ТИПОВОЙ АЛГОРИТМ РАСЧЕТА
ТЕХНИКО-ЭКОНОМИЧЕСКИХ ПОКАЗАТЕЛЕЙ МОЩНЫХ ОТОПИТЕЛЬНЫХ ТЭЦ.

Часть III

АЛГОРИТМЫ РАСЧЕТА ПОКАЗАТЕЛЕЙ ДЛЯ АНАЛИЗА
ЭКОНОМИЧНОСТИ ЭНЕРГОБЛОКОВ И ТЭЦ В ЦЕЛОМ

РД 34.09.453

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

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

СОДЕРЖАНИЕ

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

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

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

2.2. Расчет накапливаемых показателей для анализа режимов циркуляционной системы 18

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

3.1. Расчет накапливаемых фактических показателей. 29

3.2. Расчет накапливаемых нормативных показателей энергоблоков. 49

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

3.4. Расчет относительных отчетных показателей энергоблоков. 99

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

4.10. Расчет небаланса по перерасходам топлива энергоблока. 222

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

5.1. Расчет накапливаемых фактических показателей котла. 223

5.2. Расчет накапливаемых нормативных показателей котла. 226

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

5.4. Расчет относительных показателей котла. 230

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

6.1. Расчет накапливаемых показателей. 231

6.2. Расчет относительных показателей. 236

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

7.1. Турбоагрегат. 238

7.2. Котлоагрегат. 266

7.3. Энергоблок. 271

8. МАКЕТЫ ФОРМ ВЫДАЧИ ИНФОРМАЦИИ ПЕРСОНАЛУ ТЭЦ.. 273

8.1. Показатели, выводимые в архивной форме энергоблока. 273

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

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

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

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

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

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

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

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

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

8.11. Общие показатели для анализа эффективности работы оборудования энергоблока 284

8.12. Показатели эффективности работы проточной части турбины.. 285

8.13. Показатели эффективности работы подогревателей сетевой воды.. 286

8.14. Показатели эффективности работы регенеративных подогревателей. 288

8.15. Показатели эффективности работы конденсационной установки. 289

8.16. Показатели эффективности работы узлов котельной установки. 290

8.17. Показатели эффективности работы питательного электронасоса № ___. 292

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

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

8.20. Показатели экономичности пуска (останова) энергоблока. 297

8.21. Показатели эффективности работы циркуляционной системы.. 298

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

1. ВХОДНАЯ ИНФОРМАЦИЯ ДЛЯ РАСЧЕТА ПОКАЗАТЕЛЕЙ В ПЕРВИЧНОМ ИНТЕРВАЛЕ

Таблица 22

Номер параметра	Обозначение параметра	Размерность	Адрес параметра	Контрольное значение	Примечание
1	2	3	4	5	6
22.1	G_пв	т/ч	8.241
22.2	Д_пе	т/ч	8.196
22.3	Д_пп	т/ч	8.242
22.4		т/ч	8.199
22.5	G_впр	т/ч	8.166
22.6	...
22.7	G_пр	т/ч	8.172
22.8	Д_обд	т/ч	8.200
22.9	G_кф	т/ч	8.169
22.10	G_м	т/ч	9.2
22.11	G_г	тыс. м³/ч	8.194.1
22.12	Д_ПТН	т/ч	8.173
22.13	Д_руск	т/ч	8.168
22.14	Д_д	т/ч	8.180
22.15	G_св	т/ч	8.248
22.16	G_ВПК	т/ч	8.178
22.17		т/ч	8.179
22.18		т/ч	8.176
22.19		т/ч	8.177
22.20		т/ч	4.110
22.21		т/ч	8.203
22.22		т/ч	21.63
22.23		т/ч	8.174
22.24		т/ч	8.175
22.25		т/ч	8.202
22.26		т/ч	21.64
22.27		т/ч	8.209
22.28		т/ч	4.131
22.29	Д_к	т/ч	13.11
22.30	W	м³/ч	8.207
22.31	W₁	м³/ч	8.153
22.32	W₂	м³/ч	8.153
22.33		т/ч	8.210
22.34	Д_упл	т/ч	8.158
22.35	G_{к упл}	т/ч	8.181
22.36	Д_эж	т/ч	9.23
22.37		т/ч	8.183
22.38		т/ч	8.184
22.39	Д₁	т/ч	14.23
22.40	Д₂	т/ч	14.19
22.41	Д₃	т/ч	14.16
22.42	Д₄	т/ч	14.13
22.43	Д₅	т/ч	14.11
22.44	Д₆	т/ч	14.8
22.45	Д₇	т/ч	14.6
22.46	Д₈	т/ч	14.3
22.47	G_др1	т/ч	14.24
22.48	G_др2	т/ч	14.21
22.49	G_др3	т/ч	14.20
22.50	G_др4	т/ч	14.15
22.51	G_др5	т/ч	14.12
22.52	G_др6	т/ч	14.9
22.53	G_др7	т/ч	14.7
22.54	G₁	т/ч	14.22
22.55	G₂	т/ч	14.18
22.56	G₃	т/ч	14.17
22.57	G₄	т/ч	14.14
22.58	G₅	т/ч	14.10
22.59	G₆	т/ч	14.1
22.60	G₇	т/ч	14.4
22.61	G₈	т/ч	14.2
22.62		т/ч	8.154
22.63		т/ч	8.156
22.64		т/ч	8.155
22.65		т/ч	8.157
22.66		т/ч	8.185
22.67		т/ч	9.25
22.68		тыс. м³/ч	8.194.2
22.69	G_под_j	т/ч	8.161
22.70	G_обр_j	т/ч	8.162
22.71	W_г	м³/ч	8.208
22.72	G_св1	т/ч	15.2
22.73	G_св2	т/ч	15.6
22.74	Д_пс1	т/ч	15.3
22.75		т/ч	17.14
22.76		т/ч	17.15
22.77	G_др8	т/ч	14.5
22.78		т/ч	14.26
22.79		т/ч	14.27
22.80		т/ч	14.28
22.81	Д_7и	т/ч	8.160
22.82	Д_8и	т/ч	8.159
22.83		т/ч	9.28
22.84		т/ч	17.3 (17.7)
22.85		т/ч	17.9
22.86	...
22.87	...
22.88	...
22.89	...
22.90	i_пе	ккал/кг	8.356
22.91	i₀	ккал/кг	8.365
22.92		ккал/кг	8.357
22.93		ккал/кг	8.367
22.94		ккал/кг	8.366
22.95		ккал/кг	8.358
22.96		ккал/кг	8.359
22.97	i_руск	ккал/кг	8.360
22.98	i_обд	ккал/кг	8.363
22.99	...
22.100	...
22.101		ккал/кг	8.370
22.102		ккал/кг	8.371
22.103	i_ф	ккал/кг	8.362
22.104	i_кф	ккал/кг	8.361
22.105	i_{к кф}	ккал/кг	8.354
22.106		ккал/кг	4.139
22.107		ккал/кг	8.325
22.108	i_пв	ккал/кг	8.326
22.109	i_пр	ккал/кг	8.355
22.110	i_впр	ккал/кг	8.327
22.111	...
22.112	x_пв	мкСм/cм	4.72
22.113	i_ХОВ	ккал/кг	4.284
22.114		ккал/кг	4.137
22.115	...
22.116	i_исх	ккал/кг	4.302
22.117		ккал/кг	4.264
22.118		ккал/кг	8.331
22.119		ккал/кг	8.330
22.120		ккал/кг	8.329
22.121		ккал/кг	8.328
22.122	i_кпс1	ккал/кг	8.352
22.123		ккал/кг	4.111
22.124	...
22.125	...
22.126	...
22.127	i_кмх	ккал/кг	8.339
22.128	i_крм	ккал/кг	8.340
22.129		ккал/кг	8.334
22.130		ккал/кг	8.333
22.131		ккал/кг	8.335
22.132		ккал/кг	8.336
22.133		ккал/кг	8.368
22.134		ккал/кг	8.369
22.135		ккал/кг	8.391
22.136		ккал/кг	8.392
22.137		ккал/кг	8.393
22.138		ккал/кг	8.394
22.139	i_к	ккал/кг	18.11
22.140	i₁	ккал/кг	18.10
22.141	i₂	ккал/кг	8.373
22.142	i₃	ккал/кг	8.372
22.143	i₄	ккал/кг	8.380
22.144	i₅	ккал/кг	8.379
22.145	i_д7	ккал/кг	8.378
22.146	i₆	ккал/кг	8.377
22.147	i₇	ккал/кг	8.376
22.148	i₈	ккал/кг	8.375
22.149	i_др1	ккал/кг	18.14
22.150	i_др2	ккал/кг	18.14
22.151	i_др3	ккал/кг	18.14
22.152	i_др4	ккал/кг	18.14
22.153	i_др5	ккал/кг	18.14
22.154	i_др6	ккал/кг	8.348
22.155	i_др7	ккал/кг	8.347
22.156		ккал/кг	8.401
22.157		ккал/кг	8.402
22.158		ккал/кг	8.403
22.159		ккал/кг	8.404
22.160		ккал/кг	8.405
22.161		ккал/кг	8.406
22.162		ккал/кг	8.407
22.163		ккал/кг	8.408
22.164		ккал/кг	8.409
22.165		ккал/кг	8.341
22.166		ккал/кг	8.342
22.167		ккал/кг	8.343
22.168		ккал/кг	8.344
22.169	-
22.170	-
22.171	-
22.172	-
22.173	...
22.174		ккал/кг	8.66
22.175
22.176	i_S₁	ккал/кг	8.75
22.177	i_S₂	ккал/кг	8.323
22.178	i_S₃	ккал/кг	8.322
22.179	i_S₄	ккал/кг	8.78
22.180	i_S₅	ккал/кг	8.79
22.181	i_S₆	ккал/кг	8.80
22.182	i_S₇	ккал/кг	8.81
22.183	i_S₈	ккал/кг	8.82
22.184	i_др8	ккал/кг	8.346
22.185	...
22.186		ккал/кг	18.3
22.187		ккал/кг	18.7
22.188		°С	4.132
22.189		°С	4.187
22.190	t_пе	°С	8.286
22.191	t_о	°С	8.289
22.192		°С	8.287
22.193		°С	8.291
22.194
22.195		°С	4.5
22.196	t_пв	°С	4.4
22.197	t_S₂	°С	8.62
22.198		°С	8.307
22.199	t_s_пс₂	°С	8.318
22.200		°С	8.308
22.201		°С	8.319
22.202	t₂_в	°С	8.312
22.203	t_1в	°С	4.122
22.204	t_м	°С	8.293
22.205	t_хв	°С	8.294
22.206		°С	8.295
22.207		°С	8.296
22.208	t_гв	°С	8.297
22.209	υ_ух	°С	8.298
22.210		°С	4.243
22.211		°С	4.242
22.212		°С	4.249
22.213	...
22.214	...
22.215	t_нв	°С	4.298
22.216		°С	4.303
22.217		°С	8.315
22.218		°С	8.316
22.219		°С	8.306
22.220		°С	17.2
22.221		°С	8.310
22.222		°С	8.309
22.223	t₂_в1	°С	4.123
22.224	t₂_в2	°С	4.123
22.225		°С	4.127
22.226		°С	4.128
22.227		°С	4.186
22.228		°С	4.182
22.229		°С	4.181
22.230		°С	4.185
22.231		°С	4.180
22.232		°С	4.184
22.233		°С	4.179
22.234		°С	4.183
22.235		°С	4.178
22.236	...
22.237		°С	4.196
22.238		°С	4.174
22.239		°С	4.173
22.240		°С	4.171
22.241	t_s₁	°С	8.68
22.242	t_s₂	°С	8.320
22.243	...
22.244	t_s₄	°С	8.70
22.245	t_s₅	°С	8.71
22.246	t_s₆	°С	8.72
22.247	t_s₇	°С	8.73
22.248	t_s₈	°С	8.74
22.249		°С	4.194
22.250	t₃	°С	8.304
22.251	t₄	°С	4.169
22.252	t₅	°С	4.167
22.253	t₆	°С	4.163
22.254	t₇	°С	8.290		t₇ = t"_цвд
22.255	t₈	°С	4.159
22.256	t_ос	°С	9.45
22.257	Q₁	Гкал/ч	14.25
22.258	Q₂	Гкал/ч	14.25
22.259	Q₃	Гкал/ч	14.25
22.260	Q₄	Гкал/ч	14.25
22.261	Q₅	Гкал/ч	14.25
22.262	Q₆	Гкал/ч	14.25
22.263	Q₇	Гкал/ч	14.25
22.264	Q₈	Гкал/ч	14.25
22.265	р_пе	кгс/см²	8.256
22.266	р_о	кгс/см²	8.259
22.267		кгс/см²	8.261
22.268		кгс/см²	8.260
22.269	P_т	кгс/см²	9.46
22.270	P_к	кгс/см²	8.269
22.271	P_р.ст	кгс/см²	8.16
22.272	Р₁	кгс/см²	8.40
22.273	Р₂	кгс/см²	8.268
22.274	Р₃	кгс/см²	8.266
22.275	Р₄	кгс/см²	8.39
22.276	Р₅	кгс/см²	8.38
22.277	Р₆	кгс/см²	8.36
22.278	Р₇	кгс/см²	8.35
22.279	Р₈	кгс/см²	8.34
22.280		кгс/см²	8.41
22.281		кгс/см²	8.42
22.282		кгс/см²	17.4 (17.6)
22.283		кгс/см²	17.12
22.284		кгс/см²	17.13
22.285	р_пс1	кгс/см²	15.4
22.286	Δр_к1	кгс/см²	4.125
22.287	Δр_к2	кгс/см²	4.125
22.288		кгс/см²	19.3
22.289	р_бар	кгс/см²	4.299

