	т/ч			n - 9.21; - 8.179
9.50	Потери тепла ПВК		Гкал			- 5.421; t_нв - 4.298; t_нв.р - 5.422
9.51	Коэффициент отнесения затрат топлива, тепла и электроэнергии на ПВК к данному энергоблоку	l_ПВК				- 22.66; q - 9.47
9.52	Суммарная теплопроизводительность ПВК		Гкал/ч			l - 9.47; - 22.66; i"_ПВК - 22.129; i'_ПВК - 22.130
9.53	Суммарный расход условного топлива на ПВК		т у.т			- 9.25; q - 9.47; - 6.1; - 9.26; - 6.2
9.54	Удельный расход электроэнергии на подачу 1 м³ охлаждающей воды конденсаторов	Э_цн	кВт ∙ ч/м³			N_цн - 8.235; - 8.234; n - 9.21; W - 8.207

10. КОНТРОЛЬ ДОСТОВЕРНОСТИ, КОРРЕКЦИЯ ИЗМЕРЯЕМЫХ ПАРАМЕТРОВ И ОСНОВНЫХ ВЫЧИСЛЯЕМЫХ ПОКАЗАТЕЛЕЙ

Таблица 10

Номер операции контроля	Наименование параметра	Обозначение	Номер параметра	Адрес ввода параметра в ИВК	Компоненты контроля				Обозначение и допустимое значение отклонения Δ	Примечание
Номер операции контроля	Наименование параметра	Обозначение	Номер параметра	Адрес ввода параметра в ИВК	А	Б	В	Г	Обозначение и допустимое значение отклонения Δ	Примечание
Энергоблок Контроль достоверности входных взаимосвязанных параметров на первичном интервале обработки информации
10.1	Температура свежего пара за котлом до пускового впрыска по линии j	t_пе_j	4.8		4.8	4.9	4,81 + δ₁		Δ₁	δ₁ - разность между температурами свежего пара за котлом и перед турбиной
					Данная операция контроля выполняется отдельно по каждой линии
	То же за пусковым впрыском по линии j		4.9		Если разность значений крайних членов вариационного ряда равна или превышает допустимую разность Δ, то за достоверное принимается значение среднего параметра из вариационного ряда
	Температура свежего пара перед стопорным клапаном ЦВД по линии j	t₀_j	4.81
10.2	Давление свежего пара за котлом:
	по линии А		4.7А		4.7А	4.7Б	4,80А + δ₂	4,80Б + δ₂	Δ₂	δ₂ - средняя разность между давлениями свежего пара за котлом и перед турбиной
	по линии Б		4.7Б		Если разность значений крайних членов вариационного ряда равна допустимой разности Δ или превышает ее, то за достоверное принимается среднее значение из двух средних параметров вариационного ряда
	Давление свежего пара перед стопорным клапаном ЦВД:
	по линии А		4.80А
	по линии Б		4.80Б
10.3	Температура пара за ЦВД:
	по линии А		4.84А		4.84А	4.84Б	4,13А + δ₃	4,13Б + δ₃	Δ₃	δ₃ - разность между температурами пара в тракте холодного промперегрева за ЦВД и перед сужающим устройством
	по линии Б		4.84Б		См. п. 10.2
	Температура пара в тракте холодного промперегрева перед сужающим устройством:
	по линии А		4.13А
	по линии Б		4.13Б
10.4	Давление пара за ПВД:
	по линии А		4.83А		4.83А	4.83Б	4.12А	4.12Б	Δ₄
	по линии Б		4.83Б		См. п. 10.2
	Давление пара в тракте холодного промперегрева перед сужающим устройством:
	по линии А		4.12A
	по линии Б		4.12Б
10.5	Температура пара в тракте горячего промперегрева за котлом:				4.15	4.16	4,86 + δ₄		Δ₅	δ₄ - разность между температурами в тракте пара горячего промперегрева за котлом и перед турбиной
	до пускового впрыска по линии j		4.15
	за пусковым впрыском по линии j		4.16		См. п. 10.1					Данная операция контроля выполняется отдельно по каждой линии
	Температура пара перед отсечным клапаном ЦСД по линии j	t'_ЦВД1_j	4.86
10.6	Давление пара в тракте горячего промперегрева за котлом:				4.14A	4.14Б	4.85А	4.85Б	Δ₆
	по линии А		4.14A		См. п. 10.2
	по линии Б		4.14Б
	Давление пара перед отсечным клапаном ЦСД:
	по линии А		4.85А
	по линии Б		4.85Б
10.7	Температура питательной воды за ПВД после байпаса перед сужающим устройством	t_пв	4.4		4.4	4,5 + δ₅			Δ₇	δ₅ - разность между температурами питательной воды за ПВД и на входе в котел
	Температура питательной воды на входе в котел до РПК	t'_пв	4.5		При невыполнении неравенства (А - Б) ≤ Δ₇ каждый из параметров 4.4 и 4.5 сравнивается с параметром за предыдущий первичный интервал. В качестве достоверного принимается тот из них, значение которого ближе к значению параметра
10.8	Перепад давлений на расходомерном устройстве питательной воды за ПВД		4.1		4.1	4.2			Δ₈
					При невыполнении неравенства (А - Б) ≤ Δ₈ замена недостоверной информации не производится (см. операцию контроля 10.30)
	То же (дублирующий датчик)		4.2
10.9	Перепад давлений на расходомерном устройстве в паропроводе холодного промперегрева по линии j		4.10		4.10	4.11			Δ₉	Данная операция контроля выполняется отдельно по каждой линии
	То же (дублирующий датчик)		4.11		При невыполнении неравенства (А - Б) ≤ Δ₉ замена недостоверной информации не производится (см. операцию контроля 10.31)
10.10	Активная мощность генератора		4.211		4.211	4.212			Δ₁₀
	То же (дублирующее измерение)		4.212		Замена недостоверной информации не производится. При достижении первого уровня расхождения (А - Б) > Δ₁₀ подается только сигнал, а расчет продолжается. При достижении второго уровня расхождения (А - Б) > Δ_10.1 расчет прекращается и подается сигнал о необходимости вмешаться оператору ИВК				Δ_10.1
10.11	Измеренный расход природного газа на котел		4.31		4.31	4.32			Δ₁₁
	То же (дублирующее измерение)		4.32		При невыполнении неравенства (А - Б) ≤ Δ₁₁ замена недостоверной информации не производится
10.12	Измеренный расход мазута на котел по потоку j		4.25		4.25	4.26			Δ₁₂	Данная операция контроля выполняется отдельно по каждому потоку
	То же (дублирующее измерение)		4.26		При невыполнении неравенства (А - Б) ≤ Δ₁₂ замена недостоверной информации не производится
10.13	Перепад давлений на расходомерном устройстве сетевой воды через ПСВ по основному датчику		4.112		4.112	4.113			Δ₁₃
	То же по дублирующему датчику		4.113		При невыполнении неравенства (А - Б) ≤ Δ₁₃ замена недостоверной информации не производится (см.операцию контроля 10.35)
10.14	Температура холодного воздуха перед дутьевым вентилятором:				4.43А	4.43Б			Δ₁₄
	А		4.43A		При невыполнении неравенства (А - Б) ≤ Δ₁₅ каждый из параметров 4.43A и 4.43Б сравнивается с параметром 22.205 за предыдущий первичный интервал. В качестве достоверного принимается тот из них, значение которого ближе к значению параметра 22.205
	Б		4.43Б
10.15	Абсолютное давление пара в конденсаторе турбины в секции:				4.120A	4.120Б			Δ₁₅
	А		4.120A		При последовательном включении секций по циркуляционной воде и установке двух датчиков Р₂ в каждой секции данная операция контроля выполняется отдельно по каждой секции. При невыполнении неравенства (А - Б) ≤ Δ₁₆ каждый из параметров 4.120А и 4.120Б сравнивается с параметром 22.270 за предыдущий первичный интервал. В качестве достоверного принимается тот из них, значение которого ближе к значению параметра 22.270
	Б		4.120Б
10.16	Абсолютное давление пара в отборе на ПСВ № 2 в линии:				4.97А	4.97Б	4.97В		Δ₁₆
	А		4.97А
	Б		4.97Б		См. п. 10.1
	В		4.97В
10.17	Абсолютное давление пара на входе в подогреватель ПСВ № 2 в линии:				4.98А	4.98Б	4.98В		Δ₁₇
	А		4.98А		См. п. 10.1
	Б		4.98Б
	В		4.98В
10.18	Абсолютное давление пара в отборе на ПСВ № 1 в линии:				4.104A	4.104Б	4.104B		Δ₁₈
	А		4.104A
	Б		4.104Б		См. п. 10.1
	В		4.104B
10.19	Температура пара в камере отбора на ПСВ № 2 в линии:				4.99А	4.99Б	4.99В		Δ₁₉
	А		4.99А		См. п. 10.1
	Б		4.99Б
	В		4.99В
10.20	Температура пара в камере отбора на ПСВ № 1 в линии:				4.105A	4.105Б	4.105В		Δ₂₀
	А		4.105A		См. п. 10.1
	Б		4.105Б
	В		4.105B
10.21	Температура сетевой воды на входе в ПСВ № 1:				4.114А	4.114Б	4.114В		Δ₂₁
	датчик А		4.114А		См. п. 10.1
	датчик Б		4.114Б
	датчик В		4.114B
10.22	Температура сетевой воды после ПСВ-1:				4.115А	4.115Б	4.115В		Δ₂₂
	датчик А		4.115А		См. п. 10.1
	датчик Б		4.115Б
	датчик В		4.115В
10.23	Температура сетевой воды после ПСВ-2:				4.116А	4.116Б	4.116В		Δ₂₃
	датчик А		4.116А		См. п. 10.1
	датчик Б		4.116Б
	датчик В		4.116В
10.24	Температура сетевой воды после обвода ПСВ № 2:				4.117А	4.117Б	4.117В		Δ₂₄
	датчик А		4.117A		См. п. 10.1
	датчик Б		4.117Б
	датчик В		4.117В
10.25	Температура сетевой воды после общего обвода ПСВ:				4.118A	4.118Б	4.118В		Δ₂₅
	датчик А		4.118А
	датчик Б		4.118Б		См. п. 10.1
	датчик В		4.118В
10.26	Температура охлаждающей воды на выходе из конденсатора по линии j				4.123A	4.123Б	4.123В		Δ₂₆
	датчик А		4.123A		См. п. 10.1					Данная операция контроля выполняется отдельно по каждой линии
	датчик Б		4.123Б
	датчик В		3.123B
10.27 ÷ 10.29	...
Контроль достоверности входных взаимосвязанных параметров на оперативном интервале обработки информации
10.30	Расход питательной воды на ПВД:				8.146	8.147			Δ₃₀
	по основному датчику		8.146		При невыполнении неравенства (А - Б) ≤ Δ₃₀ каждый из параметров 8.146 и 8.147 сравнивается с параметром 9.13.В качестве достоверного принимается тот из них, значение которого ближе к значению параметра 9.13
	по дублирующему датчику		8.147
10.31	Расход пара в тракте холодного промперегрева:				8.149	8.150			Δ₃₁
	по основным датчикам		8.149		При невыполнении неравенства (А - Б) ≤ Δ₃₁ каждый из параметров 8.149 и 8.150 сравнивается с параметром 9.14.В качестве достоверного принимается тот из них, значение которого ближе к значению параметра 9.14
	по дублирующим датчикам		8.150
10.32	Температура уходящих газов за воздухоподогревателем	υ_ух	8.298		8.298	9.15			Δ₃₂
	Расчетная температура уходящих газов за воздухоподогревателем		9.15		При невыполнении неравенства (А - Б) ≤ Δ₃₂ в качестве достоверного принимается параметр 9.15
10.33	Содержание кислорода за котлом по потоку:				9.4А	9.4Б			Δ₃₃
	А		9.4А		При невыполнении неравенства (А - Б) ≤ Δ₃₃ каждый из параметров 9.4А и 9.4Б сравнивается с параметром 9.4А за предыдущий первичный интервал. В качестве достоверного принимается тот из них, значение которого ближе к значению параметра 9.4А
	Б		9.4Б
10.34	Содержание кислорода в уходящих газах за воздухоподогревателем по потоку:				9.5A	9.5Б			Δ₃₄
	А		9.5A		При невыполнении неравенства (А - Б) ≤ Δ₃₄ каждый из параметров 9.5А и 9.5Б сравнивается с параметром 9.5А за предыдущий первичный интервал. В качестве достоверного принимается тот из них, значение которого ближе к значению параметра 9.5А
	Б		9.5Б
10.35	Расход сетевой воды через ПСВ по основному датчику		8.151		8.151	8.152			Δ₃₅
	То же по дублирующему датчику		8.152		При невыполнении неравенства (А - Б) ≤ Δ₃₅ каждый из параметров 8.151 и 8.152 сравнивается с параметром 9.19. В качестве достоверного принимается тот из них, значение которого ближе к значению параметра 22.72
10.36	...
10.37	...
10.38	...
10.39	...
Контроль достоверности основных вычисляемых показателей за оперативный интервал
10.40	КПД брутто котла:									При невыполнении операций контроля 10.40 - 10.43 результаты расчета данного оперативного интервала считаются сомнительными и не направляются в массивы накопления за 1 смену и 1 сут
	нормативный		28.27		28.27	28.69			Δ₄₀
	по обратному балансу фактический		28.69		Проверяется выполнение неравенства:
10.41	Удельный расход тепла брутто на турбину:
	фактический	q_т	28.108		28.108	28.12			Δ₄₁	(индекс «к» - конденсационный режим); Q_т - 25.54 (предыдущий интервал)
	нормативный		28.12		Проверяется выполнение неравенства:
10.42	Удельный расход топлива на отпущенную электрическую энергию:
	фактический		28.84		28.84	28.1			Δ₄₂
	нормативный		28.1		Проверяется выполнение неравенства:
10.43	Удельный расход топлива на отпущенную тепловую анергию:
	фактический		28.85		28.85	28.2			Δ₄₃
	нормативный		28.2		Проверяется выполнение неравенства:
Контроль достоверности входных взаимосвязанных параметров по общестанционному оборудованию
10.44	Расход мазута после мазутонасосной по потоку j:
	по основному датчику		4.265		4.265	4.266			Δ₄₄	Данная операция контроля выполняется отдельно по каждой линии
	по дублирующему датчику		4.266		При невыполнении неравенства (А - Б) ≤ Δ₄₄ замена недостоверной информации не производится
10.45	Расход мазута по каждой линии рециркуляции от котлов к мазутонасосной:
	по основному датчику		4.268		4.268	4.269			Δ₄₅
	по дублирующему датчику		4.269		См. п. 10.44
10.46	Расход газа на вводе ТЭЦ:
	по основному датчику		4.275		4.275	4.276			Δ₄₆
	по дублирующему датчику		4.276		См. п. 10.44
10.47	Перепад давлений на расходомерном устройстве подающей линии каждой тепломагистрали:
	по основному датчику		4.251		4.251	4.252			Δ₄₇	Данная операция выполняется отдельно по каждой тепломагистрали
	по дублирующему датчику		4.252		При невыполнении неравенства (А - Б) ≤ Δ₄₇ замена недостоверной информации не производится
10.48	Перепад давлений на расходомерном устройстве обратной линии каждой тепломагистрали:
	по основному датчику		4.254		4.254	4.255			Δ₄₈
	по дублирующему датчику		4.255		См. п. 10.47
10.49	Температура циркуляционной воды после каждой градирни по каждому потоку:
	датчик А		4.297A		4.297A	4.297Б	4.297В		Δ₄₉	Данная операция контроля выполняется отдельно по каждому потоку
	датчик Б		4.297Б		См. п. 10.1
	датчик В		4.297B
10.50	Температура циркуляционной воды перед каждой градирней:
	по линии А		4.296A		4.296A	4.296Б			Δ₅₀
	по линии Б		4.296Б		См. п. 10.7
10.51	...
10.52	...
10.53	...
10.54	...
10.55	Расход сетевой воды в подающей линии каждой тепломагистрали:
	по основному датчику		8.161		8.161	8.161A			Δ₅₅	Данная операция контроля выполняется отдельно по каждой тепломагистрали
	по дублирующему датчику		8.161A		При невыполнении неравенства (А - Б) ≤ Δ₅₅ замена недостоверной информации не производится
10.56	Расход сетевой воды в обратной линии каждой тепломагистрали:
	по основному датчику		8.162		8.162	8.162A			Δ₅₆
	по дублирующему датчику		8.162А		См. п. 10.55
10.57	...
10.58	...
10.59	...

Окончание таблицы 10

Номер операции контроля	Наименование параметра	Обозначение	Номер параметра	Адрес ввода параметра в ИВК	Вид операции	Примечание
Контроль достоверности и коррекция параметров методом статистической фильтрации
10.60	Расход природного газа:
	на входе ТЭЦ		9.29		Проверяется неравенство: Если неравенство не выполнено, отмечается наличие грубой ошибки измерения. При выполнении неравенства определяются скорректированные значения параметров: где M = BPB^т, B = \|\|1-1... -1\|\|,
	подаваемого в котел		9.3
	подаваемого в ПВК		9.26
	подаваемого в котельную низкого давления		9.31
10.61	Расход мазута:				Проверяется неравенство: Если неравенство не выполнено, отмечается наличие грубой ошибки измерения. При выполнении неравенства определяются скорректированные значения параметров: где M = BPB^т, B = \|\|1-1... -1\|\|,
	после мазутонасосной		8.245
	после мазутонасосной по линиям рециркуляции		8.246
	подаваемого в котел		4.25
	подаваемого в ПВК		4.244
	подаваемого в котельную низкого давления		4.291
	подаваемого в линии рециркуляции от котла		4.30
	подаваемого в линии рециркуляции от ПВК		4.246
	подаваемого в линии рециркуляции от котельной низкого давления		4.292
10.62	Расход сетевой воды:				Проверяется неравенство: Если неравенство не выполнено, отмечается наличие грубой ошибки измерения. При выполнении неравенства определяются скорректированные значения параметров: где M = BPB^т, B = \|\|1-1... -1\|\|,
	в подающей линии магистрали	G_под_i	8.161
	в подающей линии СН ТЭЦ		8.163
	в обратной линии магистрали	G_обр_i	8.162
	в обратной линии СН ТЭЦ		8.164
	Расход подпиточной воды в магистралях сетевой воды энергоблоков	G_подп	9.49

11. АППРОКСИМИРУЕМЫЕ ФУНКЦИОНАЛЬНЫЕ ЗАВИСИМОСТИ, ИСПОЛЬЗУЕМЫЕ ДЛЯ РАСЧЕТОВ

Таблица 11

Номер зависимости	Аппроксимируемые зависимости	Размерность	Степень аппроксимируемого полинома	Допустимая погрешность аппроксимации	Признак выбора коэффициента	Номер признака	Массив коэффициентов					Примечание
11.1	Расход пара из первой камеры переднего уплотнения ЦВД	т/ч	1	±0,5			а	в	-	-	-
11.2	Расход пара из второй камеры переднего уплотнения ЦВД	т/ч	1	±0,5			а	в	-	-	-
11.3	Расход пара из заднего уплотнения ЦВД	т/ч	1	±0,5			а	в	-	-	-
11.4	Расход пара из переднего уплотнения ЦСД № 1	т/ч	1	±0,5			а	в	-	-	-
11.5	ε_пс1 = f(G_св) Удельная безразмерная теплопроизводительность ПСВ № 1		1	±0,2			а	в	-	-	-
11.6	ε_пс2 = f(G_св) Удельная безразмерная теплопроизводительность ПСВ № 2		1	±0,2			а	в	-	-	-
11.7	Минимальный расход пара на турбину из условий надежности промежуточного отсека	т/ч	1	±0,5			а	в	-	-	-	Одноступенчатый подогрев сетевой воды
11.8	Максимальный расход пара на турбину при работе по тепловому графику (из условий ограничения температуры пара в ЦНД)	т/ч	2	±0,5			a	в	с	-	-	См. примечание 11.7
11.9	Максимальный расход пара на турбину при работе по электрическому графику (из условия ограничения по надежности ПО и ЦНД)	т/ч	2	±0,5			a	в	с	-	-	См. примечание 11.7
11.10	Минимальный расход пара на турбину (из условия надежности работы промежуточного отсека)	т/ч	2	±0,5			a	в	с	-	-	Двухступенчатый подогрев сетевой воды
11.11	Максимальный расход пара на турбину при работе по тепловому графику (из условия ограничения температуры пара в ЦНД)	т/ч	2	±0,5			a	в	с	-	-	См. примечание 11.10
11.12	Максимальный расход пара на турбину при работе по электрическому графику (из условия ограничения по надежности ПО и ЦНД)	т/ч	2	±0,5			a	в	с	-	-	См. примечание 11.10
11.13	Δt₁ = f(Д₀) Нагрев основного конденсата в ПНД № 1	°С	1	±0,3			a	в	-	-	-
11.14	Расход пара в ЦНД при одноступенчатом подогреве сетевой воды	т/ч	1 по Д₀				a	в	-	-	-	При Q_от в степени 0
11.14			1 по Q_от				а	в	-	-	-	При Q_от в степени 1
11.15	Расход пара в ЦНД при двухступенчатом подогреве сетевой воды	т/ч	1 по Д₀				a	в	-	-	-	При Q_от в степени 0
							а	в	-	-	-	При Q_от в степени 1
			1 по Q_от				a	в	-	-	-	j = 2
11.16	Относительный прирост расхода тепла при работе по тепловому графику	Гкал/(МВт ∙ ч)	2	±0,3			а	в	с	-	-	- одноступенчатый подогрев сетевой воды; j = 3 - двухступенчатый подогрев сетевой воды
11.17	Относительный прирост расхода тепла при работе по электрическому графику	Гкал/(МВт ∙ ч)	2	±0,3			а	в	с	-	-	См. примечание 11.16
11.18	Д₀ = f(N_т) Расход свежего пара на турбину (конденсационный режим)	т/ч	1	±0,3			а₁	в₁	-	-	-	N_т ≤ N'_т
11.18			1	±0,3			а₂	в₂	-	-	-	N_т > N'_т
11.19	Д_пп = f(Д₀) Расход пара на промперегрев	т/ч	1	±0,3			а	в	-	-	-
11.20	i_пв = f(Д₀) Энтальпия питательной воды за ПВД	ккал/кг	2	±0,2			а	в	с	-	-
11.21	i_пп = f(Д₀) Изменение энтальпии пара в линии промперегрева	ккал/кг	2	±0,2			а	в	с	-	-
11.22	Расчетное значение давления пара в отборе на j-й регенеративный подогреватель (конденсационный режим)	кгс/см²	1	±1,0			а	в	-	-	-
11.23	Расчетное значение давления пара в отборе на турбопривод	кгс/см²	1	±1,0			а	в	-	-	-
11.24	Расчетное значение давления пара перед ЦСД № 1	кгс/см²	1	±1,0			а	в	-	-	-
11.25	...
11.26	a_j = f(Д₀) Удельное изменение давления пара в отборах на ПНД № 4 - 6 при отклонении давления в верхнем теплофикационном отборе от расчетного значения на 0,1 МПа (1 кгс/см²)		1	±1,0			a	в	-	-	-
11.27	a₃ = f(Д₀) Удельное изменение давления пара в отборе на ПНД № 3 при отклонении давления в нижнем теплофикационном отборе от расчетного значения на 1 кгс/см²		1	±1,0			a	в	-	-	-	Одноступенчатый подогрев сетевой воды
11.28	Внутренний относительный КПД проточной части ЦВД		2	±0,3			a	в	с	-	-	Д₀ ≤ 690 т/ч
11.28	Внутренний относительный КПД проточной части ЦВД		2	±0,3			а	в	с	-	-	Д₀ > 690 т/ч
11.29	Расход пара на турбопривод питательного насоса	т/ч	1	±0,3			a	в	-	-	-
11.30	Мощность питательного турбонасоса	МВт	2	±0,5			a	в	с	-	-
11.31	Тепловая нагрузка регенеративных подогревателей № Т-3	Гкал/ч	2	±0,5			а	в	с	-	-
11.32	Тепловая нагрузка j-го регенеративного подогревателя (j = 4 ÷ 8)	Гкал/ч	2	±0,5			a	в	с	-	-
11.33	ΔN_ск = f(Д₀) Изменение мощности турбоагрегата при скользящем давлении свежего пара	МВт	2				а	в	с	-	-	Д₀ ≤ 690 т/ч
11.33							а	в	с	-	-	Д₀ > 690 т/ч
11.34	Q₀ = f(N_т) Расход тепла на турбину	Гкал/ч	1	±0,3			а	в	-	-	-	Конденсационный режим
11.35	ΔД_ЦНД = f(Д₀) Расход пара в ЦНД	т/ч	1	±0,3			а	в	-	-	-	См. примечание 11.34
11.36	Д₀ = f(N_т, Р₂) Расход пара на турбину при работе по тепловому графику	т/ч										Одноступенчатый подогрев сетевой воды
	при Р₂ ≤ 1 кгс/см²		2 по Р₂	±0,3			а	в	с	-	-	При N_т в степени 0
			1 по N_т				а	в	с	-	-	При N_т в степени 1
	при Р₂ > 1 кгс/см²		2 по Р₂	±0,3			а	в	с	-	-	При N_т в степени 0
			1 по N_т				а	в	с	-	-	При N_т в степени 1
11.37	Мощность, развиваемая турбиной при работе по тепловому графику:	МВт										Одноступенчатый подогрев сетевой воды
	при Q_от < 279 Гкал/ч		2 по Р₂	±0,2			а	в	с	-	-	При Q_от в степени 0
			1 по Q_от				а	в	с	-	-	При Q_от в степени 1
	при Q_от ≥ 279 Гкал/ч P₂ ≤ 0,1 МПа (1 кгс/см²)						а	в	с	-	-	При Q_от в степени 0
							а	в	с	-	-	При Q_от в степени 1
	при Q_от ≥ 279 Гкал/ч P₂ > 0,1 МПа (1 кгс/см²)						а	в	с	-	-	При Q_от в степени 0
							а	в	с	-	-	При Q_от в степени 1
11.38	Расчетный параметр:	МВт										Одноступенчатый подогрев сетевой воды
	при Q_от < 279 Гкал/ч		2	±0,2			а	в	с	-	-
	при Q_от ≥ 279 Гкал/ч P₂ ≤ 1 кгс/см²						а	в	с	-	-
	при Q_от ≥ 279 Гкал/ч P₂ > 1 кгс/см²						а	в	с	-	-
11.39		МВт ∙ ч/Гкал	2	±0,2								Одноступенчатый подогрев сетевой воды
	Расчетный параметр: при Q_от < 279 Гкал/ч						а	в	с	-	-
	при Q_от ≥ 279 Гкал/ч P₂ ≤ 1 кгс/см²						а	в	с	-	-
	при Q_от ≥ 279 Гкал/ч P₂ > 1 кгс/см²						а	в	с	-	-
11.40	(при Д₀ < 750 т/ч) Расход пара на турбину при работе по тепловому графику:	т/ч										Двухступенчатый подогрев сетевой воды. Если вычисленный расход больше 750 т/ч, то переход к п. 11.41.
	при P₃ ≤ 1 кгс/см²		2 по Р₃	±0,3			а	в	с	-	-	При в степени 0
							а	в	с	-	-	При в степени 1
	при 1 < P₃ ≤ 1,6 кгс/см²		1 по				а	в	с	-	-	При в степени 0
							а	в	с	-	-	При в степени 1
	при P₃ > 1,6 кгс/см²						а	в	с	-	-	При в степени 0
							а	в	с	-	-	При в степени 1
11.41	(при Д₀ ≥ 750 т/ч) Расход пара на турбину при работе по тепловому графику:	т/ч
	при P₃ ≤ 1 кгс/см²		2 по Р₃	±0,3			а	в	с	-	-	При в степени 0
			1 по				а	в	с	-	-	При в степени 1
	при 1 < P₃ ≤ 1,6 кгс/см²		1 по Р₃				а	в	-	-	-	При в степени 0
			1 по				а	в	-	-	-	При в степени 1
	при P₃ > 1,6 кгс/см²		2 по Р₃				а	в	с	-	-	При в степени 0
			1 по				а	в	с	-	-	При в степени 1
11.42		МВт										Двухступенчатый подогрев сетевой воды
	Мощность, развиваемая турбиной при работе по тепловому графику:
	при МВт P₃ ≤ 1 кгс/см²		2 по Р₃	±0,2			а	в	с	-	-	При Q_от в степени 0
	при МВт P₃ ≤ 1 кгс/см²		1 по Q_от				а	в	с	-	-	При Q_от в степени 1
	при МВт P₃ > 1 кгс/см²						а	в	с	-	-	При Q_от в степени 0
	при МВт P₃ > 1 кгс/см²						a	в	с	-	-	При Q_от в степени 1
	при МВт P₃ ≤ 1 кгс/см²		2 по Р₃	±0,2			а	в	с	-	-	При Q_от в степени 0
	при МВт P₃ ≤ 1 кгс/см²		1 по Q_от				а	в	с	-	-	При Q_от в степени 1
	при МВт P₃ ≤ 1,6 кгс/см²						а	в	с	-	-	При Q_от в степени 0
	при МВт P₃ ≤ 1,6 кгс/см²						а	в	с	-	-	При Q_от в степени 1
	при МВт P₃ > 1,6 кгс/см²						а	в	с	-	-	При Q_от в степени 0
	при МВт P₃ > 1,6 кгс/см²						а	в	с	-	-	При Q_от в степени 1
11.43	S₁ = f(P₃) Расчетный параметр:	МВт	3	±0,2								Двухступенчатый подогрев сетевой воды
	при P₃ ≤ 0,94 кгс/см²						а	в	с	d	-
	при P₃ > 0,94 кгс/см²						а	в	с	d	-
11.44	P₃ = f(S₂)	кгс/см²	3	±0,1								См. примечание 11.43
	Давление в верхнем теплофикационном отборе (в зоне естественного повышения давления):											S₂ = [N_т - 0,6667(Q_от - 150)]10^-2
	при S₂ ≤ 213,5 МВт						а	в	c	d	-
	при S₂ > 213,5 МВт						а	в	с	d	-
11.45
	Расчетный параметр:	МВт ∙ ч/Гкал	2	±0,2								Двухступенчатый подогрев сетевой воды
	при МВт P₃ ≤ 0,1 МПа(1 кгс/см²)						а	в	с	-	-
	при МВт P₃ > 1 кгс/см²						а	в	с	-	-
	при МВт P₃ ≤ 1 кгс/см²						a	в	с	-	-
	при МВт P₃ ≤ 1,6 кгс/см²						а	в	с	-	-
	при МВт P₃ > 1,6 кгс/см²						а	в	с	-	-
11.46
	Расчетный параметр:	МВт	2	±0,2								То же
	при МВт P₃ ≤ 1 кгс/см²						a	в	с	-	-
	при МВт P₃ > 1 кгс/см²						a	в	с	-	-
	при МВт P₃ ≤ 1 кгс/см²						a	в	c	-	-
	при МВт P₃ ≤ 1,6 кгс/см²						a	в	с	-	-
	при МВт P₃ > 1,6 кгс/см²						a	в	с	-	-
11.47	Мощность турбоагрегата при работе с трехступенчатым подогревом сетевой воды	МВт	2 по Р_отб	±0,2			a	в	с	-	-	При Q_от в степени 0
			1 по Q_от				a	в	с	-	-	При Q_от в степени 1

11.48	Электрические потери генератора при трехступенчатом подогреве сетевой воды	кВт	1	±0,2			a	в	-	-	-
11.49	Расход пара на турбину при трехступенчатом подогреве сетевой воды	т/ч	2 по Р_отб	±0,3			a	в	с	-	-
			1 по Q_от				a	в	с	-	-

11.50	P_к = f(t_1в, Д_ЦНД) Давление пара в конденсаторе	кгс/см²	2 по t_1в	±0,3			a	в	с	-	-	При Д_ЦНД в степени 0
			2 по Д_ЦНД				a	в	с	-	-	При Д_ЦНД в степени 1
							a	в	с	-	-	При Д_ЦНД в степени 2
11.51	Расход питательной воды на впрыск в промежуточный пароперегреватель	т/ч	2	±0,3			а	в	с	-	-
11.52	Удельная поправка к мощности турбины на 1 % впрыска питательной воды в промежуточный пароперегреватель	МВт	2	±0,2			а	в	c	-	-
11.53	Изменение мощности турбоагрегата при отклонении cosf от номинального значения	МВт	2	±0,2			а	в	c	-	-
11.54	Температура уходящих газов при сжигании j-го компонента смеси (газа, мазута, твердого топлива)	°С	2 по	±1,0			а	в	с	-	-	При W^p в степени 0
			1 по W^p				а	в	с	-	-	При W^p в степени 1
												При сжигании газа
11.55	Удельный расход электроэнергии на ПЭН	кВт ∙ ч/т пара	2	±2,0			а	в	с	-	-
11.56	Удельный расход электроэнергии на СН ПВК	кВт ∙ ч/Гкал	2	±2,0			а	в	с	-	-
11.57	Расчетное значение температуры пара в отборе на j-й регенеративный подогреватель	°С	2	±0,5			а	в	с	-	-
11.58	Нормативное значение КПД питательного насоса		2	±0,3			а	в	с	-	-
11.59	Изменение мощности турбоагрегата при изменении нагрева сетевой воды в ПСВ на 10 °С	МВт	2 по P₃	±0,5			a	в	с	-	-	При Q_от в степени 0
			2 по Q_от				a	в	с	-	-	При Q_от в степени 1
							a	в	с	-	-	При Q_от в степени 2