Продолжение таблицы 22

Номер параметра	Обозначение параметра	Размеренность	Адрес параметра	Контрольное значение	Примечание
22.290		кгс/см²	17.8
22.291		кгс/см²	8.258
22.292		кгс/см²	8.257
22.293	n_эж	-	9.22
22.294	р_д.7	кгс/см²	8.37
22.295	N_т	кВт	9.12
22.296		кВт	4.213
22.297	N_д	кВт	8.212
22.298	N_дв	кВт	8.214
22.299	N_др	кВт	8.213
22.300	N_ПЭН	кВт	4.220
22.301	N_ВГД	кВт	8.222
22.302	N_БН	кВт	8.215
22.303	N_М	кВт	8.223
22.304	N_МВ	кВт	8.224
22.305	N_НРС	кВт	8.225
22.306	N_сет	кВт	8.219
22.307	N_КН	кВт	8.218
22.308	N_КНБ	кВт	8.221
22.309		кВт	8.229
22.310	N_пер	кВт	8.227
22.311	N_кн1	кВт	8.216
22.312	N_кн2	кВт	8.217
22.313	N_{кн пс1}	кВт	8.220
22.314		МВт∙ч/т	21.34
22.315		МВт∙ч/т	21.33
22.316		МВт∙ч/т	21.38
22.317		МВт∙ч/т	21.31
22.318		МВт∙ч/т	21.29
22.319		МВт∙ч/т	21.25
22.320		МВт∙ч/т	21.26
22.321		МВт∙ч/т	21.27
22.322		МВт∙ч/т	21.28
22.323		Гкал/т	21.36
22.324		Гкал/т	21.40
22.325	э₁	-	20.21
22.326	э₂	-	20.21
22.327	э₃	-	20.21
22.328	э₄	-	20.21
22.329	э₅	-	20.21
22.330	э₆	-	20.21
22.331	э₇	-	20.21
22.332	э₈	-	20.21
22.333	э_д	-	20.21
22.334	э_к	-	20.20
22.335	φ	%	4.301
22.336	ω	м/с	4.300
22.337	υ₀	м³/кг	8.127
22.338	...
22.339	...
22.340	r_c	-	15.1
22.341	α_пс1	-	15.5
22.342	α_пс2	-	15.9
22.343	в_пс2	-	15.8
22.344	...
22.345		Гкал/т	21.35
22.346		Гкал/т	21.39
22.347		Гкал/т	21.32
22.348		Гкал/т	21.30
22.349		МВт∙ч/т	21.61
22.350		МВт∙ч/т	21.62
22.351	...
22.352	...
22.353		МВт∙ч/т	21.41
22.354		МВт∙ч/т	21.45
22.355	Х₁₍₁₎	-	12.1
22.356		-	12.1
22.357	Х₂₍₁₎	-	12.2
22.358		-	12.2
22.359	Х₂₍₂₎	-	12.3
22.360		-	12.3
22.361	Х₂₍₃₎	-	12.4
22.362		-	12.4
22.363	Х₃₍₁₎	-	12.5
22.364		-	12.5
22.365	Х₃₍₄₎	-	12.6
22.366		-	12.6
22.367	Х₃₍₃₎	-	12.7
22.368		-	12.7
22.369	Х₄₍₁₎	-	12.8
22.370		-	12.8
22.371	Х₄₍₄₎	-	12.9
22.372		-	12.9
22.373	Х₄₍₃₎	-	12.10
22.374		-	12.10
22.375	Х₅₍₁₎	-	12.11
22.376		-	12.11
22.377	Х₅₍₅₎	-	12.12
22.378		-	12.12
22.379	Х₅₍₃₎	-	12.13
22.380		-	12.13
22.381	Х₆₍₁₎	-	12.14
22.382		-	12.14
22.383	Х₆₍₆₎	-	12.15
22.384		-	12.15
22.385	Х₆₍₇₎	-	12.16
22.386		-	12.16
22.387	Х₆₍₃₎	-	12.17
22.388		-	12.17
22.389	Х₇₍₁₎	-	12.18
22.390		-	12.18
22.391	Х₇₍₅₎	-	12.19
22.392	Х₇₍₅₎	-	12.20
22.393		-	12.20
22.394	Х₈₍₁₎	-	12.21
22.395		-	12.21
22.396	Х₉₍₁₎	-	12.22
22.397		-	12.22
22.398	Х₁₀₍₈₎	-	12.23
22.399		-	12.23
22.400	Х₁₀₍₉₎	-	12.24
22.401		-	12.24
22.402	...
22.403	Х₁₁₍₉₎	-	12.26
22.404		-	12.26
22.405	Х₁₂₍₁₎	-	12.30
22.406		-	12.30
22.407	Х₁₂₍₂₎	-	12.31
22.408		-	12.31
22.409	Х₁₂₍₃₎	-	12.32
22.410		-	12.32
22.411	Х₁₂₍₉₎	-	12.29
22.412		-	12.29
22.413	Х₁₂₍₁₀₎	-	12.27
22.414		-	12.27
22.415	Х₁₂₍₁₁₎	-	12.28
22.416		-	12.28
22.417	Х₁₃₍₁₎	-	12.33
22.418		-	12.33
22.419	Х₁₄₍₁₎	-	12.34
22.420		-	12.34
22.421	Х₁₅₍₂₎	-	12.35
22.422		-	12.35
22.423	Х₁₆₍₂₎	-	12.36
22.424		-	12.36
22.425	Х₁₇₍₂₎	-	12.37
22.426		-	12.37
22.427	Х₁₈₍₂₎	-	12.38
22.428		-	12.38
22.429	Х₁₉₍₉₎	-	12.39
22.430		-	12.39
22.431		МВт∙ч/т	21.41
22.432		МВт∙ч/т	21.9
22.433		МВт∙ч/т	21.34

Продолжение таблицы 22

Номер параметра	Обозначение параметра	Размеренность	Адрес параметра	Контрольное значение	Примечание
22.434	...	...	...
22.435	...	...	...
22.436	...	...	...
22.437	...	...	...
22.438	...	...	...
22.439		°С	4.66
22.440		°С	4.48
22.441	S_т	кгс/м²	4.59
22.442		кгс/м²	8.281
22.443		кгс/м²	8.274
22.444		кгс/м²	8.275
22.445		кгс/м²	8.272
22.446		кгс/м²	8.273
22.447		кгс/м²	8.276
22.448		кгс/м²	8.277
22.449		°С	8.297а
22.450		°С	8.298а
22.451	q_мх		9.34
22.452	q_тт		9.37
22.453		Гкал	9.32
22.454	n	-	9.21
22.455	d_ф	т пара/т мазута	6.21
22.456		Гкал/ч	9.10
22.457		Гкал/ч	9.11
22.458		кВт∙ч т XОВ	9.39
22.459	э_мх	кВт∙ч т мазута	9.35
22.460	э_тт	кВт∙ч т нат. топ.	9.38
22.461		кВт	9.44
22.462	э_цн	кВт∙ч т	9.54
22.463	э_подп	кВт∙ч т	9.40
22.464		МВт %	21.3
22.465		МВт∙ч т	21.42
22.466	ΔN_д.ск	МВт	21.24
22.467		МВт °С	21.1
22.468		МВт °С	21.4
22.469		мВт·см² кгс	21.2

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

2.1. Расчет накапливаемых показателей для анализа технического состояния градирен

Таблица 23

Номер показателя	Наименование показателя	Обозначение	Размерность	Формула вычисления	Контрольное значение	Исходная информация	Накопление	Примечание
1	2	3	4	5	6	7	8	9
23.1	Номер анализируемой градирни	R		1, 2, ... n, если K_г_R = 1		K_г_R - 6,49		При K_г_R = 0 расчет по R-й градирне не производится
23.2	Ширина зоны охлаждения R-й градирни		°С			- 22.217; - 22.218
23.3	Плотность орошения R-й градирни	q_(R)				W_г(_R₎ - 22.71; F_г(_R₎ - 5.361
23.4	Поправка к температуре воды после градирен, учитывающая изменение метеофакторов	Δt_м	°С			f_м - 11.153; f_ω - 11.154; t_нв - 22.215; φ - 22.335; ω - 22.336
23.5	Нормативная температура воды после R-й градирни		°С			f_R - 11.152; - 23.2; q_(R) - 23.3; Δt_м - 23.4
23.6	Фактическая температура воды после всех градирен		°С			W_г(_l₎ - 22.71; - 22.218
23.7	Температура охлажденной воды после всех градирен при проведении состояния R-й градирни к нормативному и неизменных тепловых нагрузках остальных градирен	t_г(_R₎	°С			- 23.5; W_г(_R₎ - 22.71; - 22.218; W_г(_l₎ - 22.71
23.8	Температура охлажденной воды после градирен, скорректированная на перераспределение тепловых нагрузок между градирнями при приведении состояния одной из них к нормативному		°С			- 23.6; T_р - 5.362; t_г(_R₎ - 23.7
23.9	Номер турбоагрегата, для которого производится расчет теплового режима конденсатора из-за изменения состояния R-й градирни	i		1, 2, ... n, если к₁_i = 1		к₁_i - 2.1		При расчет по i-му турбоагрегату не производится
23.10	Нагрев воды в i-м конденсаторе		°С			Д_к_i - 22.29; i_к_i - 22.139; i_s_к_i - 22.111; W_к_i - 22.30
23.11	...
23.12	Коэффициент теплопередачи конденсатора	к_i	Гкал/ч ∙ м² ∙ °С	пп. 19.2 - 19.14		t₁_в - 23.7
23.13	Температурный напор i-го конденсатора	δt_к_i	°С			- 23.10; к_i - 23.12; F_i - 5.226; W_к_i - 22.30
23.14	Давление пара в i-м конденсаторе при фактическом состоянии R-й градирни		кгс/см²			f - 7.5; - 23.6; Δt_к_i - 23.10; δt_к_i - 23.13
23.15	Давление пара в i-м конденсаторе при нормативном состоянии R-й градирни		кгс/см²			f - 7.5; - 23.8; Δt_к_i - 23.10; δt_к_i - 23.13
23.16	Изменение мощности i-го турбоагрегата из-за отклонения фактического состояния R-й градирни от нормативного	ΔN_к_i	кВт			f - 11.189; - 23.14; - 23.15; Д_к_i - 22.29
23.17	...	…
23.18	Условие повторения расчета для следующего турбоагрегата			Если i < n, то расчет повторяется с п. 23.9
23.19	Суммарное изменение мощности по всем турбоагрегатам из-за отклонения фактического состояния R-й градирни от нормативного	ΔN_г_(R)	кВт			ΔN_к_i - 23.16
23.20	Условие повторения анализа состояния для следующей градирни			Если R < m, то расчет повторяется с п. 23.1		R - 23.1
23.21	Суммарное изменение мощности турбоагрегатов из-за отклонения фактического состояния от нормативного всех градирен в комплексе	ΔN_г	кВт			ΔN_т(_R₎ - 23.19
23.22	Тепло, воспринимаемое циркуляционной водой турбоагрегатов	Q_ц	Гкал/ч	, где Δi_к_i = i_к_i - i_s_к_i		f - 11.196; N_i - 22.295; Д_к_i - 22.29; i_к_i - 22.139; i_s_к_i - 22.111
23.23	Ширина зоны охлаждения, усредненная по всем градирням	Δt_г	°С			Q_ц - 23.22
23.24	Нормативная температура воды после всех градирен на r-й итерации		°С			W_г_(l) – 22.71
23.25	Номер рассчитываемой градирни	R		1, 2, ... m, если K_г_R = 1		K_г_R - 6.49
23.26	Ширина зоны охлаждения R-й градирни, рассчитанная на r-й итерации		°С			- 23.24; Δt_г - 23.23;
23.27	Нормативная температура воды после R-й градирни на r-й итерации		°С			f - 11.152; - 23.26; q_(R) - 23.3; Δt_м - 23.4
23.28	Условие повторения расчета по определению нормативной температуры после градирен			Если R < m, то расчет повторяется с п. 23.25
23.29	Условие продолжения уточнения температур после градирен на итерациях			Если , то расчет повторяется с п. 23.24		- 23.24; - 23.24
23.30	Отклонение фактической температуры воды после градирен от нормативной	Δt	°С			- 23.6; - 23.24
23.31	Отклонение фактической температуры воды после каждой градирни от нормативной	Δt_г_(R)	°C	, R = 1, 2, ..., m		- 22.218; - 23.27
23.32	Количество воды, прошедшее через каждую i-ю градирню		м³	W_г(_i₎τ₀, i = 1, 2, ..., m		W_г(_i₎ - 22.71; τ₀ - 6.44
23.33	Количество воды, прошедшее через все градирни		м³			- 23.32
23.34	Расчетный комплекс	R_1(i)	м³ ∙ °С			- 22.218; - 23.32
23.35	Расчетный комплекс	R_2(Σ)	м³ ∙ °С			- 23.33; - 23.6
23.36	То же	R_3(i)	м³ ∙ °С			- 23.32; - 23.27
23.37	-»	R_4(Σ)	м³ ∙ °С			- 23.33; - 23.24
23.38	Отклонение расчетных комплексов	R_5(i)	м³ ∙ °С	R_1(i) - R_3(i)		R_1(i) - 23.34; R_3(i) - 23.36
23.39	То же	R_6(Σ)	м³ ∙ °С	R_2(Σ) - R_4(Σ)		R_2(Σ) - 23.35; R_4(Σ) - 23.37
23.40	Время накопления	T_Σ	ч	τ₀		τ₀ - 6.44	+

2.2. Расчет накапливаемых показателей для анализа режимов циркуляционной системы

Расчетная схема циркуляционной сети

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

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

При большем числе конденсаторов и градирен расчет аналогичен.

Исходная матрица для расчета гидравлического сопротивления циркуляционной системы

Таблица 24

Номер строки	Номер первого участка	Номер второго участка	Номер суммы сопротивлений первого и второго участков	Признак характера суммирования сопротивлений участков
1	2	3	28	1
2	4	28	29	0
3	11	29	30	1
4	1	30	31	0
5	8	9	32	1
6	7	32	33	0
7	12	33	34	1
8	10	34	35	0
9	31	35	36	1
10	5	6	37	1
11	36	37	38	0
12	38	13	39	0
13	15	16	40	1
14	40	17	41	0
15	41	25	42	1
16	14	42	43	0
17	20	21	44	1
18	22	44	45	0
19	26	45	46	1
20	24	46	47	0
21	43	47	48	1
22	18	19	49	1
23	48	49	50	0
24	23	50	51	0
25	39	51	52	1
26	27	52	53	0
Примечания: 1. В строках матрицы (графы 1, 2) указаны номера участков, подлежащих суммированию. В графе 3 указан номер эквивалентной суммы сопротивлений этих участков. - 2. Признак характера суммирования имеет значение 0 или 1. При этом 0 указывает на последовательное соединение двух участков, 1 - на параллельное.