11.60	Изменение расхода пара на турбопривод при отключении ПВД № 8	т/ч	2	±0,3			a	в	с	-	-
11.61	Изменение расхода пара на турбопривод при отключении ПВД № 7 и 8	т/ч	1	±0,3			a	в	-	-	-
11.62	Изменение расхода пара на турбопривод при отключении ПВД № 6	т/ч	1	±0,3			a	в	-	-	-
11.63	Изменение расхода пара на турбопривод при отключении ПВД № 6-8	т/ч	1	±0,3			a	в	-	-	-
11.64	Удельное изменение мощности турбоагрегата при изменении температуры свежего пара на 1 °С	МВт ∙ ч/(т ∙ °С)	2	±1,0			a	в	с	-	-
11.65		МВт ∙ см²/т ∙ кгс	2	±1,0			a	в	с	-	-	Д₀ ≤ 690 т/ч
	Удельное изменение мощности турбоагрегата при изменении давления свежего пара на 0,1 МПа (1 кгс/см²)		2	±1,0			a	в	с	-	-	Д₀ ≤ 690 т/ч
			2				a	в	с	-	-	Д₀ > 690 т/ч
11.66	Удельное изменение мощности турбоагрегата при изменении потери давления в тракте промперегрева на 1 %	МВт ∙ ч/т ∙ %	2	±1,0			a	в	с	-	-
11.67	Удельное изменение мощности потока пара, идущего в нижний теплофикационный отбор, при изменении температуры пара после промперегрева на 1 °C	МВт ∙ ч/т ∙ °С	1	±0,5			a	-	-	-	-
11.68
11.68	Удельное изменение мощности потока пара при изменении давления пара в нижнем теплофикационном отборе на 0,1 МПа (1 кгс/см²)	МВт ∙ ч ∙ см²/т ∙ кгс	2	±1,0			а	в	с	-	-	Одноступенчатый подогрев сетевой воды
11.69	То же при изменении КПД ЦСД № 1 на 1 %	МВт ∙ ч/т	1	±0,3			а	в	-	-	-
11.70	То же при изменении КПД ЦСД № 2 на 1 %	МВт ∙ ч/т	1	±0,3			а	в	-	-	-
11.71	То же при изменении на 1 относительного изменения КПД турбопривода	МВт ∙ ч/т	2	±0,3			а	в	с	-	-
11.72	То же при изменении на 1 относительного изменения КПД питательного насоса	МВт ∙ ч/т	2	±0,3			а	в	с	-	-
11.73	То же при отключении ПВД № 8	МВт ∙ ч/т	2	±1,0			а	в	с	-	-
11.74	To же при отключении ПВД № 7 и 8	МВт ∙ ч/т	2	±1,0			а	в	с	-	-
11.75	То же при отключении ПВД № 6	МВт ∙ ч/т	2	±1,0			а	в	с	-	-
11.76	То же при отключении ПВД № 6-8	МВт ∙ ч/т	2	±1,0			а	в	с	-	-
11.77	Удельное изменение мощности турбоагрегата при изменении КПД ЦВД на 1 %	МВт ∙ ч/т	1	±0,3			а	в	-	-	-
11.78	Удельное изменение мощности потока пара, идущего в нижний теплофикационный отбор, при изменении на 1 т/ч расхода пара на СН из выхлопа ПТН	МВт/(т/ч)²	2	±1,0			а	в	с	-	-
11.79	Удельное изменение мощности потока пара, идущего в верхний теплофикационный отбор при изменении температуры пара после промперегрева на 1 °С	МВт ∙ ч/(т ∙ ч ∙ °С)	1	±0,5			а	в	-	-	-
11.80	То же при изменении КПД ЦСД № 1 на 1 %	МВт ∙ ч/т	1	±0,3			а	в	-	-	-
11.81	То же при изменении КПД ЦСД № 2 на 1 %	МВт ∙ ч/т	1	±0,3			а	в	-	-	-
11.82	То же при изменении на 1 % относительного изменения КПД турбопривода	МВт ∙ ч/т	2	±0,3			а	в	с	-	-
11.83	То же при изменении на 1 % относительного изменения КПД питательного насоса	МВт ∙ ч/т	2	±0,3			а	в	с	-	-
11.84	То же при отключении ПВД № 8	МВт ∙ ч/т	2	±1,0			а	в	с	-	-
11.85	To же при отключении ПВД № 7 и 8	МВт ∙ ч/т	2	±1,0			а	в	с	-	-
11.86	То же при отключении ПВД № 6	МВт ∙ ч/т	2	±1,0			а	в	с	-	-
11.87	То же при отключении ПВД № 6-8	МВт ∙ ч/т	2	±1,0			а	в	с	-	-
11.88	То же при изменении на 1 т/ч расхода пара на СН из выхлопа ПТН	МВт/(т/ч)²	2	±1,0			а	в	с	-	-
11.89	Удельное изменение мощности потока пара, идущего в конденсатор, при изменении температуры пара после промперегрева на 1 °С	МВт ∙ ч/(т ∙ °С)	1	±0,5			а	в	-	-	-
11.90	То же при изменении давления пара в нижнем теплофикационном отборе	МВт ∙ ч ∙ см²/т ∙ кгс	2	±1,0			а	в	с	-	-	Одноступенчатый подогрев сетевой воды
11.91	То же при изменении КПД ЦСД № 1 на 1 %	МВт ∙ ч/т	1	±0,3			а	в	-	-	-
11.92	То же при изменении КПД ЦСД № 2 на 1 %	МВт ∙ ч/т	1	±0,3			а	в	-	-	-
11.93	То же при изменении на 1 относительного изменения КПД турбопривода	МВт ∙ ч/т	2	±0,3			а	в	с	-	-
11.94	То же при изменении на 1 % относительного изменения КПД питательного насоса	МВт ∙ ч/т	2	±0,3			а	в	с	-	-
11.95	То же при отключении ПВД № 8	МВт ∙ ч/т	2	±1,0			а	в	с	-	-
11.96	То же при отключении ПВД № 7 и 8	МВт ∙ ч/т	2	±1,0			а	в	с	-	-
11.97	То же при отключении ПВД № 6	МВт ∙ ч/т	2	±1,0			а	в	с	-	-
11.98	То же при отключении ПВД № 6-8	МВт ∙ ч/т	2	±1,0			а	в	с	-	-
11.99	То же при изменении на 1 т/ч расхода пара на СН из выхлопа ПТН	МВт/(т/ч)²	2	±1,0			а	в	с	-	-
11.100	Изменение мощности потоков пара, идущих в регенеративные подогреватели, при изменении температуры свежего пара на 1 °С	МВт ∙ °С	2	±0,5			а	в	с	-	-
11.101		МВт ∙ см²/кгс	1	±0,5			а	в	-	-	-	Д₀ ≤ 690 т/ч
			1				а	в	-	-	-	Д₀ > 690 т/ч
	То же при изменении давления свежего пара на 1 кгс/см²
11.102	То же при изменении потерь давления в тракте промперегрева на 1 %	МВт/%	2	±0,5			а	в	с	-	-
11.103	То же при изменении температуры пара после промперегрева на 1 °С	МВт ∙ °С	1	±0,5			а	в	-	-	-
11.104	То же при изменении КПД ЦВД на 1 %	МВт	2	±0,3			а	в	с	-	-
11.105	То же при изменении давления пара в нижнем теплофикационном отборе на 1 кгс/см²	МВт ∙ см²/кгс	2	±0,5			а	в	с	-	-	Одноступенчатый подогрев сетевой воды
11.106	То же при изменении КПД ЦСД № 1 на 1 %	МВт	2	±0,3			а	в	с	-	-
11.107	То же при изменении КПД ЦСД № 2 на 1 %	МВт	2	±0,3			а	в	с	-	-
11.108	То же при изменении на 1 % относительного изменения КПД турбопривода	МВт	1	±0,3			а	в	-	-	-
11.109	То же при изменении на 1 % относительного изменения КПД питательного насоса	МВт	1	±0,3			а	в	-	-	-
11.110	То же при отключении ПВД № 8	МВт	2	±0,5			а	в	с	-	-
11.111	То же при отключении ПВД № 7 и 8	МВт	2	±0,5			а	в	с	-	-
11.112	То же при отключении ПВД № 6	МВТ	2	±0,5			a	в	с	-	-
11.113	То же при отключении ПВД № 6-8	МВт	2	±0,5			a	в	с	-	-
11.114	То же при изменении на 1 т/ч расхода пара на собственные нужды из выхлопа ПТН	МВт ∙ ч/т	1	±0,5			a	в	-	-	-
11.115	Коэффициент коррекции расчетного значения температуры пара в отборе на j-й регенеративный подогреватель, на отклонение давления пара в отборе от расчетного значения	°С ∙ см²/кгс	2	±0,5			a	в	с	-	-
11.116	То же на отклонение давления пара перед ЦСД № 1 от расчетного значения	°С ∙ см²/кгс	2	±0,5			a	в	с	-	-
11.117	То же на отклонение температуры пара перед ЦСД № 1 от расчетного значения		2	±0,5			a	в	с	-	-
11.118	То же на отклонение давления свежего пара от расчетного значения	°С ∙ см²/кгс	1	±0,5			a	в	-	-	-
11.119	То же на отклонение температуры свежего пара от расчетного значения		1	±0,5			a	в	-	-	-
11.120	То же на отклонение КПД проточной части ЦСД № 1 от расчетного значения		1	±0,5			a	в	-	-	-
11.121	То же на отклонение КПД проточной части ЦСД № 2 от расчетного значения		1	±0,5			a	в	-	-	-
11.122	То же на отклонение от расчетного значения КПД ЦВД		1	±0,5			а	в	-	-	-
11.123	Коэффициент коррекции расчетного значения энтальпии пара в отборе, питающего j-й регенеративный подогреватель, на отклонение давления свежего пара от расчетного значения	ккал ∙ см²/кг ∙ кгс	1	±1,0			а	в	-	-	-
11.124	То же на отклонение температуры свежего пара от расчетного значения	ккал/кг ∙ °С	1	±1,0			а	в	-	-	-
11.125	То же на отклонение от расчетного значения КПД ЦВД	ккал/кг	±0,5				а	в	-	-	-
11.126	То же на отклонение от расчетного значения КПД ЦСД	ккал/кг	1	±0,5			а	в	-	-	-
11.127	То же на отклонение от расчетного значения давления пара после промперегрева	ккал ∙ см²/кг ∙ кгс	±1,0				а	в	-	-	-
11.128	То же на отклонение от расчетного значения температуры пара после промперегрева	ккал/кг ∙ град	1	±1,0			а	в	-	-	-
11.129	Температура питательной воды за ПВД	°С	2	±0,5			а	в	с	-	-
11.130	δt_к = f(Д_ЦНД, t_1в) Температурный напор конденсатора	°С	2 по t_1в	±3,0			а	в	с	-	-	При Д_ЦНД в степени 0
			2 по Д_ЦНД				а	в	с	-	-	При Д_ЦНД в степени 1
							а	в	с	-	-	При Д_ЦНД в степени 2
11.131	Мощность механизмов собственных нужд	кВт	2	±2,0			a	в	с	-	-
11.132	Условный расход тепла на холостой ход	Гкал/ч	2	±0,3			a	в	-	-	-	j = 2 - одноступенчатый подогрев сетевой воды;
							a	в	с	-	-	j = 3 - двухступенчатый подогрев сетевой воды
11.133	Д₂₆ = f(Д₀, Р₃) Расход пара через 26-ю ступень	т/ч	1 по Д₃	±0,4			a	в	-	-	-	При Р₃ в степени 0
	Д₂₆ = f(Д₀, Р₃) Расход пара через 26-ю ступень		1 по Р₃				а	в	-	-	-	При Р₃ в степени 1
11.134	Коэффициент избытка воздуха за котлом		2	±0,5			a	в	-	-	-
11.135	Расход электроэнергии на прочие СН котла	кВт ∙ ч/Гкал	1	±3,0			a	в	-	-	-
11.136	Расход электроэнергии на тягу и дутье	кВт ∙ ч/Гкал	2	±1,0			a	в	с	-	-
11.137	Температура уходящих газов за ПВК	°С	2	±1,0			a	в	с	-	-
11.138	Коэффициент избытка воздуха за ПВК		2	±0,5			a	в	с	-	-
11.139	Расчетное значение энтальпии пара в отборе на верхний теплофикационный подогреватель при давлении 1 кгс/см²	ккал/кг	1	±0,5			а	в	с	-	-
11.140	H_j = f(ΔP_j) Используемый теплоперепад отсека перед отбором, питающим j-й регенеративный подогреватель (область влажного пара)	ккал/кг	2	±1,0			а	в	с	-	-
11.141	Используемый теплоперепад промежуточного отсека при перепаде давлений в 0,1 МПа (1 кгс/см²)	ккал ∙ см²/кг ∙ кгс	2	±0,5			а	в	с	-	-
11.142	Используемый теплоперепад пара в ЦНД при постоянном давлении в нижнем теплофикационном отборе	ккал/кг	1	±1,0			а	в	-	-	-
11.143	α_ЦНД = f(P₂) Коэффициент коррекции теплоперепада ЦНД на изменение давления пара в нижнем теплофикационном отборе		2	±0,5			а	в	с	-	-
11.144	i"_j = f(P_j) Энтальпия питательной воды на выходе из j-го регенеративного подогревателя	ккал/кг	2	±0,5			а	в	с	-	-
11.145	Давление пара перед турбиной при работе энергоблока на скользящем давлении	кгс/см²	1	±0,5			а	в	-	-	-
11.146	Изменение энтальпии питательной воды при отключении ПВД № 7 и 8	ккал/кг	2	±0,			а	в	с	-	-
11.147	Изменение энтальпии питательной воды при отключении ПВД № 8	ккал/кг	2	±0,5			a	в	с	-	-
11.148	Изменение энтальпии питательной воды при отключении ПВД № 6 - 8	ккал/кг	2	±0,5			a	в	с	-	-
11.149	Нагрев питательной воды в системе регенерации	ккал/кг	2	±0,5			a	в	с	-	-
11.150	H_i = f(W_i) Давление, развиваемое циркуляционным насосом i-го типа	м вод.ст.	2				a	в	с	-	-
11.151	η_i = f(W_i) КПД циркуляционного насоса i-го типа		2				а	в	с	-	-
11.152	Температура охлажденной воды после градирни без учета поправок	°С	2 по q₁				а	в	с	-	-	При Δt_г в степени 0
			1 по Δt₁				а	в	с	-	-	При Δt_г в степени 1
11.153	Δt'_o = f(θ, υ) Поправка к температуре охлаждения воды на температуру (θ) и влажность (υ) наружного воздуха	°С	2 по θ				а	в	с	-	-	При υ в степени 0
			2 по υ				а	в	с	-	-	При υ в степени 1
							а	в	с	-	-	При υ в степени 2
11.154	Δt"_o = f(W) Поправка к температуре охлажденной воды на скорость ветра	°С	1				а	в	с	-	-
11.155	Электромеханический КПД турбоагрегата		2	±0,3			а	в	с	-	-
11.156	Д_с = f(P₃) Расход пара через одно сопло охлаждающего устройства	т/ч	1	±0,5			а	в	-	-	-
11.157	Д_др5 = f(Д₀) Расход дренажа из ПНД № 5	т/ч	2	±0,5			а	в	с	-	-
11.158	КПД питательного электронасоса		2	±0,3			а	в	с	-	-
11.159	Нормативное значение потерь давления в конденсаторе	кгс/см²	±0,5				а	в	с	-	-
11.160	Расход пара на концевые уплотнения всех цилиндров	т/ч	1	±0,5			а	в	-	-	-
11.161	Давление питательной воды на стороне нагнетания питательных насосов	кгс/см²	2	±0,5			а	в	с	-	-
11.162	Мощность, потребляемая бустерными насосами	кВт	1				а	в	-	-	-
11.163	Мощность, потребляемая конденсатными насосами 1 ступени	кВт	1				а	в	-	-	-
11.164	Мощность, потребляемая конденсатными насосами II ступени	кВт	2				а	в	с	-	-
11.165	Мощность, потребляемая конденсатными насосами ПСВ № 1	кВт	2				а	в	с	-	-
11.166	Изменение электрической мощности турбоагрегата из-за подачи пара в ЦНД из верхнего теплофикационного отбора через охлаждающее устройство	МВт	2 по Р₃				а	в	с	-	-	При Q_от в степени 0
			2 по Q_от				а	в	с	-	-	При Q_от в степени 1
							а	в	с	-	-	При Q_от в степени 2
11.167	Коэффициент влияния температуры питательной воды на температуру уходящих газов		1	±1,0			а	в	-	-	-
11.168	Разрежение газов за пароперегревателем (перед экономайзером) - тепловая нагрузка	кгс/м²		±1,0			п	к	-	-	-	Степенная зависимость S = кQⁿ при чистых поверхностях нагрева и отключенной рециркуляции газов
11.169	Разрежение газов за экономайзером (перед воздухоподогревателем) - тепловая нагрузка	кгс/м²		±1,0			п	к	-	-	-	См. примечание п. 11.168
11.170	Разрежение газов за воздухоподогревателем - тепловая нагрузка			±1,0			п	к	-	-	-	См. примечание п. 11.168
11.171	Разрежение газов за золоуловителями - тепловая нагрузка			±1,0			п	к	-	-	-	См. примечание п. 11.168
11.172	Разрежение газов за дымососами - тепловая нагрузка			±1,0			п	к	-	-	-	См. примечание п. 11.168
11.173	Разрежение воздуха перед дутьевым вентилятором - тепловая нагрузка	кгс/м²		±1,0			п	к	-	-	-	Степенная зависимость H = кQⁿ при чистых поверхностях нагрева и отключенной рециркуляции газов
11.174	Давление воздуха за дутьевым вентилятором - тепловая нагрузка	кгс/м²		±1,0			п	к	-	-	-	См. примечание п. 11.173
11.175	Теплоемкость газов теоретического состава при сжигании j-го компонента смеси (газ, мазут, уголь) - температура газов	ккал/м³ · °С		±0,2			a	в	с	-	-	В диапазоне 150 - 450 °С
11.176	C_пв = f(t_пв) Теплоемкость питательной воды в зоне экономайзера - температура питательной воды	ккал/кг ∙ °С		±0,2			а	в	с	-	-
11.177	Тепловоспринимающая способность РВП после замены набивки - тепловая нагрузка котла	Гкал/°С		±1,0			а	в	с	-	-	Из уравнения теплового баланса РВП
11.178	Изменение температуры уходящих газов - коэффициент роста отложений на тракте ПП-ЭК	°С	2	±10			а	в	с	-	-
11.179	Изменение температуры уходящих газов - коэффициент роста отложений в ВП	°С	2	±10			а	в	с	-	-
11.180	η_дм = f(ρ_дм) КПД дымососа - степень загрузки дымососа (I скорость)	%	2	±2 %			а	в	с	-	-
11.181	То же (II скорость)	%	2	±2,0			а	в	с	-	-
11.182	η_вд = f(ρ_дв) КПД дутьевого вентилятора - степень загрузки дутьевого вентилятора (I скорость)	%	2	±2,0			а	в	с	-	-
11.183	То же (II скорость)	%	2	±2,0			а	в	с	-	-
11.184	...
11.185	Нормативное значение расхода пара на деаэратор	т/ч	2	±0,5			a	в	с	-	-
11.186	Нормативный коэффициент полезного действия котла	%	2				a	в	с	-	-
11.187	Нормативный перепад давления в дутьевом вентиляторе	кгс/м²	2	±1,0			a	в	с	-	-
11.188	Нормативный перепад разрежения в дымососах	кгс/м²	2	±1,0			а	в	с	-	-
11.189	Изменение мощности турбоагрегата из-за изменения давления в конденсаторе	кВт	1				а₁	в₁	-	-	-	α = 1, δ = 0, λ = 0
			2				а₁	в₁	-	-	-	β = 1, γ = 0, σ = 0
							а₂	в₂	с₂	-	-	α = 0, δ = 1, λ = 0
							а₂	в₂	с₂	-	-	β = 0, γ = 1, σ = 0
			2				а₃	в₃	с₃	-	-	α = 0, δ = 0, λ = 1
							а₃	в₃	с₃	-	-	β = 0, γ = 0, σ = 1
11.190	Д_сп = f(Д₀) Расход пара на сальниковый подогреватель	т/ч	2	±0,5			а	в	с	-	-
11.191	V_рец = f(N_др, S'_вп) Расход рециркулирующих газов в зависимости от мощности дымососа рециркуляции и разрежения газов перед воздухоподогревателем		2 по N_др	±3,0			а	в	с	-	-	При S'_вп в степени 0
			2 по S'_вп				а	в	с	-	-	При S'_вп в степени 1
							а	в	с	-	-	При S'_вп в степени 2
11.192	Δh₃ = f(P₃) Удельное изменение теплоперепада при изменении давления в верхнем теплофикационном отборе		1	±0,5			а	в	-	-	-
11.193	Δh₃ = f(P₃) Удельное изменение теплоперепада при изменении давления в нижнем теплофикационном отборе		1	±0,5			а	в	-	-	-
11.194	i_др_j = f(P_j) Энтальпия дренажа j-го регенеративного подогревателя	ккал/кг	2	±0,5			а	в	с	-	-
11.195	W = f(t_нв, Д_кΣ) Расход циркуляционной воды при оптимизации режима работы ЦН (Д_кΣ - сумма расходов пара в конденсаторы всех энергоблоков ТЭЦ)	м³/ч	2 по t_нв	±2,0			а	в	с	-	-	При Д_кΣ в степени 0
			2 по Д_кΣ				а	в	с	-	-	При Д_кΣ в степени 1
							а	в	с	-	-	При Д_кΣ в степени 2
11.196	ΔN_мг_i = f(N_т_i) Потери мощности механические в генераторе каждого турбоагрегата	МВт	2	±0,5			а	в	с	-	-
11.197	Предельное значение присосов воздуха в конденсатор, при котором возможна работа одного эжектора на паре 5 - 6 кгс/см²	кг/ч	1				а	в	-	-	-
11.198	Нормативное содержание горючих в уносе	%	2 по				а	в	с	-	-
11.198	Нормативное содержание горючих в уносе		2 по lм (lг)				а	в	с	-	-
Аппроксимируемые зависимости со сменяемыми константами
11.199	Δη_ЦВД = f(Д₀) Изменение КПД проточной части ЦВД		2	±0,3			а	в	с	-	-
11.200	Δt_0i = f(q_i) Поправка к температуре охлажденной воды на отклонение фактического состояния градирни от расчетного	°С	3				а	в	с	d	-