Продолжение таблицы 24

Номер параметра	Наименование параметра	Обозначение	Размерность	Формула вычисления	Контрольное значение	Исходная информация	Примечание
Расчет эквивалентных гидравлических сопротивлений циркуляционной системы (свертывание схемы)
24.1	Эквивалентное сопротивление участков 2 и 3	S₂₈	м ∙ ч²/м⁶			S₂ - 19.15; S₃ - 5.365
24.2	Эквивалентное сопротивление участков 4 и 28	S₂₉	м ∙ ч²/м⁶	S₄ + S₂₈		S₄ - 5.366; S₂₈ - 24.1
24.3	Сумма сопротивлений: 11 и 29	S₃₀	м ∙ ч²/м⁶			S₁₁ - 5.373; S₂₉ - 24.2
24.4	1 и 30	S₃₁	м ∙ ч²/м⁶	S₁ + S₃₀		S₁ - 5.363; S₃₀ - 24.3
24.5	8 и 9	S₃₂	м ∙ ч²/м⁶			S₈ - 5.370; S₉ - 19.16
24.6	7 и 32	S₃₃	м ∙ ч²/м⁶	S₇ + S₃₂		S₇ - 5.369; S₃₂ - 24.5
24.7	12 и 33	S₃₄	м ∙ ч²/м⁶			S₁₂ - 5.374; S₃₃ - 24.6
24.8	10 и 34	S₃₅	м ∙ ч²/м⁶	S₁₀ + S₃₄		S₁₀ - 5.372; S₃₄ - 24.7
24.9	31 и 35	S₃₆	м ∙ ч²/м⁶			S₃₁ - 24.4; S₃₅ - 24.8
24.10	5 и 6	S₃₇	м ∙ ч²/м⁶			S₅ - 5.367; S₆ - 5.368
24.11	36 и 37	S₃₈	м ∙ ч²/м⁶	S₃₆ + S₃₇		S₃₆ - 24.9; S₃₇ - 24.10
24.12	38 и 13	S₃₉	м ∙ ч²/м⁶	S₃₈ + S₁₃		S₃₈ - 24.11; S₁₃ - 5.375
24.13	15 и 16	S₄₀	м ∙ ч²/м⁶			S₁₅ - 19.15; S₁₆ - 5.378
24.14	40 и 17	S₄₁	м ∙ ч²/м⁶	S₄₀ + S₁₇		S₄₀ - 24.13; S₁₇ - 5.379
24.15	41 и 25	S₄₂	м ∙ ч²/м⁶			S₄₁ - 24.14; S₂₅ - 5.387
24.16	14 и 42	S₄₃	м ∙ ч²/м⁶	S₁₄ + S₄₂		S₁₄ - 5.376; S₄₂ - 24.15
24.17	20 и 21	S₄₄	м ∙ ч²/м⁶			S₂₀ - 5.382; S₂₁ - 19.16
24.18	22 и 44	S₄₅	м ∙ ч²/м⁶	S₂₂ + S₄₄		S₂₂ - 5.384; S₄₄ - 24.17
24.19	26 и 45	S₄₆	м ∙ ч²/м⁶			S₂₆ - 5.388; S₄₅ - 24.18
24.20	24 и 46	S₄₇	м ∙ ч²/м⁶	S₂₄ + S₄₆		S₂₄ - 5.386; S₄₆ - 24.19
24.21	43 и 47	S₄₈	м ∙ ч²/м⁶			S₄₃ - 24.16; S₄₇ - 24.20
24.22	18 и 19	S₄₉	м ∙ ч²/м⁶			S₁₈ - 5.380; S₁₉ - 5.381
24.23	48 и 49	S₅₀	м ∙ ч²/м⁶	S₄₈ + S₄₉		S₄₈ - 24.21; S₄₉ - 24.22
24.24	23 и 50	S₅₁	м ∙ ч²/м⁶	S₂₃ + S₅₀		S₂₃ - 5.385; S₅₀ - 24.23
24.25	39 и 51	S₅₂	м ∙ ч²/м⁶			S₃₉ - 24.12; S₅₁ - 24.24
24.26	Эквивалентное сопротивление всей сети	S₅₃	м ∙ ч²/м⁶	S₂₇ + S₅₂		S₂₇ - 5.389; S₅₂ - 24.25
Расчет параметров оптимального и фактических режимов циркуляционной сети. Задание сравниваемых по экономичности вариантов состава насосов
24.27	Число рассматриваемых вариантов оптимизации	R		, l - число типов насосов на насосной; - располагаемое число насосов каждого i-го типа		- 6.46; l - 5.295
24.28	Выбор номера текущего варианта состава при оптимизации	j		1, 2, ..., R		R - 24.27
24.29	Выбор количественного состава работающих насосов по каждому варианту расчета			- если рассчитывается оптимальный режим, где 1 ≤ j ≤ R; - если рассчитывается фактический режим		K_71(l) - 2.71
Расчет параметров режима насосов при параллельной работе
24.30	Начальное распределение расходов		м³/ч	, i = 1, 2, ..., l		- 5.359
24.31	Начальное значение расхода по всей насосной		м³/ч			- 24.29; - 24.30
24.32	Давление насосов всех типов на итерации r		м вод. ст.	, i =1, 2, ..., l		f_i - 11.150;
24.33	Поправки к расходам насосов		м³/ч	, i =1, 2, ..., l		- 24.32; S₅₃ - 24.26 C_i - 11.150
24.34	Уточненные расходы воды по насосам		м³/ч	, i = 1, 2, ..., l		- 24.33
24.35	Суммарный расход воды по насосной		м³/ч			- 24.29 - 24.34
24.36	Условие продолжения расчета режима насосной на итерациях			Если , i = 1, 2, ..., l, то расчет повторяется с п. 32		- 24.33 ε - 5.296
24.37	Проверка недопустимости режима насосной по предельной подаче насосов			Если , i = 1, 2, ..., l, то расчет повторяется с п. 28 для следующего варианта состава j		W_i - 24.34; - 5.359
24.38	Суммарная мощность насосной		кВт	где η_i = f_i(W_i)		- 24.29; W_i - 24.34; H_i - 24.32; f_i - 11.151
Расчет расходов воды по участкам расчетной схемы циркуляционной сети
	Расход воды на:
24.39	эквивалентном участке 39	W₃₉	м³/ч			W_Σ - 24.35; S₃₉ - 24.12; S₅₁ - 24.24
24.40	эквивалентном участке 51	W₅₁	м³/ч			W_Σ - 24.35; S₃₉ - 24.12; S₅₁ - 24.24
24.41	участке 18	W₁₈	м³/ч			W₅₁ - 24.40; S₁₉ - 5.381; S₁₈ - 5.380
24.42	эквивалентном участке 19	W₁₉	м³/ч			W₅₁ - 24.40; S₁₈ - 5.380; S₁₉ - 5.381
24.43	участке 43	W₄₃	м³/ч			W₅₁ - 24.40; S₄₃ - 24.16; S₄₇ - 24.20
24.44	эквивалентном участке 47	W₄₇	м³/ч			W₅₁ - 24.40; S₄₃ - 24.16; S₄₇ - 24.20
24.45	участке 26	W₂₆	м³/ч			W₄₇ - 24.44; S₂₆ - 5.388; S₄₅ - 24.18
24.46	эквивалентном участке 45	W₄₅	м³/ч			W₄₇ - 24.44; S₂₆ - 5.388; S₄₅ - 24.18
24.47	участке 20	W₂₀	м³/ч			W₄₅ - 24.46; S₂₀ - 5.382; S₂₁ - 19.16
24.48	участке 21	W₂₁	м³/ч			W₄₅ - 24.46; S₂₀ - 5.382; S₂₁ - 19.16
24.49	эквивалентном участке 41	W₄₁	м³/ч			W₄₃ - 24.43; S₂₅ - 5.387; S₄₁ - 24.14
24.50	участке 25	W₂₅	м³/ч			W₄₃ - 24.43; S₂₅ - 5.387; S₄₁ - 24.14
24.51	участке 15	W₁₅	м³/ч			W₄₁ - 24.49; S₁₅ - 19.16; S₁₆ - 5.378
24.52	участке 16	W₁₆	м³/ч			W₄₁ - 24.49; S₁₅ - 19.16; S₁₆ - 5.378
24.53	участке 5	W₅	м³/ч			W₃₉ - 24.39; S₆ - 5.368; S₅ - 5.367
24.54	участке 6	W₆	м³/ч			W₃₉ - 24.39; S₅ - 5.367; S₆ - 5.368
24.55	эквивалентном участке 31	W₁	м³/ч			W₃₉ - 24.39; S₃₁ - 24.4; S₃₅ - 24.8
24.56	эквивалентном участке 35	W₁₀	м³/ч			W₃₉ - 24.39; S₃₁ - 24.4; S₃₅ - 24.8
24.57	участке 12	W₁₂	м³/ч			W₁₀ - 24.56; S₁₂ - 5.374; S₃₃ - 24.6
24.58	эквивалентном участке 33	W₇	м³/ч			W₁₀ - 24.56; S₁₂ - 5.374; S₃₃ - 24.6
24.59	участке 8	W₈	м³/ч			W₇ - 24.58; S₉ - 19.15; S₈ - 5.370
24.60	эквивалентном участке	W₉	м³/ч			W₇ - 24.58; S₈ - 5.370; S₉ - 19.15
24.61	участке 11	W₁₁	м³/ч			W₁ - 24.55; S₁₁ - 5.373; S₂₉ - 24.2
24.62	эквивалентном участке 4	W₄	м³/ч			W₁ - 24.55; S₁₁ - 5.373; S₂₉ - 24.2
24.63	участке 2	W₂	м³/ч			W₄ - 24.62; S₃ - 5.365; S₂ - 19.15
24.64	участке 3	W₃	м³/ч			W₄ - 24.62; S₂ - 19.15; S₃ - 5.365
24.65	Расход воды через конденсатор № 1	W_к1	м³/ч	W₂ + W₁₅ + W₃ + W₁₆		W₂ - 24.63; W₁₅ - 24.51; W₃ - 24.64; W₁₆ - 24.52
24.66	Расход воды через конденсатор № 2	W_к2	м³/ч	W₉ + W₂₁ + W₈ + W₂₀		W₉ - 24.60; W₂₁ - 24.48; W₈ - 24.59; W₂₀ - 24.47
24.67	Учет ограничений по расходу воды через конденсаторы			Если W_к_i < W_мин, i = 1, 2, то расчет повторяется с п. 28 для следующего варианта состава j		; W_мин - 5.360
Расчет параметров теплового режима
24.68	Тепловая нагрузка конденсаторов	Q_к_i	Гкал/ч	Д_к_iΔi_к_i, i = 1, 2, где Δi_к_i = i_к_i - i_s_к_i		Д_к_i - 22.29; i_к_i - 22.139; i_s_к_i - 22.111
24.69	Суммарная тепловая нагрузка конденсаторов	Q_к_Σ	Гкал/ч			Q_к_i - 24.68
24.70	Расход воды через градирни № 1	W_г1	м³/ч	W₅ + W₁₈		W₅ - 24.53; W₁₈ - 24.41
24.71	Расход воды через градирню № 2	W_г₂	м³/ч	W₆ + W₁₉		W₆ - 24.54; W₁₉ - 24.42
24.72	Суммарный расход воды через градирни	W_г_Σ	м³/ч
24.73	Ширина зоны охлаждения градирен	Δt_г	°С	, где ΔN_мг_i = f(N_i)		Q_к_Σ - 24.69; W_гΣ - 24.72; f - 11.196; N_i - 22.295
24.74	Плотность орошения каждой градирни	q_i	м³/ч ∙ м²	, i = 1, 2		; F_г_i - 5.361
24.75	Расчетная температура охлаждения воды градирен без учета поправок		°С	f_i(Δt_г, q_i), i = 1, 2		f_i - 11.152; Δt_г - 24.73; q_i - 24.74
24.76	Поправка к температуре охлаждения воды на температуру и влажность наружного воздуха		°С			f - 11.153; t_нв - 22.215; φ - 22.335
	Поправка к температуре охлаждения воды:
24.77	на скорость ветра		°С	f(ω)		f - 11.154; ω - 22.336
24.78	на отклонение фактического состояния градирни от нормативного		°С	f(q_i), i = 1, 2		f - 11.200; q_i - 24.74
24.79	Температура охлажденной воды после градирен с учетом всех поправок	t_0i	°С	, где i = 1, 2		- 24.75; - 24.76; - 24.77; - 24.78
24.80	Температура воды на входе в конденсаторы	t₁₈	°С			t_0i - 24.79;
24.81	Нагрев воды в конденсаторах	Δt_к_i	°С	, i = 1, 2		Q_к_i - 24.68;
24.82	Скорость воды в трубках конденсаторов	υ_i	м/с	, i = 1, 2		; - 5.223; n₂ - 5.224
24.83	Коэффициент теплопередачи конденсаторов	K_i	Гкал/ч ∙ м² ∙ °С	Пп. 19.2 - 19.14		Q_i - 19.6; υ_i - 24.82; t_i_в - 24.80; d_в - 5.222; Д_к_i - 22.29;
24.84	Температурный напор конденсаторов	δt_к_i	°С			Δt_к_i - 24.81; K_i - 24.83; F_i - 5.226
24.85	Температура насыщения пара в конденсаторах	t_н_i	°С	t_1в + Δt_к_i + δt_к_i, i = 1, 2		t_1в - 24.80; Δt_к_i - 24.81; δt_к_i - 24.84
24.86	Давление пара в конденсаторах	P_к_i	кгс/см²	f(t_н_i), i = 1, 2		f - 7,5; t_н_i - 24.85
24.87	Изменение мощности турбины при сравнивании текущего варианта [j] и оптимального варианта [OP] из предыдущего шага		кВт	, i = 1, 2		f - 11.189; - 24.86; - 24.86; Д_к_i - 22.29
24.88	Изменение суммарной мощности турбин при сравнивании двух вариантов состава насосов		кВт			- 24.87
24.89	Изменение суммарной мощности насосов при сравнивании двух вариантов состава насосов [j] и [OP]		кВт			- 24.38; - 24.38
24.90	Изменение суммарной мощности насосов и турбин при сравнивании вариантов		кВт			- 24.88; - 24.89
24.91	Запоминание оптимального фактического варианта состава насосов для сравнения на следующем шаге с другим вариантом [j]			1. Выбор оптимального состава: OP = j, если , в противном случае OP сохраняет прежнее значение. 2. Расчет фактического режима: OP = Ф
24.92	Условие продолжения перебора вариантов состава			Если рассчитывается оптимальный режим и j < R, то расчет повторяется с п. 28 для следующего варианта состава
Расчет перерасхода топлива из-за отклонения режима насосов от оптимального
24.93	Блок расчета параметров циркуляционной системы при фактическом составе насосов и фактическом состоянии градирен			Пп. 24.29 - 24.91 при j = Ф			При расчете сравниваются оптимальный и фактический режимы
24.94	Нормативная мощность циркуляционных насосов, отнесенная на каждый турбоагрегат		кВт	, i = 1, 2		- 24.38;
24.95	Модуль отклонения расхода воды при фактическом режиме насосов от расхода при оптимальном режиме	ΔW_м	м³/ч			- 24.35; - 24.35
24.96	Отклонение фактического количества воды от оптимального	ΔR	м³	ΔW_м ∙ τ₀		ΔW_м - 24.95; τ₀ - 6.44
24.97	Суммарное изменение мощности из-за режима циркуляционных насосов и технического состояния градирен	ΔN_цс	кВт			- 24.90; ΔN_г - 23.21