12. ОПРЕДЕЛЕНИЕ СТРУКТУРНЫХ ХАРАКТЕРИСТИК ТЕПЛОВОЙ СХЕМЫ

Таблица 12

Номер характеристики	Номер узла j	Способ подключения^* l	Наименование l-го способа подключения j-го узла	Расчет нормативной характеристики l-го способа подключения j-го узла	Расчет фактической характеристики X_j₍_l₎ l-го способа подключения j-го узла	Исходная информация	Примечание
	1		ПНД № 1
12.1		1	ПНД № 1 отключен	Если t_S₁ ≤ (t'₁ + a₁), то	Если (t"₁ - t'₁) ≤ a₁, то X₁₍₁₎ = 1	t_S₁ - 8.68; t'₁ - 4.186; t"₁ - 4.182; a₁ - 5.260
	2		ПНД № 2
12.2		1	ПНД № 2 отключен	Если K₅₅ = 1, то	Если (t"₂ - t"₁) ≤ a₁, то X₂₍₁₎ = 1	t"₁ - 4.182; t"₂ - 4.181; K₅₅ - 2.55
12.3		2	ПНД № 2 включен, включен сливной насос	Если (t"₃ - t'₃) > a₁, то	Если X₂₍₁₎ = 0 и какой-либо из K₁₄_j = 1, то X₂₍₂₎ = 1	X₂₍₁₎ - 12.2; t'₃ - 4.185; t"₃ - 4.180; K_14j - 2.14
12.4		3	ПНД № 2 включен, отключены сливные насосы	Если , то	Если X₂₍₂₎ = 0, то X₂₍₃₎ = 1
	3		ПНД № 3
12.5		1	ПНД № 3 отключен	Если K₅₅ = 1, то	Если (t"₃ - t'₃) ≤ a₁, то X₃₍₁₎ = 1
12.6		4	ПНД № 3 включен, включен сливной насос	Если K₅₅ = 1, то	Если X₃₍₁₎ = 0 и какой-либо из K₁₃_j = 1, то X₃₍₄₎ = 1	X₃₍₁₎ - 12.5; K₁₃_j - 2.13
12.7		3	ПНД № 3 включен, отключены сливные насосы	Если K₅₅ = 1, то	Если X₃₍₄₎ = 0, то X₃₍₃₎ = 1
	4		ПНД № 4
12.8		1	ПНД № 4 отключен	Если K₅₅ = 1, то	Если (t"₄ - t'₄) ≤ a₁, то X₄₍₁₎ = 1	t'₄ - 4.184; t"₄ - 4.179
12.9		4	ПНД № 4 включен, включен сливной насос	Если K₅₅ = 1, то	Если X₄₍₁₎ = 0 и какой-либо из K₁₂_j = 1, то X₄₍₄₎ = 1	X₄₍₁₎ - 12.8; K₁₂_j - 2.12
12.10		3	ПНД № 4 включен, отключены сливные насосы	Если K₅₅ = 1, то	Если X₄₍₄₎ = 0, то X₄₍₃₎ = 1	X₄₍₄₎ - 12.9
	5		ПНД № 5
12.11		1	ПНД № 5 отключен	Если K₅₅ = 1, то	Если (t"₅ - t'₅) ≤ a₁, то X₅₍₁₎ = 1	t'₅ - 4.183; t"₅ - 4.178
12.12		5	ПНД № 5 включен, по дренажной линии проходит конденсат в ПНД № 4	Если X₄₍₁₎ = 0, то	Если X₅₍₁₎ = 0 и K₃₉ = 0, то X₅₍₅₎ = 1	X₄₍₁₎ - 12.8; X₅₍₁₎ - 12.11; K₃₉ - 2.39
12.13		3	ПНД № 5 включен, по дренажной линии проходит конденсат в конденсатор	Если , то	Если X₅₍₅₎ = 0, то X₅₍₃₎ = 1	- 12.12; X₅₍₅₎ - 12.12
	6		ПВД № 6
12.14		1	ПВД № 6 отключен	Если и Р₆ ≤ P^д, то	Если K₃₅ = 1, то X₆₍₁₎ = 1	- 5.72; P^д - 8.28; K₃₅ - 2.35; Р₆ - 8.36
12.15		6	ПВД № 6 включен, по дренажной линии проходит конденсат в деаэратор	Если P₆ - P^д ≥ в₁, то	Если K₃₅ = 0, K₃₇ = 0 и K₃₈ = 0, то X₆₍₆₎ = 1	Р₆ - 8.36; P^д - 8.28; в₁ - 5.261; K₃₇ - 2.37; K₃₈ - 2.38
12.16		7	ПВД № 6 включен, по дренажной линии проходит конденсат в ПНД № 5	Если и X₅₍₁₎ = 0, то	Если K₃₅ = 0 и K₃₇ = 1, то X₆₍₇₎ = 1	- 12.15; X₅₍₁₎ - 12.11
12.17		3	ПВД № 6 включен, по дренажной линии проходит конденсат в конденсатор	Если и , то	Если X₆₍₆₎ = 0 и X₆₍₇₎ = 0, то X₆₍₃₎ = 1	- 12.15; - 12.16; X₆₍₆₎ - 12.15; X₆₍₇₎ - 12.16
	7		ПВД № 7
12.18		1	ПВД № 7 отключен (отключена группа ПВД № 7 и 8)	Если K₅₅ = 1, то	Если K₃₄ = 1, то X₇₍₁₎ = 1	K₃₄ - 2.34
12.19		5	ПВД № 7 включен, по дренажной линии проходит конденсат в ПВД № 6		Если K₃₄ = 0 и K₃₆ = 0, то X₇₍₅₎ = 1	K₃₆ - 2.36
12.20		6	ПВД № 7 включен, по дренажной линии проходит конденсат в деаэратор	Если P₆ - P^д > в₁ или K₃₅ = 1, то	Если X₇₍₅₎ = 0, то X₇₍₆₎ = 1	X₇₍₅₎ - 12.19
	8		ПВД № 8
12.21		1	ПВД № 8 отключен	Если K₅₅ = 1, то	Если K₃₃ = 1, то X₈₍₁₎ = 1	K₃₃ - 2.33
	9		Группа ПВД (№ 6-8)
12.22		1	Отключена группа ПВД (№ 6-8)	Если K₅₅ = 1, то	Если K₃₂ = 1, то X₉₍₁₎ = 1	K₃₂ - 2.32
	10		Деаэратор 7 кгс/см² (перевод деаэратора на работу при скользящем давлении невозможен)
12.23		8	Подача пара в деаэратор из отбора на ПВД № 6	Если P_д7 ≤ в₂ и P₆ > в₂, то	Если K₃₀ = 1, то X₁₀₍₈₎ = 1	P_д7 - 8.37; P₆ - 8.36; в₂ - 5.262; K₃₀ - 2.30
12.24		9	Подача пара в деаэратор из коллектора 13 кгс/см²	Если P_д7 ≤ в₂ и P₆ ≤ в₂, то	Если K₃₁ = 1, то X₁₀₍₉₎ = 1	K₃₁ - 2.31
	11		Калориферы котла
12.25
12.26		9	Подача пара на калориферы котла из коллектора 13 кгс/см²	Если K₂₅ = 1 и , то Если K₂₅ = 0, то	Если K₂₆ = 1 и K₂₇ = 1, то X₁₁₍₉₎ = 1	K₂₅ - 2.25; - 8.23; - 5.263
	12		Главный эжектор
12.27		10	Подача пара на эжекторы из выхлопа ПТН	Если K₂₅ = 1 и и , то ;	Если K₂₇ = 0 и K₄₈ = 0, то X₁₂₍₁₀₎ = 1	K₂₅ - 2.25; G_пр_._в - 6.39; f - 11.197. - 4.188; K₂₇ - 2.27. K₄₈ - 2.28; - 8.23; - 5.265
12.28		11	Подача пара на эжекторы из деаэратора	Если и и K₂₅ = 1 и , то Если и и K₂₅ = 0 , то	Если K₄₈ = 1, то X₁₂₍₁₁₎ = 1	P^д - 8.28; - 5.265; G_пр.в - 6.39; f - 11.197; K₂₅ - 2.25; K₄₈ - 2.48; - 8.23; - 5.265; - 4.188
12.29		9	Подача пара на эжекторы из коллектора 13 кгс/см²	Если и , то	Если K₂₇ = 1, то X₁₂₍₉₎ = 1	- 12.27; - 12.28; K₂₇ - 2.27
12.30		1	Работает один эжектор	Если или и G_пр.в ≤ G_пр.1, то Если и , то	Если один какой-либо из K₄₉_j = 1, то X₁₂₍₁₎ = 1	- 12.27; - 12.28; - 12.29; G_пр.в - 6.39; G_пр.1 - 5.290; - 5.291; K₄₉_j - 2.49
12.31		2	Работают два эжектора	Если или и G_пр.1 < G_пр.в ≤ G_пр.2, то Если и , то	Если два каких-либо из K₄₉_j = 1, то X₁₂₍₂₎ = 1	G_пр.2 - 5.292; - 5.293
12.32		3	Работают три эжектора	Если и , то	Если X₁₂₍₁₎ = 0 и X₁₂₍₂₎ = 0, то X₁₂₍₃₎ = 1	- 12.30; - 12.31; X₁₂₍₁₎ - 12.30; X₁₂₍₂₎ - 12.31
	13		ПСВ № 2
12.33		1	ПСВ № 2 отключен	Если и Р₃ < 0,6, то		Д₀ = G_пв - 8.241; Р₃ - 8.266; f - 11.10
	14		Способ регулирования мощности энергоблока
12.34		1	Регулирование мощности при скользящем начальном давлении пара	Если G_пв < Д_ск, то	Если K₆₂ = 1, то X₁₄₍₁₎ = 1	G_пв - 8.241; Д_ск - 5.266; K₆₂ - 2.62
	15		Бустерный насос				Анализируется при наличии трех насосов
12.35		2	Работают два бустерных насоса	Если G_пв > G₁, то	Если два каких-либо из K₉_j = 1, то X₁₅₍₂₎ = 1	G_пв - 8.241; G₁ - 5.286; K_9j - 2.9
	16		Конденсатный насос I ступени
12.36		2	Работают два конденсатных насоса I ступени	Если , то	Если два каких-либо из K₁₀_j = 1, то X₁₆₍₂₎ = 1	G'_БОУ - 4.131; - 8.176; - 8.174; G₂ - 5.287; K₁₀_j - 2.10	См. примечание п. 12.35
	17		Конденсатный насос II ступени
12.37		2	Работают два конденсатных насоса II ступени	Если G'_БОУ > G₃, то	Если два каких-либо из K₁₁_j = 1, то X₁₇₍₂₎ = 1	G'_БОУ - 4.131; G₃ - 5.288; K₁₁_j - 2.11	См. примечание п. 12.35
	18		Конденсатный насос ПСВ № 1
12.38		2	Работают два конденсатных насоса ПСВ № 1	Если G_пс1 > G₄, то	Если два каких-либо из K₁₇_j = 1, то X₁₈₍₂₎ = 1	G_пс₁ - 8.203; G₄ - 5.289; K_17j - 2.17	См. примечание п. 12.35
	19		Концевые уплотнения турбины
12.39		9	Подача пара на концевые уплотнения турбины из коллектора 13 кгс/см²	Если то	Если K₄₇ = 0, то X₁₉₍₉₎ = 1	Р^д - 8.28; - 5.264; K₄₇ - 2.47
^* Приняты следующие цифровые обозначения способа подключения l: 1 - подогреватель отключен; 2 - слив конденсата в вышестоящий подогреватель; 3 - слив конденсата в конденсатор; 4 - слив конденсата в линию основного конденсата; 5 - слив конденсата в нижестоящий подогреватель; 6 - по дренажной линии проходит конденсат в деаэратор; 7 - по дренажной линии проходит конденсат в ПНД № 5; 8 - подача пара из вышестоящего отбора; 9 - подача пара из коллектора 13 кгс/см²; 10 - подача пара из выхлопа ПТН; 11 - подача пара из деаэратора.

13. РАСЧЕТ РАСХОДА ПАРА В КОНДЕНСАТОР

Таблица 13

Номер показателя	Наименование показателя	Обозначение	Размерность	Формула вычисления	Контрольное значение	Исходная информация	Примечание
13.1	Количество включенных регенеративных подогревателей	n				X_j₍₁₎ - 12.1 ÷ 12.22	Для турбоагрегатаТ-250/300-240 l = 8
13.2	Среднее значение нагрева воды в регенеративных подогревателях	δi_ср	ккал/кг			i'₁ = t'₁ - 4.186; t_пв - 4.5; Р"_пн - 8.42; n - 13.1; f - 7.13
13.3	Коэффициент, учитывающий соотношение средних значений нагревов воды и теплоиспользований регенеративных подогревателей	U		Если X₉₍₁₎ = 1, то Δi_ср = Δi'_ср		δi_ср - 13.2; Δi_ср - 5.253; Δi'_ср - 5.254; Х₉₍₁₎ - 12.22
13.4	Относительное значение расхода пара в отбор на j-й регенеративный подогреватель	a_j				U - 13.3; n - 13.1
13.5	Расход сквозного потока пара в турбине за вычетом расхода пара на регенеративные подогреватели	Д_скв	т/ч			G_пв - 8.241; a_j - 13.4
13.6	Относительное значение расхода пара в отбор на ПНД № 1 при сливе дренажа ПСВ № 1 и 2 в линию основного конденсата после ПНД № 2 и 3 соответственно	a'₁				- 8.177; - 8.175; Д_скв - 13.5; U - 13.3
13.7	Относительное значение расхода пара в отбор на ПНД № 2 при сливе дренажа ПСВ № 1 и 2 в линию основного конденсата после ПНД № 2 и 3 соответственно	a'₂				- 8.177; - 8.175; Д_скв - 13.5; U - 13.3
13.8	Относительное значение величины расхода пара в отбор на ПНД № 3 при сливе дренажа ПСВ № 1 и 2 в линию основного конденсата после ПНД № 2 и 3 соответственно	a'₃				- 8.175; Д_скв - 13.5; U - 13.3
13.9	Расход сквозного потока пара в турбине за вычетом расхода пара на регенеративные подогреватели с учетом коррекции на изменение слива дренажа ПСВ	Д'_скв	т/ч			a'₁ - 13.6; a'₂ - 13.7; a'₃ - 13.8; a_{4 ÷ n} - 13.4; G_пв - 8.241; n - 13.1
13.10	Количество работающих основных эжекторов	m		Если X_12(i) = 1, то m = i, i = 1, 2, 3		X₁₂₍_i₎ - 12.30 - 12.32
13.11	Расход пара в конденсатор	Д_к	т/ч	Д_сп = f(Д₀) Если K₆₆ = 1, то Д_к = K_тР₂		Д₀ = G_пв - 8.241; Д'_скв - 13.9; G_кф - 8.169; m - 13.10; Д_эж - 5.268-5.270; - 8.177; K₆₆ - 2.66; - 8.176; K_т - 6.38; - 8.175; Р₂ - 8.268; - 8.174; Д_ск - 8.168; f - 11.190; Х₁₀₍₉₎ - 12.24; G'_впр - 8.166; Х₁₁₍₁₀₎ - 12.25; Д_д7 - 8.180; Х₁₂₍₁₁₎ - 12.28;
				Если K₄₂ ≥ 0,5, то Д_к = Д_сn_c, Д_с = f(P₃), n_c = 3 Если P₃ ≥ 1, то n_c = 2		f - 11.156; Р₃ - 8.266; K₄₂ - 2.42	Для турбоагрегата Т-250/300-240

14. РАСЧЕТ РАСХОДОВ ПАРА И ВОДЫ В РЕГЕНЕРАТИВНОЙ СИСТЕМЕ

Таблица 14

Номер параметра	Наименование параметра	Обозначение	Размерность	Формула вычисления	Контрольное значение	Исходная информация	Примечание
14.1	Расход питательной воды перед ПВД № 6	G₆	т/ч	Если X₉₍₁₎, то G₆ = G_пв		Х₉₍₁₎ - 12.22; t"₈ - 4.171; t_пв - 4.4; t"_пн - 4.196; G_пв - 8.241
14.2	Расход питательной воды перед ПВД № 8	G₈	т/ч	G₈ = G₆		G₈ - 14.1
14.3	Расход пара на ПВД № 8	Д₈	т/ч			G₆ - 14.1; η - 5.334; i"₇ - 8.343; i"₈ - 8.344; i₈ - 8.375; i_др₈ - 8.346; Х₈₍₁₎ - 12.21
14.4	Расход питательной воды на ПВД № 7	G₇	т/ч	G₇ = G₆		G₆ - 14.1
14.5	Дренаж ПВД № 8	Д_др8	т/ч	Д_др8 = Д₈		Д₈ - 14.3
14.6	Расход пара на ПВД № 7	Д₇	т/ч			G₇ - 14.4; Д_др₈ - 14.5; i"₆ - 8.342; i"₇ - 8.343; i_др₇ - 8.347; i_др₈ - 8.346; i₇ - 8.376; η - 5.334; Х₇₍₁₎ - 12.18
14.7	Дренаж ПВД № 7	Д_др7	т/ч	Д₇ + Д₈		Д₇ - 14.6; Д₈ - 14.3
14.8	Расход пара на ПВД № 6	Д₆	т/ч			G₆ - 14.1; Х₇₍₅₎ - 12.19; Д_др₇ - 14.7; i"_пк - 8.350; i"₆ - 8.342; i_др₆ - 8.348; i_др₇ - 8.347; i₆ - 8.377; η - 5.334; Х₆₍₁₎ - 12.14
14.9	Дренаж ПВД № 6	Д_др6	т/ч	X₇₍₅₎Д_др7 + Д₆		Х₇₍₅₎ - 12.19; Д_др7 - 14.7; Д₆ - 14.8
14.10	Расход основного конденсата на ПНД № 5	G₅	т/ч	G₆ - Д_д7 - X₆₍₆₎Д_др6 - X₇₍₈₎Д_др7		Д_д7 - 8.180; Х₆₍₆₎ - 12.15; Х₇₍₆₎ - 12.20; G₆ - 14.1; Д_др6 - 14.9; Д_др7 - 14.7
14.11	Расход пара на ПВД № 5	Д₅	т/ч	где i_др5 = f(P₅)		Х₆₍₇₎ - 12.16; G₅ - 14.10; Д_др₆ - 14.9; i₅ - 8.379; i'₅ - 4.183; i"₅ - 4.178; i_др₆ - 8.348; Х₅₍₁₎ - 12.11; f - 11.194; P₅ - 8.38
14.12	Дренаж ПВД № 5	Д_др5	т/ч	Д₅ + X₆₍₇₎Д_др6		Д₅ - 14.11; Х₆₍₇₎ - 12.16; Д_др6 - 14.9
14.13	Расход пара на ПНД № 4	Д₄	т/ч	где i_др₅ = f(P₅), i_др₄ = f₁(P₄)		Х₄₍₁₎ - 12.8; G₅ - 14.11; i"₄ - 4.179; i'₄ - 4.184; Х₄₍₄₎ - 12.9; Х₅₍₅₎ - 12.12; Д_др5 - 14.12; η - 5.334; i₄ - 8.380; Р₅ - 8.38; Р₄ - 8.39; f - 11.194; f₁ - 11.194
14.14	Расход основного конденсата на ПНД № 4	G₄	т/ч	G₅ - X₄₍₄₎Д₄		Х₄₍₄₎ - 12.9; G₅ - 14.11; Д₄ - 14.13
14.15	Дренаж ПНД № 4	Д_др4	т/ч	X₅₍₅₎Д_др5 + Д₄		Х₅₍₅₎ - 12.12; Д₄ - 14.13; Д_др5 - 14.12
14.16	Расход пара на ПНД № 3	Д₃	т/ч	где i_др₂ = f(P₂), i_др₃ = f₁(P₃)		Х₃₍₁₎ - 12.5; Х₂₍₂₎ - 12.3; G₄ - 14.14; - 8.175; Х₂₍₁₎ - 12.2; Х₃₍₄₎ - 12.6; - 8.177; i"₁ - 4.182; i"₂ - 4.181; i'₃ - 4.185; i"₃ - 4.180; i_S₂ - 8.402; η - 5.334; i₃ - 8.372; f - 11.194; f₁ - 11.194; P₂ - 8.268; P₃ - 8.266
14.17	Расход основного конденсата на ПНД № 3	G₃	т/ч			Х₃₍₄₎ - 12.6; G₄ - 14.14; - 8.175; Д₃ - 14.16
14.18	Расход основного конденсата на ПНД № 2	G₂	т/ч			G₃ - 14.17; - 8.177
14.19	Расход пара на ПНД № 2	Д₂	т/ч	где i_др2 = f(P₂)		G₂ - 14.18; t"₂ - 4.181; t"₁ - 4.182; i_S₂ - 8.402; η - 5.334; Х₂₍₁₎ - 12.2; f - 11.194; P₂ - 8.268
14.20	Дренаж ПНД № 3	Д_др3	т/ч	Д₃ + Д₂X₂₍₂₎		Д₃ - 14.16; Д₂ - 14.19; Х₂₍₂₎ - 12.3
14.21	Дренаж ПНД № 2	Д_др2	т/ч	Д_др2 = Д₂		Д₂ - 14.19
14.22	Расход основного конденсата на ПНД № 1	G₁	т/ч	G₁ = G₂		G₂ - 14.18
14.23	Расход пара на ПНД № 1	Д₁	т/ч	где i_др1 = f(P₁)		G₁ - 14.22; t"₁ - 4.182; t'₁ - 4.186; i_S₁ - 8.75; f - 11.194; P₁ - 8.40; η - 5.334; Х₁₍₁₎ - 12.1
14.24	Дренаж ПНД № 1	Д_др1	т/ч	Д_др = Д₁		Д₁ - 14.23
14.25	Тепловая нагрузка регенеративного подогревателя	Q_j	Гкал/ч	G_i10^-3(t"_j - t'_j)		G_j - 14.22; 14.18; 14.17; 14.14; 14.10; 14.1; 14.4; 14.2; t'_j - 4.186; 4.182; 4.185; 4.184; 4.183; 4.196; 4.174; 4.173; t"_j - 4.182; 4.178; 4.174; 4.173; 4.171	j = 1 ÷ 8 t'₂ = t"₁ - 4.182 t'₆ = t"_пн - 4.196 t'₇ = t"₆ - 4.174 t'₈ = t"₇ - 4.173
14.26	Протечка пара по дренажной линии ПВД № 7		т/ч	Д₇ - Д_7и		Д₇ - 14.6; Д_7и - 8.160
14.27	Протечка пара по дренажной линии ПВД № 8		т/ч	Д₈ - Д_8и		Д₈ - 14.3; Д_8и - 8.159
14.28	Протечка питательной воды через байпас группы ПВД		т/ч	G_пв - G₆		G_пв - 8.241; G₆ - 14.1

15. РАСЧЕТ ПАРАМЕТРОВ ФАКТИЧЕСКОГО СОСТОЯНИЯ СЕТЕВЫХ ПОДОГРЕВАТЕЛЕЙ

Таблица 15

Номер параметра	Наименование параметра	Обозначение	Размерность	Формула вычисления	Контрольное значение	Исходная информация	Примечание
15.1	Количество ступеней подогрева сетевой воды	r_c		Если K₅₈ = 1, то r_c = 1 Если K₅₉ = 1, то r_c = 2 Если K₆₄ = 1, то r_c = 3		K₅₈ - 2.58; K₅₉ - 2.59; K₆₄ - 2.64	r_c = 3 - подогрев сетевой воды в ВПК
15.2	Расход сетевой воды на ПСВ-1	G_св1	т/ч	G_св1 = G_св		G_св - 8.248
15.3	Расход пара на ПСВ-1	Д_пс1	т/ч			- 8.177; - 8.176
15.4	Давление пара в ПСВ-1	Р_пс1	кгс/см²			P₂ - 8.268; Д_пс1 - 15.3; - 5.238; - 5.239
15.5	Параметр режима поверхности нагрева ПСВ-1	α_пс1		t_S_пс1 = f(P_пс1)		G_св₁ - 15.2; t'_пс₁ - 8.306; i_S₂ - 8.372; t_кпс₁- 4.108; η - 5.334; f - 7.6; P_пс1 - 15.4
15.6	Расход сетевой воды на ПСВ № 2	G_св2	т/ч			G_св1 - 15.2; t"_пс1 - 8.307; t"_пс2 - 8.308; - 8.309
15.7	Расход пара на ПСВ № 2	Д_пс2	т/ч			- 8.175; - 8.174
15.8	Коэффициент гидравлических потерь в паропроводе ПСВ № 2	в_пс₂				Р₃ - 8.266; P_пс2 - 8.267; Д_пс2 - 15.7
15.9	Параметр режима поверхности нагрева ПСВ № 2	α_пс₂				G_св2 - 15.6; t"_пс1 - 8.307; t_S_пс2 - 8.318; t"_пс2 - 8.308

16. УРАВНЕНИЯ ДЛЯ РАСЧЕТА ДАВЛЕНИЙ ПАРА В ОТБОРАХ И РАСХОДОВ ПАРА НА ПСВ № 1 И 2 ПРИ МНОГОСТУПЕНЧАТОМ ПОДОГРЕВЕ СЕТЕВОЙ ВОДЫ

Таблица 16

Номер параметра	Наименование параметра	Обозначение	Размерность	Формула вычисления	Контрольное значение	Исходная информация	Примечание
16.1	Давление пара в отборе на ПСВ № 1		кгс/см²	Начальное приближение		- 8.268
16.2	Режимный коэффициент ПСВ № 1					, - в конкретном случае вводится соответствующее значение
16.3	Температура сетевой воды за ПСВ № 1		°C			- 8.306; - 16.2; f - 7.6; - 16.1
16.4	Расход пара на ПСВ № 1		т/ч	,		- 16.3; - 8.306; f - 7.8; - 16.3; f₁ - 11.194; η - 5.334
16.5	Давление пара в отборе на ПСВ № 2		кгс/см²	Начальное приближение		- 8.266
16.6	Режимный коэффициент ПСВ № 2					, - в конкретном случае вводится соответствующее значение
16.7	Расход пара на ПСВ № 2		т/ч			t"_пс₂ - 8.308; - 16.3; η - 5.334; f - 7.8; f₁ - 11.194; - 16.5; f₂ - 7.6
16.8	Давление пара перед ПСВ № 2		кгс/см²			- 16.5; - 16.7
16.9	Температура воды после ПСВ № 2		°С			- 16.3; - 16.6; f - 7.6; - 16.8
16.10	Условие продолжения итерационного цикла при расчете температуры воды за ПСВ № 2			Если , то расчет повторяется с п. 16.5		- 16.9; t"_пс₂ - 8.308; Δt - 5.341
16.11	Расчетный расход пара на ПСВ № 1	d_пс1	т/ч	Если , то Если , то		- 16.1; - 16.5; ε_кр - 5.243; K_по1 - 5.212; K_по2- 5.213; Д_к - 13.11; Д₁ - 14.23; Д₂ - 14.19	Для турбин T-100-130; Т-175-130; T-180-130; Д₂ = 0
16.12	Условие продолжения итерационного цикла при расчете расхода d_пс1			Если , то расчет повторяется с п. 16.1		- 16.4; d_пс1 - 16.11; ΔД - 5.342

17. ОПРЕДЕЛЕНИЕ ДАВЛЕНИЙ В ОТБОРАХ И РАСХОДОВ ПАРА НА ПСВ № 1 и 2 ДЛЯ РАСЧЕТА НОРМАТИВНЫХ ПОКАЗАТЕЛЕЙ

Таблица 17

Номер параметра	Наименование параметра	Обозначение	Размерность	Формула вычисления	Контрольное значение	Исходная информация	Примечание
Одноступенчатый подогрев сетевой воды (r_с = 1)
17.1	Режимный коэффициент ПСВ № 1 при его нормативном состоянии					- 5.338; G_св1 - 15.2; r_с - 15.1
17.2	Температура насыщения пара в ПСВ № 1 при его нормативном состоянии		°С			- 8.306; - 8.307; - 17.1
17.3	Расход пара на ПСВ № 1		т/ч			G_св₁ - 15.2; - 8.306; - 8.307; η - 5.334; f - 7.8; - 17.2
17.4	Давление пара в отборе при нормативном состоянии ПСВ № 1		кгс/см²	Из уравнения		- 17.3; - 5.238; - 5.239; f - 7.5; - 17.2
Двухступенчатый подогрев сетевой воды (r_c = 2)
17.5	Расчет расходов и давлений пара			Расчет по пп. 16.1 - 16.12			При r_c = 2 - п. 15.1
17.6	Давление пара в отборе на ПСВ № 1		кгс/см²	- п. 16.1		- 8.248; - 5.338; - 8.248; - 5.339; - 5.240; - 5.241; r_c - 15.1	При нормативном состоянии поверхностей нагрева, обводной арматуры и паропроводов
17.7	Расход пара на ПСВ № 1		т/ч	- п. 16.4
17.8	Давление пара в отборе на ПСВ № 2		кгс/см²	- п. 16.5
17.9	Расход пара на ПСВ № 2		т/ч	- п. 16.7
Сравнение вариантов одноступенчатого подогрева (фактическая схема) или двухступенчатого (нормативная схема)
17.10	Условие сравнения вариантов			Если , то и продолжить с п. 17.11. Если , то и сравнение не производится		- 12.33	При фактическом состоянии поверхности нагрева ПСВ № 1 и нормативном состоянии поверхности нагрева и паропровода ПСВ № 2
17.11	Расчет давлений и расходов пара			Расчет по пп. 16.1 - 16.12		- 15.2; - 15.2; - 15.5; - 5.339; - 5.240; - 5.241; P₂ - 8.268; Д_пс1 - 15.3
17.12	Изменение давления пара в отборе на ПСВ № 1		кгс/см²	; - п. 16.1
17.13	Изменение давления пара в отборе на ПСВ № 2		кгс/см²	; - п. 16.5			Принимается: P₃ = 0; Д_пс2 = 0
17.14	Изменение расхода пара на ПСВ № 1		т/ч	; - п. 16.4
17.15	Изменение расхода пара на ПСВ № 2		т/ч	; - п. 16.7

18. КОСВЕННЫЙ РАСЧЕТ ЭНТАЛЬПИЙ ПАРА И ВОДЫ

Таблица 18

Номер показателя	Наименование показателя	Обозначение	Размерность	Формула вычисления	Контрольное значение	Исходная информация	Примечание
18.1	Температура пара в отборе на j-й регенеративный подогреватель (область перегретого пара)	t_j	°С	α_j = f₃(Д₀), β_j = f₄(Д₀), φ_j = f₅(Д₀), ψ_j = f₆(Д₀), σ_j = f₇(Д₀), δ_j = f₈(Д₀), λ_j = f₉(Д₀), γ_j = f₁₀(Д₀),		Д₀ = G_пв - 8.241; f₁ - 11.57; f₂ - 11.22; f₃ - 11.118; f₄ - 11.119; f₅ - 11.116; f₆ - 11.117; f₇ - 11.120; f₈ - 11.121; f₉ - 11.115; f₁₀ - 11.122; f₁₁ - 11.24; f₁₂ - 11.28; - 5.245; - 5.247; - 5.248; - 5.249; - 5.246	Для турбоагрегата Т-250/300-240 j = 3 ÷ 8. При j = 3 ÷ 6, α_j = 0, β_j = 0, γ_j = 0. При j = 7, 8, φ_j = 0, ψ_j = 0, σ_j = 0, δ_j = 0
				Для фактических условий: , , , Р'_о = Р_о, Δη_ЦВД = f₂(Д₀)		Д₀ = G_пв - 8.241; X₁₄₍₁₎ - 12.34; P'_ЦСД1 - 8.260; - 5.234; t_o - 8.289; - 6.48; Р_о - 8.259; - 5.229; t'_ЦСД1 - 8.291; - 6.40; Р_j - 8.34-8.40; - 5.230; f₁ - 11.28; - 6.41; f₂ - 11.199
				Для нормативных условий: , , , , ,		- 5.108; f₁ - 11.145; - 5.234; f₂ - 11.28; - 17.8; f₃ - 11.22; - 12.34; f₄ - 11.26; - 11.24; - 5.110; - 5.229; - 5.109
18.2	Энтальпия пара в отборе, питающем j-й регенеративный подогреватель (область перегретого пара)	i_j	ккал/кг	f(P_j, t_j)		f - 7.1
						Для фактических условий: P_j - 8.34 ÷ 8.40; t_j - 18.1
						Для нормативных условий: - 18.1; - 18.1
18.3	Расчетное значение энтальпии пара в верхнем теплофикационном отборе		ккал/кг			Д₀ = G_пв - 8.241; f - 11.139; S - 5.251	Для турбоагрегатаТ-250/300-240 не рассчитывать
						Для фактических условий: P_j - 8.34 ÷ 8.40
						Для нормативных условий: - 18.1
18.4	Используемый теплоперепад отсека турбины перед отбором, питающим j-й регенеративный подогреватель (область влажного пара)	H_j	ккал/кг	f(ΔP_j) ΔP_j = P_j₊₁ - P_j		f - 11.140	См. примечание п. 18.3
						Для фактических условий: P_j - 8.34 ÷ 8.40
						Для нормативных условий: - 18.1
18.5	Расчетное значение энтальпии пара отбора, питающего j-й регенеративный подогреватель (область влажного пара)		ккал/кг	Для отбора перед верхним теплофикационным отбором		Для фактических условий: - 18.3; H_j - 18.4	См. примечание п. 18.3
						Для нормативных условий: - 18.3; - 18.4
18.6	Используемый теплоперепад промежуточного отсека	H_по	ккал/кг	h_по = ΔР_по, h_по = f(Д_по), ΔР_по = Р₃ - Р₂		f - 11.141
				Для фактических условий:		Д_к - 13.11; Д₂ - 14.19; - 8.177; Р₃ - 8.266; - 8.176; P₂ - 8.268; Д₁ - 14.23
				Для нормативных условий:		- 17.3; - 17.8; - 17.6
18.7	Энтальпия пара в нижнем теплофикационном отборе	i₂	ккал/кг	i₃ - H_по		Для фактических условий: i₃ - 18.2; H_по - 18.6
						Для нормативных условий: - 18.2; - 18.6
				Расчетное значение		Для фактических условий: - 18.3; H_по - 18.6	Для турбоагрегатов с номинальной мощностью 100, 175 и 180 МВт
						Для нормативных условий: - 18.3; - 18.6
18.8	Поправка к используемому теплоперепаду на турбину при изменении давления в конденсаторе	Δi_к	ккал/кг	, η_эм = f(N_т)		f - 11.189; f - 11.155; Д_к - 13.11; X - 5.269; K_вл - 5.258; N_т - 8.255; Р_к - 8.269; - 5.232
18.9	Используемый теплоперепад пара в ЦНД	H_ЦНД	ккал/кг	h_ЦНДα_ЦНД + Δi_к, h_ЦНД = f₁(Д_к), α_ЦНД = f₂(P₂). Если , то H_ЦНД = 0		f₁ - 11.142; f₂ - 11.143; Д_к - 13.11; - 5.252; P₂ - 8.268; Δi_к - 18.8
18.10	Энтальпия пара в отборе на ПНД № 1	i₁	ккал/кг	i₂ - а_ПНД₁H_ЦНД		i₂ - 18.7; а_ПНД₁ - 5.250; H_ЦНД - 18.9	Рассчитывается для турбоагрегата Т-250/300-240
18.11	Энтальпия пара в конденсаторе	i_к	ккал/кг	i₂ - H_ЦНД		i₂ - 18.7; H_ЦНД - 18.9	См. примечание п. 18.10
				Расчетное значение		- 18.7; H_ЦНД - 18.9	Для турбоагрегатов с номинальной мощностью 100, 175 и 180 МВт
18.12	Энтальпия пара в отборе, питающем j-й регенеративный подогреватель (область влажного пара)	i_j	ккал/кг	, α'_j = f₂(Д₀), β'_j = f₃(Д₀), γ'_j = f₄(Д₀), φ'_j = f₅(Д₀), ψ'_j = f₆(Д₀), σ'_j = f₇(Д₀), Для конденсатора		Д₀ = G_пв - 8.241; - 5.247; - 5.248; - 5.246; f₇ - 11.126; - 5.245; f₈ - 11.28; f₁ - 11.24; f₂ - 11.123; f₃ - 11.124; f₄ - 11.125; f₅ - 11.127; f₆ - 11.128	Для турбоагрегатаT-250/300-240 не рассчитывать
						Для фактических условий: P'_o - 18.1; η_ЦСД - 18.1; t_o - 8.289; - 18.5; t'_ЦСД - 8.291; - 18.11; Р'_ЦСД - 8.260; η_ЦВД - 18.1
						Для нормативных условий: - 5.108; - 5.109; t'_ЦСД = - 5.110; Р'_ЦСД = - 11.24; η_ЦВД = η^(н)_ЦВД - 5.229; - 18.5; - 18.11
18.13	Энтальпия дренажа j-го регенеративного подогревателя	i_др_j	ккал/кг	f(P_j)		f - 11.194 Для фактических условий: P_j - 8.34 ÷ 8.40
						Для нормативных условий: - 18.1
18.14	Энтальпия питательной воды за j-ым регенеративным подогревателем	i"_j	ккал/кг	Для фактических условий: Если j = 1 ÷ 5, то i"_j = t"_j. Если j = 6 ÷ 8, то t"_j - 8.342; 8.344		t"_j - 4.178 ÷ 4.182
				Для нормативных условий:		f - 11.144; - 18.1