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

3.1. Расчет накапливаемых фактических показателей

Таблица 25

Номер показателя	Наименование показателя	Обозначение	Размерность	Формула вычисления	Контрольное значение	Исходная информация	Накопление	Примечание
1	2	3	4	5	6	7	8	9
25.1	Условие проведения расчетов			K₅₅ = 1	1	K₅₅ - 2.55
25.2	...
25.3	Расчетная теплопроизводительность котла		Гкал/ч		539,04	G_пв - 22.1; i_пе - 22.90; - 22.107; Д_пп - 22.3; - 22.4; - 22.92; - 22.95; G_впр - 22.5; i_впр - 22.110
						Д_пе - 22.2; i_пе - 22.90; G_пв - 22.1; - 22.107; Д_пп - 22.3; - 22.4; - 22.92; - 22.95; G_впр - 22.5; i_впр - 22.110; G_пр - 22.7		Для барабанных котлов
25.4	Расчетный расход тепла на турбину		Гкал/ч		538,518	G_пв - 22.1; i₀ - 22.91; i_пв - 22.108; Д_пп - 22.3; - 22.4; - 22.93; - 22.94; G_впр - 22.5; i_впр - 22.110
						Д_пе - 22.2; i₀ - 22.91; G_пв - 22.1; i_пв - 22.108; Д_пп - 22.3; - 22.4; - 22.93; - 22.94; G_впр - 22.5; i_впр - 22.110; G_пр - 22.7; i_пр - 22.109;		Для барабанных котлов
25.5	...
25.6	Теплопроизводительность брутто котла		Гкал		541,479	- 25.3; - 25.4; - 5.59; τ₀ - 6.44; - 22.4; - 22.96; - 22.95	+
25.7	Теплоемкость мазута	C_тл	Ккал/(кг ∙ °С)	0,415 + 0,0006t_м	0,49	t_м - 22.204	-
25.8	Физическое тепло мазута	Q_тл	Гкал		1,09	G_м - 22.10; C_тл - 25.7; t_м - 22.204; τ₀ - 6.44;
25.9	Тепло, сообщенное мазуту		Гкал		1,0	G_м - 22.10; C_тл - 25.7; t_м - 22.204; - 22.216; τ₀ - 6.44	+
25.10	Тепло, сообщенное воздуху в калориферах	Q_кф	Гкал		13,336	G_кф - 22.9; i_кф - 22.104; i_{к кф} - 22.105; η_кф - 5.63; τ₀ - 6.44	+
25.11	Расход мазута на котел в условном топливе	B_м	т		24	G_м - 22.10; - 6.1; τ₀ - 6.44	+
25.12	Расход газа на котел в условном топливе	B_г	т		57,143	G_г - 22.11; - 6.2;	+
25.13	Суммарный расход условного топлива на котел		т		82,02	- 25.6; - 11.186; Q_кф - 25.10; Q_тл - 25.8	+	определяется по расчетной зависимости
25.14	Доля твердого топлива	l_т	-		0	- 25.13; - 25.11; B_г - 25.12	-
25.15	Доля мазута	l_м	-		0,2926	- 25.11; - 25.13;	-
25.16	Доля газа	l_г		1 - l_т - l_м	0,7074	l_т - 25.14; l_м - 25.15	-
25.17	Коэффициент для определения потерь тепла с уходящими газами при сжигании твердого топлива	K_т	-		0	a₁ - 5.66; d₁ - 5.69; - 6.4; - 6.3;		a₁; a₂; a₃; d₁; d₂; d₃ коэффициенты, устанавливаемые в зависимости от вида сжигаемого топлива
25.18	Коэффициент для определения потерь тепла с уходящими газами при сжигании твердого топлива	c_т	-		0	a₂ - 5.67; d₂ - 5.70; - 6.4; - 6.3
25.19	То же в	в_т	-		0	a₃ - 5.68; d₃ - 5.71; - 6.4; - 6.3	-
25.20	Коэффициент для определения потерь тепла с уходящими газами при сжигании мазута	K_м	-		3,5012	- 6.5; - 6.1	-
25.21	То же	c_м	-		0,4514	- 6.5; - 6.1	-
25.22	Коэффициент для определения потерь тепла с уходящими газами при сжигании смеси топлива	K	-	K_тl_т + 3,52l_г + K_мl_м	3,5145	K_т - 25.17; l_т - 25.14; l_г - 25.16; K_м - 25.20; l_м - 25.15	-
25.23	То же	c	-	c_тl_т + 0,63l_г + c_мl_м	0,5777	c_т - 25.18; l_т - 25.14; l_г - 25.16; c_м - 25.21; l_м - 25.15
25.24	То же	в	-	в_тl_т + 0,18l_г + 0,13l_м	0,16537	в_т - 25.19; l_т - 25.14; l_г - 25.16; l_м - 25.15	-
25.25	Поправочный коэффициент	ρ	-	0,02l_т + 0,1l_г + 0,05l_м	0,08537	l_т - 25.14; l_г - 25.16; l_м - 25.15	-
	Коэффициент избытка воздуха:
25.26	за котлом	α	-		1,1127	ρ - 25.25; О₂ - 9.6	-
25.27	в уходящих газах за воздухоподогревателем	α_ух	-		1,3868	ρ - 25.25; О_2ух - 9.7	-	При наличии измерения О_2ух за воздухоподогревателем
					1,3868	α - 25.26; - 6.11; - 22.444; G_пв - 22.1;		При отсутствии измерения О_2ух
	Присосы воздуха в тракте:
25.28	котел-дымосос	Δα	-		0,3165	K_α - 6.12; - 22.446; G_пв - 22.1	-
25.29	котел-воздухоподогреватель	Δα₁	-	α_ух - α	0,2741	α_ух - 25.27; α - 25.26	-
25.30	Коэффициент, учитывающий физическое тепло топлива и воздуха	K_Q	-		0,9755	- 25.13; Q_кф - 25.10; Q_тл - 25.8;	-
	Потери тепла:
25.31	с механической неполнотой сгорания	q₄	%		0	α_ун - 5.102; Г_шл - 6.13; Г_ун - 6.14; A^р - 6.15; K_Q - 25.30; l_т - 25.14; - 6.3	-
25.32	с уходящими газами	q₂	%		7,61	K - 25.22; α_ух - 25.27; c - 25.23; υ_ух - 22.209; в - 25.24; t_хв - 22.205; q₄ - 25.31; K_Q - 25.30	-
25.33	в окружающую среду	q₅	%		0,23	- 5.105; K_Q - 25.30; - 5.98; - 25.6	-
25.34	с физическим теплом шлака	q₆_шл	%		0	A^р - 6.15; α_ун - 5.102; [c_шлt_шл] - 5.106; K_Q - 25.30; l_т - 25.14; - 6.3; Г_шл - 6.13	-	[c_шлt_шл], ккал/кг – постоянная величина
25.35	на охлаждение конструкций и узлов котла	q₆_охл	%		0	Q_охл - 5.78; - 25.13; K_Q - 25.30
25.36	с химической неполнотой сгорания	q₃	%		0	- 9.9; K_Q - 25.30	-
25.37	КПД брутто котла по обратному балансу		%	100 - q₂ - q₃ - q₄ - q₅ - q_6шл - q_6охл	92,16	q₂ - 25.32; q₃ - 25.36; q₄ - 25.31; q₅ - 25.33; q_6шл - 25.34; q_6охл - 25.35	-
25.38	Расход условного топлива на котел (по обратному балансу)	B_к	т		81,874	- 25.6; - 25.37; Q_кф - 25.10; Q_тл - 25.8	+
25.39	Располагаемое тепло топлива		Гкал	B_к7 + Q_кф + Q_тл	587,544	B_к - 25.38; Q_кф - 25.10; Q_тл - 25.8	+
	Расход твердого топлива на котел:
25.40	в условном топливе	B_т	т	B_к – B_м – B_г	0	B_к - 25.38; B_м - 25.11; B_г - 25.12
25.41	в натуральном топливе	B_т(н)	т		0	B_т - 25.40; - 6.3	+
	Потери тепла:
25.42	связанные с подогревом воздуха в калориферах		Гкал		0,432	K₂₆ - 2.26; G_кф - 22.9; - 22.106; i_s_к - 22.139; i_кф - 22.104; i_{к кф} - 22.105; η_кф - 5.63; τ₀ - 6.44	-	При охлаждении конденсата калориферов питьевой водой
						K₂₆ - 2.26; G_кф - 22.9; K_кф - 5.76; i_{к расш} - 22.112; i_к - 22.139; i_кф - 22.104; i_{к кф} - 22.105; η_кф - 5.63; τ₀ - 6.44	-	При охлаждении конденсата калориферов в расширителе
25.43	в мазутном хозяйстве		Гкал		2,916	G_м - 22.10; q_мх - 22.451; - 25.9; τ₀ - 6.44	+
25.44	на размораживающем устройстве		Гкал	B_т(н)q_ттτ₀	0	B_т(н) - 25.41; q_тт - 22.452; τ₀ - 6.44	+
25.45	Расход тепла на СН котельной установки		Гкал		8,065	- 25.43; - 25.44; - 25.42; - 22.453; n - 22.454; K_к - 5.169; d_ф - 22.455; G_м - 22.10; i_ф - 22.103; i_исх - 22.116; Д_обд - 22.8; i_обд - 22.98; - 22.33; - 22.114; K_ХОВ - 5.167; τ₀ - 6.44; - 9.10;	+
25.46	Внутренняя мощность ПТН	N_птн	кВт		10070,4	K₂₅ - 2.25; K_ПУ - 5.179; Д_ПТН - 22.12; - 22.101; - 22.102
	Расход электроэнергии:
25.47	на тягу и дутье	э_тд	кВт ∙ ч		3404	N_дв - 22.298; N_д - 22.297; N_др - 22.299; N_вгд - 22.301; τ₀ - 6.44	+
25.48	питание котельной установки водой	эн_пв	кВт ∙ ч	(N_ПЭН + N_БН + N_ПТН)τ₀	10780,4	N_ПЭН - 22.300; N_БН - 22.302; N_ПТН - 25.46; τ₀ - 6.44	+
25.49	на пылеприготовление	э_пл	кВт ∙ ч	(N_м + N_мв)τ₀	0	N_м - 22.303; N_мв - 22.301; τ₀ - 6.44	+
25.50	общестанционных СН, относимый к данному энергоблоку		кВт ∙ ч		841,6	- 22.33; - 22.458; G_м - 22.10; э_мх - 22.459; B_т(н) - 25.41; э_тт - 22.460; τ₀ - 6.44	+
25.51	на СН котельной установки		кВт ∙ ч		5393,1	э_тд - 25.47; э_пп - 25.49; N_ПЭН - 22.300; N_БН - 22.302; N_НРС - 22.305; τ₀ - 6.44; - 25.50; - 22.461; h - 5.180	+
25.52	на СН турбоагрегата		кВт ∙ ч		3672,5	N_кн - 22.307; W - 22.30; э_цн - 22.462; τ₀ - 6.44; - 22.461; h - 5.180	+
25.53	Расход тепла на СH турбоагрегата		Гкал		2,614	- 22.453; n - 22.454; K_т - 5.178; - 22.457; τ₀ - 6.44	+
25.54	Тепловая нагрузка теплофикационных отборов	Q_т	Гкал/ч	; при K₆₀ = 1 показатели в пп. 25.54 ÷ 25.61, 25.67, 25.71 ÷ 25.75, 25.78, 25.83, 25.127, 25.128 принять равным нулю	164,3	G_св - 22.15; - 22.118; - 22.121; η_БУ - 5.172; τ₀ - 6.44	+
25.55	Тепловая нагрузка встроенного пучка конденсатора	Q_ВПК	Гкал		0	G_ВПК - 22.16; - 22.226; - 22.225; τ₀ - 6.44	+
25.56	Тепло, полученное сетевой водой за счет нагрева ее в сетевых насосах	Q_сет.н	Гкал		1,79	N_сет - 22.306; η_эмн - 5.193; τ₀ - 6.44	+
	Потери тепла:
25.57	с охлаждением конденсата ПСГ в ОК-2 циркуляционной водой		Гкал		1,444	K₄₄ - 2.44; - 22.27; - 22.123; - 22.188; τ₀ - 6.44	+