19. РАСЧЕТ ТЕПЛОВЫХ И ГИДРАВЛИЧЕСКИХ ПАРАМЕТРОВ ФАКТИЧЕСКОГО СОСТОЯНИЯ КОНДЕНСАТОРА

Таблица 19

Номер	Наименование параметра	Обозначение	Размерность	Формула вычисления	Контрольное значение	Исходная информация	Примечание
19.1	Признак расчета			Если , то расчет не производится по пп. 19.1 - 19.14 Если , то расчет продолжается с п. 19.2		Д_к - 13.11; - 5.252	Принимаются результаты предыдущих расчетов (при )
19.2	Изменение давления пара в конденсаторе при отклонении присосов воздуха от норматива		кгс/см²			β - 5.228; α - 5.227; m - 13.10; G_пр.в - 6.39; - 5.343
19.3	Давление пара в конденсаторе без учета присосов	Р'_к	кгс/см²			Р_к - 8.269; - 19.2
19.4	Тепловая нагрузка ВПК	Q_ВПК	Гкал/ч	Если K₄₅ = 0 и K₆₄ = 0, то Q_ВПК = 0 Если K₄₅ = 1 или K₆₄ = 1, то Q_ВПК = G_ВПК(t"_ВПК - t'_ВПК)10^-3		K₄₅ - 2.45; K₆₄ - 2.64; G_ВПК - 8.178; t"_ВПК - 4.128; t'_ВПК - 4.127
19.5	Коэффициент теплопередачи конденсатора	K	ккал/м²·ч·град	t'_S_к = f(P'_к)		W_к - 8.207; F_к - 5.226; G_ВПК - 8.178; F_ВПК - 5.335; Д_к - 13.11; i_к - 18.11; f - 7.6; P'_к - 19.3; t₂_в - 8.312; t_S_к - 8.319	При K₄₅ = 1 G_ВПК = 0 F_ВПК = 0
19.6	Степень чистоты	а		Начальное приближение		a = a_н - 5.337
19.7	Показатель степени	Х				t_1в - 4.122; a - 19.5
19.8	Средняя скорость воды в трубках конденсатора	υ	м/с			W_к - 8.207; G_ВПК - 8.178; Z - 5.225; n_z - 5.224; - 5.223; f_ВПК - 5.336	При K₄₅ = 1 f_ВПК = 0 G_ВПК = 0
19.9	Коэффициент, учитывающий число ходов воды в конденсаторе	Ф_Z				Z - 5.225; t_1в - 4.122
19.10	Удельная паровая нагрузка конденсатора	d_к	т/ч ∙ м²	Д_к/(F_к + F_ВПК)		Д_к - 13.11; F_к - 5.226; F_ВПК - 5.335
19.11	Граничная удельная паровая нагрузка		т/ч ∙ м²			- 5.128; t_1в - 4.122
19.12	Коэффициент, учитывающий влияние паровой нагрузки	Ф_d		Если , то Ф_d = 1 В противном случае		d_к - 19.10; - 5.218; - 19.11
19.13	Коэффициент теплопередачи по формуле ВТИ	k_ВТИ	ккал/м² ∙ ч ∙ °С			υ - 19.8; Х - 19.7; d_в - 5.222; a - 19.6; t_1в - 4.122; Ф_Z - 19.9; Ф_d - 19.12
19.14	Условие продолжения итерационного цикла при расчете степени чистоты			Если , то расчет повторяется с п. 19.6		k - 19.5; k_ВТИ - 19.13; Δk - 5.340
19.15	Коэффициент гидравлического сопротивления половины 1	S_i	м вод.ст/(м⁶/ч²)			ΔP_к1 - 4.125; ΔW₁ - 8.153	i - номер участка циркуляционной сети - в соответствии с рис. к табл. 24
19.16	Коэффициент гидравлического сопротивления половины 2	S_i	м вод.ст/(м⁶/ч²)			ΔP_к2 - 4.125; W₂ - 8.153

20. РАСЧЕТ УДЕЛЬНОЙ ВЫРАБОТКИ ЭЛЕКТРОЭНЕРГИИ ОТБОРОВ

Таблица 20

Номер показателя	Наименование показателя	Обозначение	Размерность	Формула вычисления	Контрольное значение	Исходная информация	Примечание
20.1	Коэффициент изменения мощности регенеративного отбора, питающего ПНД № 1	е₁				Для фактических условий: i₁ - 18.10; i_др.1 - 18.13; i_к - 18.11; Х₁₍₁₎ - 12.1
						Для нормативных условий: - 18.10; - 18.13; - 12.1; i_к - 18.11
20.2	Удельное изменение мощности за счет нагрева конденсата в ПНД № 1	Z₁	ккал/кг	Для фактических условий:		e₁ - 20.1; i"₁ - 18.14; t'₁ - 4.186; X₁₍₁₎ - 12.1
				Для нормативных условий: , Δt₁ = f(G_пв)		f - 11.13; - 20.1; G_пв - 8.241; - 12.1
20.3	Коэффициент изменения мощности отбора, питающего ПНД № 2	e₂				Для фактических условий: i₂ - 18.7; X₂₍₂₎ - 12.3; i_к - 18.11; X₂₍₃₎ - 12.4; Z₁ - 20.2; i"₁ - 18.14; i_др_.2 - 18.14
						Для нормативных условий: - 18.7; - 18.14; - 20.2; - 12.3; - 18.13; i_к - 18.11; - 12.4
20.4	Удельное изменение мощности за счет нагрева конденсата в ПНД № 2	Z₂	ккал/кг	e₂(i"₂ - i"₁)(1 - X₂₍₁₎)		Для фактических условий: e₂ - 20.3; i"₂ - 18.14; i"₁ - 18.14; X₂₍₁₎ - 12.2
						Для нормативных условий: - 20.3; - 12.2; - 18.14; - 18.14
20.5	Коэффициент изменения мощности отбора, питающего ПНД № 3	e₃				Для фактических условий: i₃ - 18.2; X₃₍₄₎ - 12.6; i_к - 18.11; X₃₍₃₎ - 12.7; i"₂ - 18.14; Z₁ - 20.4; i_др_.₃ - 18.13; Z₂ - 20.2
						Для нормативных условий: - 18.2; - 18.13; - 12.6; - 12.7; - 18.14; - 20.2; - 20.4; i_к - 18.11
20.6	Удельное изменение мощности за счет нагрева конденсата в ПНД № 3	Z₃	ккал/кг	e₃(i"₃ - i"₂)(1 - X₃₍₁₎)		Для фактических условий: e₃ - 20.5; i"₃ - 18.14; i"₂ - 18.14; X₃₍₁₎ - 12.5
						Для нормативных условий: - 20.5; - 12.5; - 18.14; - 18.14
20.7	Коэффициент изменения мощности отбора, питающего ПНД № 4	e₄				Для фактических условий: i₄ - 18.2; X₄₍₄₎ - 12.9; i_к - 18.11; X₄₍₃₎ - 12.10; i"₃ - 18.14; Z₁ - 20.2; i_др_.4 - 18.13; Z₂ - 20.4; e₃ - 20.5; Z₃ - 20.6; i₃ - 18.2
				Для нормативных условий: ,		- 18.2; - 12.9; - 18.2; - 12.10; - 20.5; - 20.2; - 18.13; - 20.2; - 18.14; - 20.6; i_к - 18.11
20.8	Удельное изменение мощности за счет нагрева конденсата в ПНД № 4	Z₄	ккал/кг	e₄(i"₄ - i"₃)(1 - X₄₍₁₎)		Для фактических условий: e₄ - 20.7; i"₄ - 18.14; - 18.14; X₄₍₁₎ - 12.8
				Для нормативных условий:		- 20.7; - 18.14; - 18.14; - 12.8
20.9	Коэффициент изменения мощности отбора, питающего ПНД № 5	е₅				Для фактических условий: X₅₍₅₎ - 12.12; e₄ - 20.7; i"_ПТН - 18.2; i₄ - 18.2; i_жр_.5 - 18.13; i_к - 18.11; X₅₍₃₎ - 12.13
				Для нормативных условий: ; ; ; ; ;		- 12.12; - 18.2; - 12.13; - 20.7; - 18.13; i_к - 18.11; - 18.2
20.10	Удельное изменение мощности за счет нагрева конденсата в ПНД № 5	Z₅	ккал/кг	e₅(i"₅ - i"₄)(1 - X₅₍₁₎)		Для фактических условий: e₅ - 20.9; i"₅ - 18.14; i"₄ - 18.14; X₅₍₁₎ - 12.11
				Для нормативных условий:		- 20.9; - 18.14; - 18.14; - 12.11
20.11	Коэффициент изменения мощности отбора, питающего деаэратор 7 кгс/см²	е_д				Для фактических условий: Z_j - 20.2; 20.10; X₁₀₍₈₎ - 12.23; i_к - 18.11; X₁₀₍₉₎ - 12.24; i"₅ - 18.14; i_д - 18.2
				Для нормативных условий: ; ; ; ;		- 20.2; 20.10; - 12.23; - 18.14; -12.24; i_к - 18.11; - 18.2
20.12	Удельное изменение мощности за счет нагрева питательной воды в деаэраторе	Z_д	ккал/кг	e_д(i"_д - i"₅)		Для фактических условий: e_д - 20.11; i"_д - 18.14; i"₅ - 18.14
				Для нормативных условий: ; ;		- 20.11; - 18.14; - 18.14
20.13	Коэффициент изменения мощности отбора, питающего ПВД № 6	e₆				Для фактических условий: Z_j - 20.2; 20.10; X₆₍₆₎ - 12.15; i_д - 18.2; X₆₍₇₎ - 12.16; i"₅ - 18.14; X₆₍₃₎ - 12.17; i_к - 18.11; i_др_.6 - 18.13; e_д - 20.11; i₆ - 18.2
				Для нормативных условий: , , , , , , , ,		- 20.2; 20.10; - 12.15; - 18.2; - 12.16; - 18.14; - 12.17; - 20.11; - 18.13; i_к - 18.11; - 18.2
20.14	Удельное изменение мощности за счет нагрева питательной воды в ПВД № 6	Z₆	ккал/кг	Если X₁₀₍₈₎ = 1, то		Для фактических условий: e₆ - 20.13; i"_д - 18.14; i"₆ - 8.342; i"₅ - 18.14; X₁₀₍₈₎ - 12.23; X₆₍₁₎ - 12.14
				Для нормативных условий: , , , , ,		- 20.13; - 12.23; - 18.16; - 18.14; - 18.14; - 12.14
20.15	Коэффициент изменения мощности отбора, питающего ПВД № 7	e₇		, , ,		Для фактических условий: e₆ - 20.13; i'_ЦСД₁ - 18.2; i₇ - 18.2; i_жр_.7 - 18.13; i₆ - 18.2
				Для нормативных условий: , , , ,		- 18.2; - 18.13; - 20.13; - 18.2; - 18.2
20.16	Удельное изменение мощности за счет нагрева питательной воды в ПВД № 7	Z₇	ккал/кг			Для фактических условий: - 20.15; - 20.15; - 8.342; - 8.343; - 12.18
				Для нормативных условий: , , ,		- 20.15; - 20.15; - 18.14; - 18.14; - 12.18
20.17	Коэффициент изменения мощности отбора, питающего ПВД № 8	e_g		,		Для фактических условий: - 20.15; - 20.15; i₈ - 18.2; i₇ - 18.2; i_др_.8 - 18.13
				Для нормативных условий: , , , ,		- 20.15; - 20.15; - 18.13; - 18.2; - 18.2
20.18	Удельное изменение мощности за счет нагрева питательной воды в ПВД № 8	Z₈	ккал/кг	, ,		Для фактических условий: - 20.17; - 8.344; - 20.17; - 8.343; - 12.21
				Для нормативных условий: , , ,		- 20.17; - 18.14; - 20.17; - 18.14; - 12.21
20.19	Внутренний абсолютный КПД цикла	η				Для фактических условий: i₀ - 18.2; Δi_пп - 20.15; i_к - 18.11; i_пв - 18.14; Z_j - 20.220.14; - 20.16; 20.18; - 20.16; 20.18
				Для нормативных условий: , , , , ,		- 20.220.14; - 20.16; 20.18; - 20.16; 20.18; - 18.2; - 18.14; - 20.15
20.20	Коэффициент удельной выработки потока пара, идущего в конденсатор	Э_к				Для фактических условий: η - 20.19
20.20						Для нормативных условий: η = η^(н) - 20.19
20.21	Коэффициент удельной выработки электроэнергии отборов, питающих регенеративные и сетевые подогреватели	Э_j				Для фактических условий: η - 20.19; e_j - 20.1 - 20.18
20.21						Для нормативных условий: η = η^(н) - 20.19; e_j = e_j^(н) - 20.1 ÷ 20.18