25.58	бойлерной установкой		Гкал	Q_т(100 - η_БУ)10^-2	0,821	Q_т - 25.54; η_БУ - 5.172;	+
25.59	связанные с подготовкой подпиточной воды теплосети для данного энергоблока		Гкал		0,2	K_ХУВ - 5.175; - 22.17; i_ХУВ - 22.113; i_исх - 22.116; τ₀ - 6.44		Для схемы приготовления подпиточной воды на ВПУ. При использовании для подпитки питьевой воды
25.60	Полезный отпуск тепла энергоблоком	Q_отп	Гкал		211,89	Q_т - 25.54; η_БУ - 5.172; Q_ВПК - 25.55; Q_сет.н - 25.56; - 9.52; l_ПВК - 9.51; - 22.453; τ₀ - 6.44; K_к - 5.169; K_т - 5.178; n - 22.454	+
25.61	Потери тепла с отпуском внешним потребителям		Гкал	, где	2,465	- 25.57; - 25.58; - 25.59 - 22.20; - 22.189; t_кпс1 - 22.243	+
25.62	Переток тепла на энергоблок	Q_перет	Гкал		23,74	G_м - 22.10; q_мх - 22.451; B_т(н) - 25.41; q_тт - 22.452; - 22.33; - 22.114; i_исх - 22.116; K_ХОВ - 5.167; d_ф - 22.455; G_м - 22.10; K₂₉ - 2.29; Д_обд - 22.8; K₂₇ - 2.27; G_кф - 22.9; K₃₁ - 2.31; Д_д - 22.14; K₄₇ - 2.47; Д_упл - 22.34; K₄₈ - 2.48; Д_эж - 22.36; Д_руск - 22.13; i_руск - 22.97; - 22.37; i_кмх - 22.127; - 22.38; i_крм - 22.128; τ₀ - 6.44	+
25.63	Расход тепла на производство электроэнергии, включая расход на ПТН		Гкал		371,97	- 25.6; Q_перет - 25.62; - 25.45; Q_кф - 25.10; - 25.9; - 25.53; Q_т - 25.54; - 25.61; - 5.59; τ₀ - 6.44; Q_ВПК - 25.55	+
25.64	Удельный расход тепла брутто на турбоагрегат	q_т	ккал/(кВт ∙ ч)		1472,3	- 25.63; N_т - 9.12; N_ПТН - 25.46; τ₀ - 6.44	-
25.65	Условный расход тепла на ПТН	Q_ПТН	Гкал	q_тN_ПТНτ₀10^-6	14,83	q_т - 25.64; N_ПТН - 25.46; τ₀ - 6.44	+
25.66	Расход тепла на производство электроэнергии	Q_э	Гкал		357,14	- 25.63; Q_ПТН - 25.65	+
25.67	Выработка электроэнергии по теплофикационному циклу	э_тф	кВт ∙ ч		104826,2	Д_руск - 22.13; i_исх - 2.116; i_руск - 22.97; τ₀ - 6.44; η_эм - 5.181; K₅₈ - 2.58; G_св - 22.15; - 22.120; - 22.121; э₂ - 22.326; K₅₉ - 2.59; - 22.118; э₃ - 22.327; Q_кф - 25.10; э₅ - 22.329; э₇ - 22.331; N_ПТН - 25.46; N_т - 9.12;	+
25.68	Доля электрических собственных нужд котельной установки, относимая на производство электроэнергии	K_э			0,682	Q_э - 25.66; - 25.53; Q_от - 25.60; - 25.61; - 9.52; l_ПВК - 9.51; τ₀ - 6.44; Q_сет.н - 25.56	-
25.69	Вакуум в конденсаторе турбины	V	%		90,17	P_к - 22.270	-
	Температурный напор:
25.70	в конденсаторе	δt_к	°С	t_s_к – t_2в	20,3	- 22.201; t₂_в - 22.202;	-
25.71	в ПСВ № 1	δt_пс1	°С		3,8	t_S₂ - 22.242; - 22.198	-
25.72	в ПСВ № 2	δt_пс2	°С		0,5	t_s_пс₂ - 22.199; - 22.200	-
	Тепловая нагрузка:
25.73	ПСВ № 1	Q_пс1	Гкал	при K₆₀ = 1 Q_пс1 = 0	85,27	G_св - 22.15; - 22.120; - 22.121; τ₀ - 6.44; η_бу - 5.172; K₆₀ - 2.60	+
25.74	ПСВ № 2	Q_пс₂	Гкал	при K₆₀ = 1 или K₅₉ = 1 Q_пс2 = 0	79,03	G_св - 22.15; - 22.118; - 22.120; τ₀ - 6.44; η_бу - 5.172; K₆₀ - 2.60; K₅₉ - 2.59	+
	Расход электроэнергии на:
25.75	теплофикационную установку данного энергоблока		кВт ∙ ч		3530	N_сет - 22.306; N_КНБ - 22.308; - 22.17; э_подп - 22.463; - 22.309; l_ПВК - 9.51; τ₀ - 6.44	+
25.76	СH котельной установки, относимый на производство электроэнергии		кВт ∙ ч		3678,1	K_э - 25.68; - 25.51	+
25.77	СH энергоблока, относимый на производство электроэнергии		кВт ∙ ч		7350,6	- 25.76; - 25.52	+
25.78	СН энергоблока, связанный с отпуском тепловой энергии		кВт ∙ ч		5245	- 25.51; K_э - 25.68; - 25.75	+
25.79	Расход условного топлива эквивалентный перетоку тепла	B_перет	т		3,81	Q_перет - 25.62; η_перет - 6.22	+
25.80	Выработка электроэнергии энергоблоком	э_бл	кВт ∙ ч	N_тτ₀	242580	N_т - 22.295; τ₀ - 6.44	+
25.81	Отпуск электроэнергии энергоблоком		кВт ∙ ч		229984,4	э_бл - 25.80; - 25.77; - 25.78	+
	Расход условного топлива на отпуск:
25.82	электроэнергии	B_э	т		57,13	B_к - 25.38; B_перет - 25.79; K_э - 25.68; - 25.81; - 25.78	+
25.83	тепловой энергии	B_тэ	т		36,24	B_к - 25.38; B_перет - 25.79; B_э - 25.82; - 9.53; l_ПВК - 9.51	+
25.84	Добавок химически обессоленной воды в конденсатор	G_ХОВ	т		30	- 22.33; τ₀ - 6.44	+
25.85	Потери давления в тракте промперегрева	ΔP_пп	%		18	- 22.267; - 22.268	-
25.86	Коэффициент мощности	cosφ			0,8	N_т - 22.295; - 22.29	-
25.87	Выработка электроэнергии по конденсационному циклу	э_к	кВт ∙ ч	э_бл - э_тф	137753,8	э_бл - 25.80; э_тф - 25.67	+
	Расход:
25.88	газа на котел	G_г	тыс. м³	G_гτ₀	50	G_г - 22.11; τ₀ - 6.44	+
25.89	мазута на котел в натуральном топливе	G_м	т	G_мτ₀	17,8	G_м - 22.10; τ₀ - 6.44	+
25.90	условного топлива на энергоблок (без ПВК) с учетом перетока тепла		т	B_к + B_перет	85,68	B_к - 25.38; B_перет - 25.79	+
25.91	Паропроизводительность B_м - 25.11; B_г - 25.12; Q_кф - 25.10; Q_тл котла	Д_пе	т	G_пвτ₀	851	G_пв - 22.1; τ₀ - 6.44	+
25.92	Расход пара в тракте холодного промперегрева	Д_пп	т	Д_ппτ₀	676,6	Д_пп - 22.3; τ₀ - 6.44	+
25.93	Располагаемое тепло топлива (по измерениям газа и мазута)		Гкал	(B_м + B_г)7 + Q_кф + Q_тл	582,43	B_м - 25.11; B_г - 25.12; Q_кф - 25.10; Q_тл - 25.8	+
25.94	Расход электроэнергии на питание котла водой		кВт ∙ ч	(N_ПЭН + N_БН)τ₀	710	N_ПЭН - 22.300; N_БН - 22.302; τ₀ - 6.44	+
25.95	Расход электроэнергии на конденсатные насосы	э_кн	кВт ∙ ч	N_кнτ₀	900	N_кн - 22.307; τ₀ - 6.44	+
25.96	Потери тепла с непрерывной продувкой		т		0	K_пр - 5.117; G_пр - 22.7; - 5.118; τ₀ - 6.44	+
25.97	Отпуск тепла от РУ 40/13	Q_руск	Гкал/ч	Д_руск(i_руск - i_исх)10^-3	0	Д_руск - 22.13; i_руск - 22.97; i_исх - 22.116	-
25.98	Расход тепла на отопление, относимый к данному энергоблоку		Гкал		6,04	- 9.32; n - 22.454	+
25.100	Расчетный комплекс	F₁₀₀	кгс ∙ т см²	p_пеД_к	189347,5	р_пе - 22.265; Д_к - 25.91	+
25.101	То же	F₁₀₁	°С ∙ т	t_пеД_к	464220,5	t_пе - 22.190; Д_к - 25.91	+
25.102	-»	F₁₀₂	°С ∙ т		467284,1	- 22.192; Д_к - 25.91	+
25.103	-»	F₁₀₃	°С ∙ т		224493,8	- 22.195; Д_к - 25.91	+
25.104	-»	F₁₀₄	°С ∙ т	t_хвB_к	818,74	t_хв - 22.205; B_к - 25.38	+
25.105	-»	F₁₀₅	°С ∙ т		5731,18	- 22.207; B_к - 25.38	+
25.106	-»	F₁₀₆	°С ∙ т		1637,48	- 22.206; B_к - 25.38	+
25.107	-»	F₁₀₇	°С ∙ т		4093,7	- 25.105; - 25.106	+
25.108	-»	F₁₀₈	°С ∙ т	t_гвB_к	28819,65	t_гв - 22.208; B_к - 25.38	+
25.109	-»	F₁₀₉	°С ∙ т	υ_ухB_к	12444,85	υ_ух - 22.209; B_к - 25.38	+
25.110	-»	F₁₁₀	т	αB_к	91,101	α - 25.26; B_к - 25.38	+
25.111	-»	F₁₁₁	т	α_ухB_к	113,54	α_ух - 25.27; B_к - 25.38	+
25.112	-»	F₁₁₂	т	Δα₁B_к	22,44	Δα₁ - 25.29; B_к - 25.38	+
25.113	-»	F₁₁₃	т	ΔαB_к	25,91	Δα - 25.28; B_к - 25.38	+
25.114	Расчетный комплекс	F₁₁₄	% ∙ Гкал		4471,21	q₂ - 25.32; - 25.39	+
25.115	To же	F₁₁₅	% ∙ Гкал		0	q₃ - 25.36; - 25.39	+
25.116	-»	F₁₁₆	% ∙ Гкал		0	q₄ - 25.31; - 25.39	+
25.117	-»	F₁₁₇	% ∙ Гкал		135,135	q₅ - 25.33; - 25.39	+
25.118	-»	F₁₁₈	% ∙ Гкал		0	q₆_шл - 25.34; - 25.39	+
25.119	-»	F₁₁₉	% ∙ Гкал		0	q₆_охл - 25.35; - 25.39	+
25.120	-»	F₁₂₀	кВт ∙ ч	(N_т + N_ПТН)τ₀	252650,4	N_т - 22.295; N_ПТН - 25.46; τ₀ - 6.44	+
25.121	-»	F₁₂₁	т ∙ кгс см²	р_оД_пе	207644	р_о - 22.266; Д_пе - 25.91	+
25.122	-»	F₁₂₂	°С ∙ т	t_оД_пе	462944	t_о - 22.191; Д_пе - 25.91	+
25.123	-»	F₁₂₃	кгс ∙ т см²	р_тД_пп	848,46	р_т - 22.269; Д_пп - 25.92	+
25.124	-»	F₁₂₄	°С ∙ т		213399,6	- 22.194; Д_пп - 25.92	+
25.125	-»	F₁₂₅	°С ∙ т		370776,8	- 22.193; Д_пп - 25.92	+
25.126	-»	F₁₂₆	°С ∙ т	t_пвД_пе	224493,8	t_пв - 22.196; Д_пе - 25.91	+
25.127	-»	F₁₂₇	°С ∙ Гкал	δt_пс2Q_пс2	39,51	δt_пс2 - 25.72; Q_пс2 - 25.74	+
25.128	-»	F₁₂₈	°С ∙ Гкал	δt_пс1Q_пс1	324,03	δt_пс1 - 25.71; Q_пс1 - 25.73	+
25.129	-»	F₁₂₉	°С ∙ Гкал	δt_кД_кτ₀	5314,54	δt_к - 25.70; Д_к - 22.29; τ₀ - 6.44	+
25.130		F₁₃₀	кгс ∙ т см²	p_кД_кτ₀	25,735	p_к - 22.270; Д_к - 22.29; τ₀ - 6.44	+
25.131	-»	F₁₃₁	°С ∙ ч	t_1вτ₀	18,3	t_1в - 22.203; τ₀ - 6.44	+
25.132	-»	F₁₃₂	°С ∙ Гкал	t₂_вД_к	6492,64	t₂_в - 22.202; Д_к - 22.29	+
25.133	-»	F₁₃₃	кВт ∙ ч	э_цнWτ₀	1960	э_цн - 22.462; W - 22.30; τ₀ - 6.44	+
25.134	Расчетный комплекс	F₁₃₄	ч	cosφτ₀	0,8	cosφ - 25.86; τ₀ - 6.44	+
25.135	То же	F₁₃₅	°С ∙ т		165604,6	- 4.178; Д_пе - 25.91	+
25.136	-»	F₁₃₆	т		0	- 25.13; B_м - 25.11; B_г - 25.12	+