21. УРАВНЕНИЯ ИЗМЕНЕНИЙ ВНУТРЕННЕЙ МОЩНОСТИ ТУРБОАГРЕГАТОВ, ИСПОЛЬЗУЕМЫЕ В РАСЧЕТАХ МНОГОКРАТНО

Таблица 21

Номер показателя	Наименование показателя	Обозначение		Размерность	Формула вычисления	Контрольное значение	Исходная информация		Примечание
21.1	Изменение внутренней мощности турбоагрегата при изменении температуры свежего пара			МВт	, , , ,		Д₀ = G_пв - 8.241; G_пс₁ - 8.203; G_пс₂ - 8.202; Д_к - 13.11; f₁ - 11.64; f₂ - 11.64; f₃ - 11.64; f₄ - 11.100
21.2	Изменение внутренней мощности турбоагрегата при изменении давления свежего пара			МВт	, , ,		Д₀ = G_пв - 8.241; G_пс₁ - 21.1; G_пс₂ - 21.1; Д_к - 13.11; f₁ - 11.65; f₂ - 11.101
21.3	Изменение внутренней мощности турбоагрегата при изменении потери давления в тракте промперегрева			МВт	, , ,		Д₀ = G_пв - 8.241; G_пс₁ - 21.1; G_пс₂ - 21.1; Д_к - 13.11; f₁ - 11.66; f₂ - 11.102
21.4	Изменение внутренней мощности турбоагрегата при изменении температуры пара после промперегрева			МВт	, , , ,		Д₀ = G_пв - 8.241; G_пс₁ - 21.1; G_пс₂ - 21.1; Д_к - 13.11; f₁ - 11.67; f₂ - 11.79; f₃ - 11.89; f₄ - 11.103
21.5	Изменение внутренней мощности турбоагрегата при изменении КПД ЦВД			МВт	, , ,		Д₀ = G_пв - 8.241; G_пс₁ - 21.1; G_пс₂ - 21.1; Д_к - 13.11; f₁ - 11.77; f₂ - 11.104
21.6	Изменение внутренней мощности турбоагрегата при изменении КПД ЦСД № 1			МВт	, , , ,		Д₀ = G_пв - 8.241; G_пс₁ - 21.1; G_пс₂ - 21.1; Д_к - 13.11; f₁ - 11.69; f₂ - 11.80; f₃ - 11.91; f₄ - 11.106; Р₂ - 8.268; Р₃ - 8.266; Р_к - 8.269
21.7	Изменение внутренней мощности турбоагрегата при изменении КПД ЦСД № 2			МВт	, , , ,		Д₀ = G_пв - 8.241; G_пс₁ - 21.1; f₄ - 11.107; G_пс₂ - 21.1; Р₂ - 8.268; Д_к - 13.11; Р₃ - 8.266; f₂ - 11.81; Р_к - 8.269; f₁ - 11.70; f₃ - 11.92
21.8	Изменение внутренней мощности турбоагрегата при изменении КПД приводной турбины питательного насоса			МВт	, , , , ,		Д₀ = G_пв - 8.241; G_пс₁ - 21.1; G_пс₂ - 21.1; Д_к - 13.11; - 8.370; - 8.368; f₁ - 11.71; f₂ - 11.29; f₃ - 11.82; f₄ - 11.93; f₅ - 11.108
21.9	Изменение внутренней мощности турбоагрегата при изменении КПД питательного насоса			МВт	, , , , , ,		Д₀ = G_пв - 8.241; G_пс₁ - 21.1; f₅ - 11.94; G_пс₂ - 21.1; f₆ - 11.109; Д_к - 13.11; Э₆ - 20.21; - 8.370; - 8.368; f₁ - 11.29; f₂ - 11.30; f₃ - 11.72; f₄ - 11.83
21.10	Изменение внутренней мощности турбоагрегата при изменении состояния j-го регенеративного подогревателя			МВт	,		Э_j₊_{1_} - 20.21; Э_j - 20.21; δ_j₊₁ - 5.221
21.11	Изменение внутренней мощности турбоагрегата при изменении протечек питательной воды через обводную арматуру группы ПВД			МВт	,		Э_j - 20.21; i"_j - 8.342, 8.344; i"_j_-1 - 8.342, 8.344
21.12	Изменение внутренней мощности турбоагрегата при изменении параметров i-го ПСВ			МВт	, , , , , , Д_по = G_пс1 + Д_к + Д₂ + Д₁		G₂ - 14.18; Δi_пс1 - 5.204; Э₄ - 20.21; G₄ - 14.14; Δi_пс2 - 5.205; G₃ - 14.17; G_пс1 - 21.1; G_пс2 - 21.1; Р₃ - 8.266; Э₂ - 20.21; Р₂ - 8.268; K₄₀ - 2.40; f₁ - 11.192; - 18.16; f₂ - 11.193; - 18.16; Д_к - 13.11; Э₃ - 20.21; Д₁ - 14.23; Д₂ - 14.19; Д₃ - 14.16		Для двух- и трехступенчатого подогрева сетевой воды. Значения ΔД_пс1, ΔД_пс2, ΔP₂ и ΔP₃ определяются при анализе технического состояния i-го ПСВ
21.13	Изменение внутренней мощности турбоагрегата при изменении давления пара в нижнем теплофикационном отборе			МВт	, , , ,		Д₀ = G_пв - 8.241; G_пс1 - 21.1; Д_к - 13.11; Р₂ - 8.268; f₁ - 11.68; f₂ - 11.90; f₃ - 11.105		Рассчитывается при одноступенчатом подогреве сетевой воды
21.14	Изменение внутренней мощности турбоагрегата из-за отключения ПВД № 6	ΔN₆		МВт	Q₆ = f₁(Д₀), , , , ,		Д₀ = G_пв - 8.241; δ_j₊₁ - 5.221; f₁ - 11.32; Э₈ - 20.21; f₂ - 11.62; Э₇ - 20.21; f₃ - 11.75; - 8.370; f₄ - 11.86; - 8.368; f₅ - 11.97; Э_к - 20.20; f₆ - 11.112; Э₆ - 20.21; G_пс1 - 21.1; Д_7и - 8.160; G_пс2 - 21.1; Д_8и - 8.159; Д_к - 13.11; i_др.6 - 18.14; i_др.7 - 18.14; Э_д - 20.21
21.15	Изменение внутренней мощности турбоагрегата при отключении ПВД № 7 и 8	ΔN_{7, 8}		МВт	Q_j = f₁(Д₀), , , , ,		Д₀ = G_пв - 8.241; Э_j - 20.21; f₁ - 11.32; Э_к - 20.20; f₂ - 11.61; - 8.370; f₃ - 11.74; - 8.368; f₄ - 11.85; G_пс₁ - 21.1; f₅ - 11.96; G_пс₂ - 21.1; f₆ - 11.111; Д_к - 13.11; X₇₍₁₎ - 12.18
21.16	Изменение внутренней мощности турбоагрегата при отключении ПВД № 8	ΔN₈		МВт	Q₈ = f₁(Д₀), , , , ,		Д₀ = G_пв - 8.241; Э₈ - 20.21; f₃ - 11.73; Э_к - 20.20; f₄ - 11.84; - 8.370; - 8.368; f₅ - 11.95; G_пс₁ - 21.1; f₆ - 11.110; G_пс₂ - 21.1; Д_к - 13.11; X₈₍₁₎ - 12.21; f₁ - 11.32; f₂ - 11.60
21.17	Изменение внутренней мощности турбоагрегата при отключении ПВД № 6-8	ΔN_{6, 7, 8}		МВт	Q_j = f₁(Д₀), , , , ,		Д₀ = G_пв - 8.241; Э_j - 20.21; f₄ - 11.87; Э_к - 20.20; f₅ - 11.98; - 8.370; - 8.368; f₆ - 11.113; G_пс₁ - 21.1; G_пс₂ - 21.1; Д_к - 13.11; f₁ - 11.32; f₂ - 11.63; f₃ - 11.76
21.18	Изменение внутренней мощности турбоагрегата при отключении j-го ПНД	ΔN_j		МВт	j = 1 ÷ 3, Q = f₁(G_j), j = 5, Q_j = f₂(Д₀) Если j = 5, то δ_j₊₁ = 0		Д₀ = G_пв - 8.241; X_j₍₁₎ - 12.1; 12.2; 12.5; 12.8; 12.11; Э_j - 20.21; G_j - 14.17; 14.18; 14.22; f₁ - 11.31; f₂ - 11.32; δ_j₊₁ - 5.221
21.19	Изменение внутренней мощности турбоагрегата при отключении ПНД № 4	ΔN₄		МВт	Q₄ = f(Д₀)		Э_д - 20.21; Д_др_.5 - 14.12; Э₅ - 20.21; i_др_.5 - 18.14; Э₄ - 20.21; X₁₍₁₎ - 12.1; Э₁ - 20.21; i_S_к - 8.321; Э₂ - 20.21; - 18.15; Э₃ - 20.21; - 18.15; f - 11.32; - 18.15; - 18.15; Д₀ = G_пв - 8.241
21.20	Изменение расхода тепла, отводимого из конденсатора, из-за отключения ПНД № 4	ΔQ_к4		Гкал/ч	Д_др.5(i_др.5 - i_S_к)10^-3		Д_др.5 - 14.12; i_S_к - 8.319; i_др.5 - 18.14
21.21	Изменение внутренней мощности турбоагрегата при изменении расхода конденсата на уплотнения питательных насосов	ΔN_упл.пн		МВт			- 8.181; - 8.182; - 18.15; Э_д - 20.21; Э_j - 20.21; - 18.15; - 18.15
21.22	Изменение расхода тепла, отводимого из конденсатора, при изменении расхода конденсата на уплотнения питательных насосов			Гкал/ч			B - 21.21; - 8.351; i_S_к - 8.319
21.23	Изменение внутренней мощности турбоагрегата при изменении нагрева воды в питательном насосе	ΔN_пн		МВт			G_пв - 8.241; Э₆ - 20.21
21.24	Изменение внутренней мощности турбоагрегата при скользящем давлении пара в деаэраторе	ΔN_д.ск		МВт	Если , то Если , то		G_пв - 8.241; ΔN₆ - 21.14; Э₆ - 20.21; - 8.367; Э_д - 20.21; i_др_.7 - 18.14; - 5.191; Р₆ - 8.36; - 8.341; - 5.72; Д_д - 8.180; i₆ - 8.377; i_д - 8.378; - 12.23; - 12.24; i₇ - 8.376
21.25	Изменение мощности турбоагрегата из-за изменения расхода пара из I камеры переднего уплотнения ЦВД			МВт			Э₇ - 20.21; i₀ - 8.365; i₇ - 8.376
21.26	Изменение мощности турбоагрегата из-за изменения расхода пара из II камеры переднего уплотнения ЦВД			МВт			i₀ - 8.365; - 8.368; - 8.371; - 8.367; Э₅ - 20.21; i₇ - 8.376		При K₂₅ = 1 , при K₂₅ = 0
21.27	Изменение мощности турбоагрегата из-за изменения расхода пара из I камеры заднего уплотнения ЦВД			МВт			i₇ - 8.376; - 8.368; - 8.371; - 8.367; Э₅ - 20.21		См. примечание п. 21.26
21.28	Изменение мощности турбоагрегата из-за изменения расхода пара из I камеры переднего уплотнения ЦСД № 1			МВт			- 8.367; - 8.368; - 8.371; Э₅ - 20.21		См. примечание п. 21.26
21.29	Изменение мощности турбоагрегата из-за подачи пара на концевые уплотнения турбины из деаэратора			МВт	; ΔN_уплД_упл; ;		i₀ - 8.365; i_д7 - 8.378; - 8.367; i₇ - 8.376; - 8.401; i_S_к - 8.319; i_др.сп - 5.274; i_др.эу - 5.273; d_сп - 5.276; d_эу - 5.275; X₁₍₁₎ - 12.1; K₅₃ - 2.53; Э₁ ÷ Э₈ - 20.21; - 4.182; - 4.181; - 4.180; - 4.179; - 4.178; - 8.341; - 8.342; - 8.343; - 8.344
21.30	Изменение расхода тепла, отводимого из конденсатора, из-за подачи пара на концевые уплотнения турбины из деаэратора			Гкал/ч	; ;		d_сп - 5.276; d_эу - 5.275; - 8.401; i_S_к - 8.319; i_др.сп - 5.274; i_др.эу - 5.273
21.31	Изменение мощности турбоагрегата из-за подачи пара на концевые уплотнения турбины из коллектора СН 13 кгс/см²			МВт	; ;		i₀ - 8.365; i₇ - 8.376; i_др.сп - 5.274; i_др.эу - 5.273; d_сп - 5.276; d_эу - 5.275; X₁₍₁₎ - 12.1; K₅₃ - 2.53; Э₁, Э₂ - 20.21; R₂₉ - 21.29
21.32	Изменение расхода тепла, отводимого из конденсатора, из-за подачи пара на концевые уплотнения турбины из коллектора СН 13 кгс/см²			Гкал/ч	; ;		d_сп - 5.276; d_эу - 5.275; i₇ - 8.376; i_S_к - 8.319; i_др.сп - 5.274; i_др.эу - 5.273
21.33	Изменение мощности турбоагрегата при питании калориферов котла из выхлопа ПТН			МВт	; ; ; ; ;		i_к_._кф - 8.354; - 8.371; i_S_1,2 - 5.271; - 4.139; i₀ - 8.365; - 8.367; - 8.368; i₇ - 8.376; R₂₉ - 21.29; f₁ - 11.78; f₂ - 11.88; f₃ - 11.99; f₄ - 11.114; Д₀ = G_пв - 8.241; G_пс₁ - 8.203; G_пс₂ - 8.202; i₂ - 8.373; i₃ - 8.372; i_др_._пс₁ - 8.352; i_др_._пс₂ - 8.353; Э₂, Э₃ - 20.21		K_р.к = 1 при сливе конденсата калориферов в основном режиме в расширитель конденсата калориферов. Для схемы с охладителем конденсата калориферов K_р.к = 0
21.34	Изменение мощности турбоагрегата при питании калориферов котла из коллектора СН 13 кгс/см², а также при подаче пара от РУ 40/13 в коллектор			МВт	;		i_к_._кф - 8.354; i_S_1,2 - 5.271; - 8.371; - 4.139; - 21.33; - 21.33; i₀ - 8.365; i₇ - 8.376; R₂₉ - 21.29		См. примечание п. 21.33
21.35	Изменение расхода тепла, отводимого из конденсатора, из-за подачи пара на калориферы котла	ΔQ_к.кф		Гкал/ч	;		i_S_1,2 - 5.271; - 4.139; i_S_к - 8.319		См. примечание п. 21.33
21.36	Изменение расхода тепла, отводимого из конденсатора, при подаче пара на СН из коллектора 1,2 кгс/см²	ΔQ_{к СН1,2}		Гкал/ч	;		i_S_1,2 - 5.271; i_S_к - 8.319
21.37	Изменение мощности турбоагрегата и расхода тепла в конденсатор при отклонении фактической плотности диафрагмы от нормативной	ΔN_дф		МВт	;		Э_к - 20.20; K_т - 6.38; - 5.210; Р₂ - 8.268; Δi_к - 5.203
21.38	Изменение мощности турбоагрегата из-за подачи пара на основные эжекторы из деаэратора			МВт			i₀ - 8.365; i_д₇ - 8.378; - 8.367; - 8.401; i₇ - 8.376; i_др_._эж - 5.272; Э₁, Э₂ - 20.21; R₂₉ - 21.29
21.39	Изменение расхода тепла, отводимого из конденсатора, из-за подачи пара на основные эжекторы	ΔQ_к.эж		Гкал/ч	;		i_др.эж - 5.272; i_S_к - 8.319
21.40	Изменение расхода тепла, отводимого из конденсатора, из-за отключения ЦНД			Гкал/ч	; ; , Д_с = f(P₃); n_с = 3; если Р₃ ≥ 1, то n_с = 2		Δi_к - 5.203; Р₂ - 8.268; Р₃ - 8.266; f - 11.156; K_т - 6.38
21.41	Изменение мощности турбоагрегата при питании эжекторов из выхлопа ПТН			МВт			- 21.33; - 8.371; i_др.эж - 5.272; X₁₍₁₎ - 12.1; Э₁, Э₂ - 20.21
21.42	Изменение мощности турбоагрегата из-за подачи питательной воды на впрыск в промежуточный пароперегреватель	ΔN_впр		МВт			i₀ - 8.365; i₇ - 8.376; i_впр - 8.327; - 8.342; - 8.343; - 8.344; - 21.9; G_пв - 8.241; - 8.42; - 8.41; Р_впр - 5.57; Э₆ ÷ Э₈ - 20.21
Расчет изменений мощности из-за слива конденсата ПСВ на обессоливание по сравнению со сливом перед ПНД № 3 и 4. Определение нормативных расходов конденсата ПСВ на обессоливание
21.43.1	Условия проведения расчетов				Если и , то и и расчеты по пп. 21.43 ÷ 21.66 не производить Если , а , то расчеты по пп. 21.47, 21.51, 21.53, 21.55; 21.56, 21.59; 21.61, 21.63, 21.65 не производить Если , а , то расчеты по пп. 21.48; 21.52; 21.54; 21.57; 21.58; 21.60; 21.62; 21.64; 21.66 не производить
21.43.2	Расход конденсата турбины на выходе из конденсатора		G_к	т/ч				- 4.131; - 8.176; - 8.174
21.44	Энтальпия конденсата подогревателей сетевой воды за охладителем конденсата I ступени			ккал/кг				G_пс1 - 8.203; G_пс2 - 8.202; G_к - 21.43.2; i_др.пс1 - 8.352; i_др.пс2 - 8.353; Δi_ок1 = Δt_ок1 - 5.285; - 4.189
21.45	Удельный расход тепла конденсата ПСВ, отведенного из тепловой схемы, в охладителе конденсата турбины и сетевых подогревателей II ступени			ккал/кг	При При ; Если , то принять			- 4.187; - 4.132; G_к - 21.43.2; G_пс1 - 8.203; G_пс2 - 8.202; - 21.44
21.46	Энтальпия конденсата ПСВ после охладителя конденсата турбины и сетевых подогревателей II ступени			ккал/кг				- 21.44; - 21.45
21.47	Удельное изменение мощности турбоагрегата при сливе конденсата ПСВ № 1 на обессоливание по сравнению со сливом перед ПНД № 3 (без учета заноса солями проточной части турбины)			МВт ∙ ч/т				- 4.182; - 4.181; - 4.180; i_др.пс1 - 8.352; Э₁ ÷ Э₃ - 20.21; - 21.44; - 21.46; X₁₍₁₎ - 12.1; - 8.371; i_S_1,2 - 5.271; - 21.45; - 21.33; - 21.33; K₄₄ - 2.44; t_S_к - 8.319; - 4.127; - 4.128	K_с.в = 1 при охлаждении охладителя конденсата турбины и ПСВ II ступени (ОК № 2) сырой водой, поступающей затем в химический цех. K_п.в = 1 при охлаждении ОК № 2 подпиточной водой
21.48	Удельное изменение мощности турбоагрегата при сливе конденсата ПСВ № 2 на обессоливание по сравнению со сливом перед ПНД № 4 (без учета заноса солями проточной части турбины)			МВт ∙ ч/т				- 4.182; - 4.181; - 4.180; - 4.179; i_др_._пс₂ - 8.353; - 21.44; - 21.46; X₁₍₁₎ - 12.1; - 8.371; i_S_1,2 - 5.271; - 21.45; K₄₄ - 2.44; - 21.33; - 21.33; R - 21.47	См. примечание п. 21.47
21.49	Условия проведения расчетов				Если , то расчеты по пп. 21.50, 21.51, 21.53, 21.55, 21.56. 21.59, 21.61 не производить и . Если , то расчеты по пп. 21.50, 21.52, 21.54, 21.57, 21.58, 21.60, 21.62 не производить и			æ_пс1 - 4.109; æ_пс2 - 4.103; - 4.134
21.50	Удельная электрическая проводимость питательной воды при подаче всего конденсата подогревателей сетевой воды на обессоливание			мкСм/см				G_к - 21.43; G_пс1 - 8.203; G_пс2 - 8.202; - 8.176; - 8.177; - 8.174; - 8.175; æ_пв - 4.72; - 4.134; æ_пс1 - 4.109; æ_пс2 - 4.103; G_пв - 8.241
21.51	Удельная электрическая проводимость питательной воды при сливе конденсата ПСВ № 1 перед ПНД № 3		æ_{пв пс1}	мкСм/см				- 21.50; G_пс1 - 8.203; æ_пс1- 4.109; - 4.134; G_пв - 8.241
21.52	Удельная электрическая проводимость питательной воды при сливе конденсата ПСВ № 2 перед ПНД № 4		æ_{пв пс2}	мкСм/см				- 21.50; G_пс2 - 8.202; æ_пс2 - 4.103; - 4.134
21.53	Дополнительный занос солями проточной части турбины при сливе конденсата ПСВ № 1 перед ПНД № 3		ΔС_{отл пс1}	кг	,			d_отл - 5.308; - 5.307; G_пв - 8.241; τ_п - 5.310; k - 5.313	τ_о - время работы турбины с момента последней промывки ее проточной части, ч. Определяется в ВК программно
21.54	То же при сливе конденсата ПСВ № 2 перед ПНД № 4		ΔС_{отл пс2}	кг	,			d_отл - 5.308; - 5.307; G_п_d - 8.241; τ_п - 5.310; k - 5.313	См. примечание п. 21.53
21.55	Дополнительный занос солями проточной части ЦВД при сливе конденсата ПСВ № 1 перед ПНД № 3			кг	d^ЦВДΔС_{отл пс1}			d^ЦВД - 5.309; ΔC_{отл пс1} - 21.53
21.56	Дополнительный занос солями проточной части ЦСД при сливе конденсата ПСВ № 1 перед ПНД № 3			кг				ΔC_{отл пс1} - 21.53; - 21.55
21.57	Дополнительный занос солями проточной части ЦВД при сливе конденсата ПСВ № 2 перед ПНД № 4			кг	d^ЦВДΔС_{отл пс2}			d^ЦВД - 5.309; ΔC_{отл пс2} - 21.54
21.58	Дополнительный занос солями проточной части ЦСД при сливе конденсата ПСВ № 2 перед ПНД № 4			кг				ΔC_{отл пс2} - 21.54; - 21.57
21.59	Удельное изменение мощности турбоагрегата из-за дополнительного заноса солями проточной части турбины при сливе конденсата ПСВ № 1 перед ПНД № 3			МВт ∙ ч/т	,			G_пс1 - 8.203; - 21.5; - 21.6; - 21.7; a_в - 5.314; - 21.55; - 21.56; a_с - 5.315
21.60	Удельное изменение мощности турбоагрегата из-за дополнительного заноса солями проточной части турбины при сливе конденсата ПСВ № 2 перед ПНД № 4			МВт ∙ ч/т	, ,			G_пс2 - 8.202; - 21.5; - 21.6; - 21.7; a_в - 5.314; a_с - 5.315; - 21.57; - 21.58
21.61	Удельное изменение мощности турбоагрегата при сливе конденсата ПСВ № 1 на обессоливание по сравнению со сливом перед ПНД № 3 с учетом заноса солями проточной части турбины			МВт ∙ ч/т				- 21.47; - 21.59
21.62	То же при сливе конденсата ПСВ № 2 на обессоливание по сравнению со сливом перед ПНД № 4			МВт ∙ ч/т				- 21.48; - 21.60
21.63	Удельное изменение расхода тепла на турбоагрегат при сливе конденсата ПСВ № 1 на обессоливание по сравнению со сливом перед ПНД № 3			Гкал/т				- 21.61; Δq - 5.294; K₄₄ - 2.44; - 21.45; R - 21.47	K_п.в. = 1 при охлаждении ОК № 2 подпиточной водой
21.64	Удельное изменение расхода тепла на турбоагрегат при сливе конденсата ПСВ № 2 на обессоливание по сравнению со сливом перед ПНД № 3			Гкал/т				- 21.62; Δq - 5.294; K₄₄ - 2.44; - 21.45; R - 21.47
21.65	Нормативное значение расхода конденсата греющего пара ПСВ № 1 на обессоливание			т/ч	Если , то Если , то			- 21.63; G_пс1 - 8.203
21.66	То же ПСВ № 2			т/ч	Если , то Если , то			- 21.64; G_пс2 - 8.202