3.2. Расчет накапливаемых нормативных показателей энергоблоков

Таблица 26

Номер показателя	Наименование показателя	Обозначение	Размерность	Формула вычисления	Значение в контрольном примере	Исходная информация	Накопление	Примечание
1	2	3	4	5	6	7	8	9
Турбоагрегат
26.1	Признак работы энергоблока в конденсационном режиме	R_к		R_к = 1 при K₆₀ = 1; R_к = 0 при K₆₀ = 0		K₆₀ - 2.60	-	Признаки переключений технологической схемы энергоблока: K₅₇, K₅₈, K₅₉, K₆₀ и K₆₄ накапливаются и усредняются в соответствии с примечанием к табл. 2
26.2	Признак работы энергоблока с одноступенчатым подогревом сетевой воды. Тепловой график		-	при K₅₉ и K₅₇ = 1; при K₅₇ = 0		K₅₇ - 2.57; K₅₉ - 2.59
26.3	Признак работы энергоблока с одноступенчатым подогревом сетевой воды. Электрический график		-	при K₅₉ = 1 и K₅₇ = 0; при K₅₇ = 1		K₅₇ - 2.57; K₅₉ - 2.59	-
26.4	Признак работы энергоблока с двухступенчатым подогревом сетевой воды. Тепловой график		-	при: а) K₅₈ = 1 и K₅₇ = 1; б) K₅₉ = 1, K₅₇ = 1 и ; при K₅₇ = 0		K₅₈ - 2.58; K₅₇ - 2.57; K₅₉ - 2.59; - 22.418	-	При K₆₃ = 1 (положение регулирующей диафрагмы ЦНД на верхнем упоре) признаки и формируются только по условию, указанному в п. а
26.5	Признак работы энергоблока с двухступенчатым подогревом сетевой воды. Электрический график		-	при а) K₅₈ = 1 и K₅₇ = 0; б) K₅₉ = 1, K₅₇ = 0 и ; при K₅₇ = 1		K₅₇ - 2.57; K₅₈ - 2.58; K₅₉ - 2.59; - 22.418	-
26.6	Признак работы энергоблока с трехступенчатым подогревом сетевой воды		-	при K₆₄= 1; при K₆₄ = 0		K₆₄ - 2.64	-
26.7	Расход пара на турбину (конденсационный режим)		т/ч	f(N_т)R_к		f - 11.18; N_т - 22.295; R_к - 26.1	-
26.8	Расход тепла на турбину (конденсационный режим, без поправок на внешние условия)		Гкал/ч	f(N_т)R_к		f - 11.34; N_т - 22.295; R_к - 26.1	-
26.9	Расход пара в ЦНД (конденсационный режим)		т/ч			f - 11.35; - 26.7; R_к - 26.1	-
26.10	Мощность, развиваемая турбиной при работе по тепловому графику с одноступенчатым подогревом сетевой воды (без поправок на внешние условия)		кВт			f - 11.37; Q_т - 25.54; - 22.282; - 26.2; - 26.3; τ₀ - 6.44	-
26.11	Расход пара на турбину при работе по тепловому графику с одноступенчатым подогревом сетевой воды		т/ч			f - 11.36; - 26.10; - 22.282; - 26.2	-
26.12	Относительный прирост расхода тепла при работе по тепловому графику с одноступенчатым подогревом сетевой воды		Гкал/МВт ∙ ч			f - 11.16; - 22.282; - 26.2; - 26.3	-
26.13	Относительный прирост расхода тепла при работе по электрическому графику с одноступенчатым подогревом сетевой воды		Гкал/МВт ∙ ч			f - 11.17; - 22.282; - 26.3	-
26.14	Расход пара на турбину при работе по электрическому графику с одноступенчатым подогревом сетевой воды		т/ч	; ; ; ; ;		f₁ - 11.38; f₂ - 11.39; f₃ - 11.37; f₄ - 11.36; N_т - 22.295; - 22.282; Q_т - 25.54; - 26.3	-
26.15	Условный расход тепла на холостой ход при работе по электрическому или тепловому графику с одноступенчатым подогревом сетевой воды		Гкал/ч			f - 11.32; - 22.282; - 26.3; - 26.2	-
26.16	Мощность, развиваемая турбиной при работе по тепловому графику с двухступенчатым подогревом сетевой воды (без поправок на внешние условия)		кВт			f - 11.42; - 26.5; Q_т - 25.54; - 22.290; - 26.4	-
26.17	Расход пара на турбину при работе по тепловому графику с двухступенчатым подогревом сетевой воды		т/ч	при Д₀ < 750 т/ч; при Д₀ ≥ 750 т/ч		f₁ - 11.40; f₂ - 11.41; - 26.16; - 22.290; - 26.4	-
26.18	Относительный прирост расхода тепла при работе по тепловому графику с двухступенчатым подогревом сетевой воды		Гкал/МВт ∙ ч			f - 11.16; - 22.290; - 26.4; - 26.5	-
26.19	Относительный прирост расхода тепла при работе по электрическому графику с двухступенчатым подогревом сетевой воды		Гкал МВт ∙ ч			f - 11.17; - 22.290; - 26.5	-
26.20	Расход пара на турбину при работе по электрическому графику с двухступенчатым подогревом сетевой воды		т/ч	; ; ; ; при определяется: , где S₂ = [N_т – 0,6667(Q_т - 150)]10^-2		f₁ - 11.46; S₂ - 11.45; f₃ - 11.43; f₄ - 11.44; f₅ - 11.40; - 22.290; Q_т - 25.54; N_т - 22.295	-
26.21	Условный расход тепла на холостой ход при работе по электрическому и тепловому графику нагрузки с двухступенчатым подогревом сетевой воды		Гкал/ч			f - 11.132; - 26.4; - 26.5; - 22.290
26.22	Мощность, развиваемая турбиной при работе по тепловому графику с трехступенчатым подогревом сетевой воды (без поправок на внешние условия)		кВт			f - 11.47; Q_т - 25.54; - 22.290; - 26.6	-
26.23	Расход пара на турбину при работе с трехступенчатым подогревом сетевой воды		т/ч			f - 11.49; Q_т - 25.54; - 22.290; - 26.6	-
26.24	Расход тепла на выработку электроэнергии при работе по тепловому графику с одно- или двухступенчатым подогревом сетевой воды (без поправок на внешние условия)		Гкал/ч			При : - 26.15; - 26.12; - 26.10 При : - 26.21; - 26.18; - 26.16; - 26.2; - 26.4	-
26.25	Расход тепла на выработку электроэнергии при работе по электрическому графику с одно- или двухступенчатым подогревом сетевой воды (без учета ПТН и поправок на внешние условия)		Гкал/ч			При : - 26.15; - 26.12; - 26.10; N_т - 22.295; - 26.13 При : - 26.21; - 26.18; - 26.16; - 26.3; - 26.5	-
26.26	Поправка к мощности турбины на отклонение потерь давления в тракте промперегрева от расчетного значения		МВт			- 22.464; - 5.80; - 5.81; R_к - 26.1; - 26.3; - 26.2; - 26.5; - 26.4; - 26.6	-
26.27	Поправка к мощности турбины на отклонение нагрева сетевой воды в ПСВ	ΔN_Δτ	МВт			f - 11.59; - 22.200; - 22.219; Δt_пс - 5.196; Q_т - 25.54; - 22.290; - 26.5; - 26.4; - 26.6	-
26.28	Поправка к мощности турбины на подачу пара от РУ 40/13 в коллектор СН		МВт			- 22.433; - 22.13; - 26.6; R_к - 26.1; - 26.5; - 26.3; - 26.4	-
26.29	Поправка к мощности турбины на подачу пара на концевые уплотнения из деаэратора		МВт			- 22.318; - 5.194; - 26.1; - 26.3; - 26.5; - 26.4; - 26.2; - 26.6	-
26.30	Поправка к мощности турбины на отключение ЦНД		МВт			f - 11.166; - 22.290; Q_т - 25.54; - 26.2; - 26.4	-
26.31	Поправка к мощности турбины на подачу пара на эжекторы из деаэратора		МВт	при ; при ; при ;		- 22.316; - 5.268; - 22.406; - 22.408; - 22.410; - 26.1; - 26.2; - 26.3; - 26.4; - 26.5; - 26.6	-
26.32	Отпуск тепла из j-го отбора турбины (выхлопа ПТН) на калориферы		Гкал/ч			Q_кф - 25.10; - 25.42; τ₀ - 6.44; - 5.82; - 22.206; - 22.207; K₂₆ - 2.26; - 26.1; - 26.2; - 26.3; - 26.4; - 26.5; - 26.6	-
26.33	Расход пара на калориферы из j-го отбора турбин		т/ч			- 26.32; Δi_кф - 5.83; - 26.1; - 26.2; - 26.3; - 26.4; - 26.5; - 26.6	-
26.34	Поправка к мощности турбины на отпуск тепла на калориферы из j-го отбора (выхлопа ПТН)		МВт			- 22.315; - 26.33; - 26.1; - 26.2; - 26.3; - 26.4; - 26.5; - 26.6	-
26.35	Изменение мощности турбины при переходе на работу со скользящим давлением свежего пара	ΔN_ск	МВт			f - 11.33; - 26.7 при ; - 26.11 при ; - 26.17 при ; - 26.20 при ; - 26.23 при ; - 22.420; - 26.1; - 26.2; - 26.3; - 26.4; - 26.5; - 26.6	-
26.36	Расход пара через 26-ю ступень	Д₂₆	т/ч			f - 11.133; - 22.290; - 26.11 при ; - 26.14 при ; - 26.17 при ; - 26.20 при ; - 26.2; - 26.3; - 26.4; - 26.5	-
26.37	Доля поправки к мощности, относимой к теплофикационному потоку	d_т				Q_т - 25.54; Д₂₆ - 26.36; - 26.2; - 26.3; - 26.4; - 26.5	-
26.38	Расход пара в ЦНД		т/ч	Д₂₆(1 - d_т)		Д₂₆ - 26.36; d_т - 26.37	-
26.39	Давление пара в конденсаторе при расчетном расходе охлаждающей воды		кгс/см²			f - 11.50; - 22.203; - 26.38 при или , или , или ; - 26.9 при R_к = 1	-
26.40	Поправка к давлению отработавшего пара на отклонение оптимального расхода охлаждающей воды от расчетного		кгс/см²			- 5.84; - 26.38 при , или , или , или ; - 26.9 при R_к = 1; W^опт - 24.65; W^расч - 5.86	-
26.41	Давление пара в конденсаторе при оптимальном расходе охлаждающей воды		кгс/см²			- 26.39; - 26.40	-
26.42	Давление отработавшего пара в конденсаторе при расчетном расходе и расчетной температуре охлаждающей воды		кгс/см²			f - 11.50; - 5.85; - 26.9 при R_к = 1; - 26.38 при , или , или , или ; R_к - 26.1; - 26.2; - 26.3; - 26.4; - 26.5		Рассчитывается при построении диаграммы режимов при и W = const
26.43	Изменение мощности турбины при отклонении давления отработавшего пара от расчетного	ΔN_рк	МВт			f - 11.189; - 26.41; - 26.42; - 26.9 при R_к = 1; - 26.38 при , или , или , или ; R_к - 26.1; - 26.2; - 26.3; - 26.4; - 26.5
26.44	Расход питательной воды, идущей на впрыск в промежуточный пароперегреватель		т/ч			f - 11.51; - 26.7 при R_к = 1; - 26.11 при ; - 26.14 при ; - 26.17 при ; - 26.20 при ; - 26.23 при ; R_к - 26.1; - 26.2; - 26.3; - 26.4; - 26.5; - 26.6	-
26.45	Изменение мощности турбины из-за впрыска питательной воды в промежуточный пароперегреватель	ΔN_впр	МВт			- 22.465; - 26.44	-
26.46	Изменение мощности турбины при отклонении cosf от номинального	ΔN_cosf	МВт			f - 11.53; N_т - 22.295 при , или , или R_к = 1; N_т - 26.10 при ; N_т - 26.16 при ; N_т - 26.22 при ; R_к - 26.1; - 26.2; - 26.3; - 26.4; - 26.5; - 26.6	-
26.47	Поправка к мощности турбины на отклонение нормативного расхода конденсата ПСВ, поступающего на обессоливание, от расчетного значения	ΔN_пс	МВт			- 22.349; - 22.350; - 22.22; - 22.21; - 22.26; - 22.25; - 26.2; - 26.4; - 26.5; - 26.3; - 26.6	-
26.48	Поправка к расходу тепла на турбину на охлаждение основного конденсата перед БОУ циркуляционной водой		Гкал/ч	При При		- 22.189; - 22.188; K₄₄ - 2.44; - 22.22; - 22.21; - 22.28; - 22.23; - 22.188; - 22.354; - 22.26; - 22.25; - 22.18; - 22.189; - 22.22; - 26.2; - 26.4; - 26.5; - 26.3; - 26.6; K₄₄ - 2.44	-
26.49	Поправка к расходу тепла на турбину на охлаждение встроенного пучка подпиточной водой теплосети		Гкал/ч			G_ВПК - 22.16; - 22.226; - 22.225; K₄₅ - 2.45; - 26.6	-	Для открытых систем водоразбора
26.50	Электромеханический КПД турбоагрегата		%			f - 11.155; N_т - 22.295 при R_к = 1, или , или ; N_т - 26.10 при ; N_т - 26.16 при ; N_т - 26.22 при ; R_к - 26.1; - 26.2; - 26.3; - 26.4; - 26.5; - 24.6	-
26.51	Изменение расхода тепла, отводимого из конденсатора, из-за подачи пара на основные эжекторы	ΔQ_кэж	Гкал/ч	При При При		- 22.346; - 5.268; - 22.406; - 22.408; - 22.410; R_к - 26.1; - 26.2; - 26.3; - 26.4; - 26.5; - 26.6	-
26.52	Изменение расхода тепла в конденсатор при отклонении исходно нормативной плотности диафрагмы от нормативной		Гкал/ч			- 5.210; - 5.420; - 22.282; Δi_к - 5.203; - 26.2; - 26.4; - 26.6	-
26.53	Изменение мощности турбоагрегата при отклонении исходно нормативной плотности диафрагмы от нормативной	ΔN_дф	МВт			Э_к - 22.334; - 26.52	-
26.54	Изменение расхода тепла, отводимого из конденсатора, из-за подачи пара на концевые уплотнения турбины из деаэратора		Гкал/ч			- 22.348; - 5.194	-
26.55	Изменение расхода тепла, отводимого из конденсатора, из-за подачи пара на калориферы котла из j-го отбора турбины (выхлопа ПТН)		Гкал/ч			- 22.345; - 26.33	-
26.56	Мощность турбины при работе по тепловому графику (с поправками на внешние условия)		кВт			- 26.10 при или ; - 26.16 при или ; - 26.22 при ; - 26.26; ΔN_Δτ - 26.27; - 26.28; ΔN_дск - 22.466; - 26.29; - 26.30; - 26.31; - 26.34; ΔN_ск - 26.35; ΔN_пс - 26.47; ΔN_впр - 26.45; ΔN_дф - 26.53; ΔN_cosf - 26.46; ΔN_рк - 26.43	-
26.57	...
26.58	Внутренняя мощность питательного турбонасоса	N_i_ПТН	кВт			f - 11.30; - 26.7 при R_к = 1; - 26.11 при ; - 26.14 при ; - 26.17 при ; - 26.20 при ; - 26.23 при	-
26.59	Удельный расход тепла брутто на турбину (без поправок на внешние условия)		ккал/кВт ∙ ч			- 26.24 при или ; - 26.25 при или ; N_т - 22.295 при или ; N_т - 26.10 при ; N_т - 26.16 при ; - 26.2; - 26.4; - 26.3; - 26.5	-
26.60	Условный расход тепла на ПТН (без поправок на внешние условия)		Гкал/ч			- 26.59; - 26.58	-
26.61	Расход тепла на турбину с учетом ПТН (без поправок на внешние условия)		Гкал/ч			- 26.24 при или ; - 26.25 при или ; - 26.60; - 26.3; - 26.5; - 26.2; - 26.4	-
26.62	Расход тепла на турбину с учетом ПТН, приведенный к фактическим внешним условиям		Гкал/ч	а) Трехступенчатый подогрев сетевой воды б) Одно- или двухступенчатый подогрев сетевой воды Тепловой график Электрический график в) Конденсационный режим		- 26.56; - 26.58; - 26.50; ΔQ_т - 5.87; - 26.6; - 26.61; - 26.32; - 25.97; - 26.48; - 26.49; ΔQ_{к кф} - 26.55; - 26.54; - 26.52; - 22.324; ΔQ_{к эж} - 26.51; - 26.56; - 26.10; 26.16; - 26.18 при ; - 26.12 при ; - 26.2; - 26.4; - 26.26; - 26.28; ΔN_Δτ - 26.27; ΔN_пс - 26.47; - 26.34; ΔN_{в пр} - 26.45; ΔN_дск - 22.466; - 26.29; - 26.31; ΔN_ск - 26.35; - 26.50; ΔN_рк - 26.43; - 26.13 при ; - 26.19 при ; - 26.18 при ; - 26.12 при ; - 26.3; R_к - 26.1; - 26.5; Δq_кн - 5.217	-
26.63	Удельный расход тепла брутто на турбину (с учетом поправок на внешние условия)		ккал/кВт ∙ ч			- 26.62; N_т - 22.295 при R_к = 1, или ; N_т - 26.56 при , или , или	-
26.64	Условный расход тепла на ПТН (с учетом поправок на внешние условия)		Гкал/ч			- 26.63; - 26.58	-
26.65	Расход тепла на выработку электроэнергии		Гкал/ч			- 26.62; - 26.64	-
26.66	Расход тепла на выработку электроэнергии за первичный интервал обработки		Гкал			- 26.65; τ₀ - 6.44	+
26.67	Суммарная мощность турбины	N_Σ	кВт			N_т - 22.295 при R_к = 1, или , или ; N_т - 26.56 при , или , или ; - 26.58	-
26.68	Расход тепла на турбину (включая ПТН) за первичный интервал		Гкал			- 26.62; τ₀ - 6.44	+
26.69	Суммарная выработка энергии турбиной и ПТН за первичный интервал	Э_Σ	кВт ∙ ч	N_Στ₀		N_Σ - 26.67; τ₀ - 6.44	+
26.70	Условный расход тепла на ПТН за первичный интервал обработки		Гкал			- 26.64; τ₀ - 6.44	+
26.71	Расход пара на турбину за первичный интервал обработки		т			- 26.7 при R_к = 1; τ₀ - 6.44; - 26.11 при ; - 26.14 при ; - 26.17 при ; - 26.20 при ; - 26.23 при	+
26.72	Расход пара в тракте промперегрева		т/ч			f - 11.19; - 26.7 при R_к = 1; - 26.11 при ; - 26.14 при ; - 26.17 при ; - 26.20 при ; - 26.23 при	-
26.73	Расход пара в тракте промперегрева за первичный интервал обработки		т			- 26.72; τ₀ - 6.44	-
26.74	Температурный напор в конденсаторе		°С			f - 11.130; t_1в - 22.203; - 26.9 при R_к = 1; - 26.38 при , или , или , или ; - 5.86; - 24.65; - 5.89; - 26.1; - 26.2; - 26.3; - 26.4; - 26.5	-
26.75	Мощность механизмов СН турбоагрегата		кВт			f - 11.131; - 26.9 при R_к = 1; - 26.38 при или ; - 26.56; - 5.93; - 26.1; - 26.3; - 26.5; - 26.4; - 26.6; - 26.2	-