2.51	Включение каждого вакуумного деаэратора подпиточной воды		на линии подачи питьевой воды к каждому вакуумному деаэратору (1.54)
2.52	Наличие отбора пара на РОУ 6/1,2 после ПТН		Открыты задвижки на линиях подачи пара на РОУ 6/1,2 после ПТН (1.55) и от РОУ 6/1,2 к коллектору 1,2 кгс/см² (1.56) и регулирующий клапан (1.59)
2.53	Наличие подачи сетевой воды к сальниковому подогревателю		Открыта задвижка на линии подачи сетевой воды к сальниковому подогревателю (1.57)
2.54	Включение пусковой программы расчета ТЭП		Наличие охлаждения основной поверхности конденсатора и наличие подачи пара на один из эжекторов (K₄₈ = 1 или K₅₀ = 1)
2.55	Переход от пусковой к основной программе расчета ТЭП		N_ген > A по средним значениям за первичный интервал	1. Значение А выбирается в конкретных условиях 2. При переходе признака K₅₅ с 0 на 1 производится вычисление ТЭП пуска; со следующего первичного интервала включается основная программа расчета ТЭП
2.56	Переход от основной программы расчета ТЭП к программе останова энергоблока при останове энергоблока с постепенной разгрузкой	K₅₆	N_ген < A по средним значениям за первичный интервал	При переходе признака K₅₆ с 0 на 1 производится однократный расчет показателей по основной программе расчета ТЭП за первичный интервал, засылка данных в массив накопления за смену, расчет показателей за смену, засылка показателей за смену в массив накопления нарастающим итогом, расчет показателей нарастающим итогом и отключение основной программы расчета ТЭП
2.57	Работа турбоагрегата:
	по тепловому графику нагрузки		Переключатель режима работы турбины находится в позиции «Режим и работа на противодавлении» (1.63)
2.58	в режиме двухступенчатого подогрева сетевой воды		Открыты задвижки на линии сетевой воды до ПСВ № 2 и после него (1.41 и 1.42) и задвижка на одном или большем числе паропроводов к ПСВ № 2 (1.43)
2.59	в режиме одноступенчатого подогрева сетевой воды		Закрыты задвижки на паропроводах к ПСВ № 2 (1.43) и включен один конденсатный насос ПСВ или более
2.60	в конденсационном режиме с отключенным регулятором давления		Блок управления регулятора теплофикационных отборов находится в позиции, соответствующей конденсационному режиму («Ручное управление») (1.66)
2.61	Останов энергоблока автоматом безопасности	K₆₁	Сработал автомат безопасности (1.64)
2.62	Работа энергоблока на скользящем давлении		Задатчик режима регулятора мощности энергоблока находится в положении «Скользящее давление» (1.65)
2.63	Регулирующая диафрагма ЦНД на верхнем упоре	K₆₃	(1.67) = 1
2.64	Работа турбоагрегата в режиме трехступенчатого подогрева сетевой воды		Открыты задвижки на линии сетевой воды до и после ПСВ № 2 (1.41 и 1.42), на одном или большем числе паропроводов к ПСВ № 2 (1.43) и на линии подачи подпиточной воды к теплофикационному пучку (1.48) и закрыты задвижки на каждой линии подачи охлаждающей воды к основной поверхности конденсатора
2.65	Включение ПСВ-1		Открыты задвижки на линии сетевой воды до и после ПСВ № 1 (1.67, 1.68) и включены один или более конденсатных насосов ПСВ № 1
2.66	...
2.67	...
2.68	...
2.69	...
	Общестанционное оборудование
2.70	Включение резервного возбудителя	K₇₀	Положение выключателя «Выключено» (1.70)
2.71	каждого циркуляционного насоса (каждой ступени скорости)	K₇₁_j	Положение выключателя «Включено» (1.71)
2.72	каждого трансформатора СН мазутного хозяйства	K₇₂_j	Положение выключателя «Включено» (1.72)
2.73	каждого трансформатора СН водоподготовительной установки	K₇₃_j	Положение выключателя «Включено» (1.73)
2.74	каждого трансформатора котельной низкого давления	K₇₄_j	Положение выключателя «Включено» (1.74)
2.75	каждого трансформатора водогрейной котельной	K₇₅_j	Положение выключателя «Включено» (1.75)
2.76	каждого насоса рециркуляции для ...	K₇₆_j	Положение выключателя «Включено» (1.76)
2.77	каждого насоса перекачки сетевой воды из обратного трубопровода в подающий	K₇₇_j	Положение выключателя «Включено» (1.77)
2.78	каждого подпиточного насоса (летнего)	K₇₈_j	Положение выключателя «Включено» (1.78)
2.79	каждого подпиточного насоса (зимнего)	K₇₉_j	Положение выключателя «Включено» (1.79)
2.80	каждого насоса сырой воды питания котлов	K₈₀_j	Положение выключателя «Включено» (1.80)
2.81	каждого насоса баков запаса конденсата	K₈₁_j	Положение выключателя «Включено» (1.81)
2.82	каждого трансформатора насосной станции подпитки	K₈₂_j	Положение выключателя «Включено» (1.82)
2.83	каждого трансформатора СН топливоподачи	K₈₃_j	Положение выключателя «Включено» (1.83)
2.84	каждого насоса смывной воды	K₈₄_j	Положение выключателя «Включено» (1.84)
2.85	каждого багерного насоса	K₈₅_j	Положение выключателя «Включено» (1.85)
2.86	Наличие расхода газа на каждый ПВК		Открыта задвижка на газопроводе к каждому ПВК (1.86)
2.87	Наличие расхода мазута на каждый ПВК		Открыта задвижка на мазутопроводе к каждому ПВК (1.87)
2.88	Наличие расхода сетевой воды через каждый ПВК	K₈₈_j	Открыты задвижки на линиях подачи (1.88) и выхода (1.89) сетевой воды после каждого ПВК
2.89	Включение каждого ПВК		K₈₆_j = 1 или K₈₇_j = 1
2.90	Наличие расхода газа на котельную низкого давления		Открыта задвижка на газопроводе к котельной низкого давления (1.90)
2.91	Наличие расхода мазута на котельную низкого давления		Открыта задвижка на мазутопроводе к котельной низкого давления (1.91)
2.92	Наличие расхода сетевой воды на СН ТЭЦ		Открыты задвижки на линиях подающей (1.92) и обратной (1.93) сетевой воды на СН ТЭЦ
2.93	Включение парового подогревателя сырой воды питания котлов		Открыта задвижка на линии подачи пара на подогреватель сырой воды питания котлов (1.94)
2.94	Наличие отпуска тепла по каждой тепломагистрали от ТЭЦ к потребителям		Открыты задвижки на подающей (1.95) и обратной (1.96) линиях каждой тепломагистрали от ТЭЦ к потребителям
2.95	Включение котельной низкого давления	K₉₅	Открыта задвижка на линии подачи пара от КНД к потребителям (1.97)
^* Признаки накапливаются и усредняются по формуле (3.4); для накапливаемых признаков при среднем значении K_j < 0,5 за 15 мин принимается K_j = 0, при K_j > 0,5 K_j = 1.

1. ДВУХПОЗИЦИОННЫЕ ОРГАНЫ, УЧАСТВУЮЩИЕ В ФОРМИРОВАНИИ ПРИЗНАКОВ ПЕРЕКЛЮЧЕНИЙ ТЕХНОЛОГИЧЕСКОЙ СХЕМЫ ЭНЕРГОБЛОКА И ТЭЦ

2. ПРИЗНАКИ ПЕРЕКЛЮЧЕНИЙ ТЕХНОЛОГИЧЕСКОЙ СХЕМЫ ЭНЕРГОБЛОКА И ТЭЦ

3. ФОРМУЛЫ НАКОПЛЕНИЯ И УСРЕДНЕНИЯ ИСХОДНОЙ ИНФОРМАЦИИ

4. АВТОМАТИЧЕСКИ ИЗМЕРЯЕМЫЕ ТЕХНОЛОГИЧЕСКИЕ ПАРАМЕТРЫ, АЛГОРИТМ ИХ НАКОПЛЕНИЯ И УСРЕДНЕНИЯ

5. ПОСТОЯННЫЕ ВЕЛИЧИНЫ, ИСПОЛЬЗУЕМЫЕ В РАСЧЕТАХ

6. ИСХОДНАЯ ИНФОРМАЦИЯ (СМЕНЯЕМЫЕ КОНСТАНТЫ)

7. УРАВНЕНИЯ ТЕРМОДИНАМИЧЕСКОГО СОСТОЯНИЯ ВОДЫ И ВОДЯНОГО ПАРА

8. РАСЧЕТ ПАРАМЕТРОВ ПО ВЫРАЖЕНИЯМ, ИСПОЛЬЗУЕМЫМ МНОГОКРАТНО

9. РАСЧЕТ ОБЩЕСТАНЦИОННЫХ И ДРУГИХ ПАРАМЕТРОВ, НЕОБХОДИМЫХ ПРИ ОПРЕДЕЛЕНИИ ТЭП ЭНЕРГОБЛОКА

10. КОНТРОЛЬ ДОСТОВЕРНОСТИ, КОРРЕКЦИЯ ИЗМЕРЯЕМЫХ ПАРАМЕТРОВ И ОСНОВНЫХ ВЫЧИСЛЯЕМЫХ ПОКАЗАТЕЛЕЙ

11. АППРОКСИМИРУЕМЫЕ ФУНКЦИОНАЛЬНЫЕ ЗАВИСИМОСТИ, ИСПОЛЬЗУЕМЫЕ ДЛЯ РАСЧЕТОВ

12. ОПРЕДЕЛЕНИЕ СТРУКТУРНЫХ ХАРАКТЕРИСТИК ТЕПЛОВОЙ СХЕМЫ

13. РАСЧЕТ РАСХОДА ПАРА В КОНДЕНСАТОР

14. РАСЧЕТ РАСХОДОВ ПАРА И ВОДЫ В РЕГЕНЕРАТИВНОЙ СИСТЕМЕ

15. РАСЧЕТ ПАРАМЕТРОВ ФАКТИЧЕСКОГО СОСТОЯНИЯ СЕТЕВЫХ ПОДОГРЕВАТЕЛЕЙ

16. УРАВНЕНИЯ ДЛЯ РАСЧЕТА ДАВЛЕНИЙ ПАРА В ОТБОРАХ И РАСХОДОВ ПАРА НА ПСВ № 1 И 2 ПРИ МНОГОСТУПЕНЧАТОМ ПОДОГРЕВЕ СЕТЕВОЙ ВОДЫ

17. ОПРЕДЕЛЕНИЕ ДАВЛЕНИЙ В ОТБОРАХ И РАСХОДОВ ПАРА НА ПСВ № 1 и 2 ДЛЯ РАСЧЕТА НОРМАТИВНЫХ ПОКАЗАТЕЛЕЙ

18. КОСВЕННЫЙ РАСЧЕТ ЭНТАЛЬПИЙ ПАРА И ВОДЫ

19. РАСЧЕТ ТЕПЛОВЫХ И ГИДРАВЛИЧЕСКИХ ПАРАМЕТРОВ ФАКТИЧЕСКОГО СОСТОЯНИЯ КОНДЕНСАТОРА

20. РАСЧЕТ УДЕЛЬНОЙ ВЫРАБОТКИ ЭЛЕКТРОЭНЕРГИИ ОТБОРОВ

21. УРАВНЕНИЯ ИЗМЕНЕНИЙ ВНУТРЕННЕЙ МОЩНОСТИ ТУРБОАГРЕГАТОВ, ИСПОЛЬЗУЕМЫЕ В РАСЧЕТАХ МНОГОКРАТНО

Номер параметра	Наименование органа	Номер на тепловой схеме	Адрес ввода параметра в ИВК	Контрольное значение	Примечание
	Энергоблок
1.1	Выключатель турбогенератора
1.2	Блок-контакты ввода резервного возбуждения
	Выключатель:
1.3	на линии подачи питания от рабочего трансформатора СН к каждой секции 6 кВ СН энергоблока
1.4	на отпайке от шин резервного питания к каждой секции 6 кВ СН энергоблока
1.5	каждого дымососа
1.6	каждого дымососа рециркуляции
1.7	каждой скорости каждого дутьевого вентилятора
1.8	питательного электронасоса (ПЭН)
1.9	каждого бустерного насоса
1.10	каждого конденсатного насоса I ступени
1.11	каждого конденсатного насоса II ступени
1.12	каждого сливного насоса ПНД № 4
1.13	каждого сливного насоса ПНД № 3
1.14	каждого сливного насоса ПНД № 2
1.15	каждого сетевого насоса I ступени
1.16	каждого сетевого насоса II ступени
1.17	каждого конденсатного насоса ПСВ № 1
1.18	каждого конденсатного насоса ПСВ № 2
1.19	конденсатного насоса солевых отсеков ПСВ
1.20	каждого вентилятора горячего дутья
1.21	каждой мельницы
1.22	каждого вентилятора пылеприготовительной установки (мельничного вентилятора)
	Задвижка:
1.23	на газопроводе к котлу
1.24	на линии отбора пара из тракта промперегрева к РУ СН
1.25	на линии от РУ СН к коллектору пара 13 кгс/см²
1.26	на линии подачи пара на калориферы от выхлопа ПТН
1.27	на линии подачи пара на калориферы от коллектора 13 кгс/см²
1.28	на линии пускового впрыска
1.29	на линии подачи пара на обдувку
1.30	на паропроводе IV отбора на деаэратор
1.31	на паропроводе от коллектора 13 кгс/см²
	на деаэратор на паропроводе к:
1.32	ПВД № 8
1.33	ПВД № 7
1.34	ПВД № 6
	на линии слива дренажа из:
1.35	ПВД № 7 в деаэратор
1.36	ПВД № 6 в ПНД № 5
1.37	ПВД № 6 в конденсатор
1.38	ПНД № 5 в конденсатор
1.39	на линии подачи конденсата ПСВ № 1 в линию основного конденсата перед ПНД № 3
1.40	на линии подачи конденсата ПСВ № 2 в линию основного конденсата перед ПНД № 4
1.41	на линии подачи сетевой воды к ПСВ № 2
1.42	на линии сетевой воды после ПСВ № 2
1.43	на каждом паропроводе к ПСВ № 2
1.44	на каждой перепускной трубе из ЦСД № 2 в ЦНД
1.45	на каждой линии подачи охлаждающей воды к основной поверхности конденсатора
1.46	на линии подачи циркуляционной воды к охладителю конденсата ПСВ II ступени
1.47	то же на линии отвода воды от охладителя конденсата ПСВ II ступени
1.48	на линии подачи подпиточной или сетевой воды к теплофикационному пучку конденсатора
1.49	на линии аварийной подачи ХОВ в конденсатор
1.50	на линии подачи пара на концевые уплотнения турбины из деаэратора
1.51	на линии подачи пара на основные эжекторы из деаэратора
1.52	на линии подачи пара к каждому основному эжектору
1.53	на линии подачи пара к пусковому эжектору
	Задвижка:
1.54	на линии подачи питьевой воды к каждому вакуумному деаэратору
1.55	на линии подачи пара на РОУ 6/1,2 из линии выхлопа ПТН
1.56	на паропроводе от РОУ 6/1,2 к коллектору 1,2 кгс/см²
1.57	на линии подачи сетевой воды к сальниковому подогревателю
	Регулирующий клапан:
1.58	РУ собственных нужд (РУ 40/13)
1.59	РОУ 6/1,2
1.60	на линии аварийной подачи ХОВ в конденсатор
1.61	Стопорный клапан ПТН
1.62	Автоматический байпасный клапан на потоке питательной воды
1.63	Переключатель режима работы турбины
1.64	Автомат безопасности турбоагрегата
1.65	Задатчик регулятора мощности энергоблока (1 - постоянное давление; 0 - скользящее давление свежего пара)
1.66	Блок управления регулятора теплофикационных отборов
1.67	Сигнализатор положения регулирующей диафрагмы ЦНД
	Общестанционное оборудование
	Выключатель:
1.70	резервного возбудителя
1.71	каждого циркнасоса
1.72	каждого трансформатора СН мазутного хозяйства
1.73	каждого трансформатора СН водоподготовительной установки
1.74	каждого трансформатора котельной низкого давления
1.75	каждого трансформатора водогрейной котельной
1.76	каждого насоса рециркуляции для водогрейных котлов
1.77	каждого насоса перекачки сетевой воды из обратного трубопровода в подающий
1.78	каждого подпиточного насоса (летнего)
1.79	каждого подпиточного насоса (зимнего)
1.80	каждого насоса сырой воды питания котлов
1.81	каждого насоса баков запаса конденсата
1.82	каждого трансформатора насосной станции подпитки
1.83	каждого трансформатора СН топливоподачи
1.84	каждого насоса смывной воды
1.85	каждого багерного насоса
	Задвижка:
1.86	на газопроводе к каждому ПВК
1.87	на мазутопроводе к каждому ПВК
1.88	на линии подачи сетевой воды к каждому ПВК
1.89	на линии выхода сетевой воды после каждого ПВК
1.90	на газопроводе к котельной низкого давления
1.91	на мазутопроводе к котельной низкого давления
1.92	на линии подающей сетевой воды на СН ТЭЦ
1.93	на линии обратной сетевой воды на СН ТЭЦ
1.94	на линии подачи пара на подогреватель сырой воды питания котлов
1.95	на подающей линии каждой тепломагистрали от ТЭЦ к потребителям
1.96	то же на обратной линии
1.97	на линии подачи пара от КНД к потребителям