26.76	Расход электроэнергии на СН за первичный интервал		кВт ∙ ч			- 26.75; τ₀ - 6.44	+
26.77	Расход электроэнергии на циркуляционные насосы за первичный интервал		кВт ∙ ч			- 24.94; R_к - 26.1; - 26.3; - 26.5; τ₀ - 6.44	+
26.78	Расход тепла на отопление турбинного цеха		Гкал/ч			- 5.91; t_нв - 22.215; - 5.90	-
26.79	Расход тепла на СН турбинного цеха		Гкал/ч			- 26.78; - 6.31	-
26.80	То же за первичный интервал обработки		Гкал			- 26.79; τ₀ - 6.44	+
26.81	Мощность нетто турбины		кВт			N_т - 22.295 при R_к = 1, или , или ; N_т - 26.10 при ; N_т - 26.16 при ; N_т - 26.22 при ; - 26.75;
26.82	Мощность нетто турбины за первичный интервал		кВт ∙ ч			- 26.81; τ₀ - 6.44	+
26.83	Расход пара в ЦНД за первичный интервал обработки		т			- 26 9; при R_к = 1 - 26.38 при или или ; τ₀ - 6.44
26.84	Расход тепла на калориферы за первичный интервал обработки		Гкал			- 26.32; τ₀ - 6.44	+
26.85	Выработка электроэнергии по теплофикационному циклу		кВт ∙ ч			- 22.326; - 22.84; - 22.186; - 22.151; - 22.327; - 22.85; - 22.187; - 22.150; - 22.329; - 26.32; - 22.331; - 22.13; - 22.97; i_исх - 22.116; - 26.50; τ₀ - 6.44; N_т - 22.295 при или ; N_т - 26.10 при ; N_т - 26.22 при ; - 26.58
26.86	Расход тепла на отопление котельного цеха		Гкал/ч	Котельная установка		- 5.92; t_нв - 22.215; - 5.90	-
26.87	Расход тепла на СН котельного цеха		Гкал/ч			- 26.86; - 6.33; G_м - 22.10; t_м - 22.204; t_нв - 22.215; - 5.185	-
26.88	Расход тепла на СН котельного цеха за первичный интервал обработки		Гкал			- 26.87; τ₀ - 6.44	+
26.89	Потери теплового потока		Гкал/ч			a - 5.97; - 5.98	-
26.90	Потери теплового потока за первичный интервал обработки		Гкал			- 26.89; τ₀ - 6.44	+
26.91	Теплопроизводительность брутто котла		Гкал/ч			- 26.62; - 26.79; Q_отп - 25.60; - 25.61; τ₀ - 6.44; - 26.87; - 26.89
26.92	Теплопроизводительность брутто котла за первичный интервал обработки		Гкал			- 26.91; τ₀ - 6.44	+
	Температура уходящих газов:
26.93	при сжигании мазута (исходная)		°С			f - 11.54; - 26.91; - 6.5	-
26.94	при сжигании газа		°С			f - 11.54; - 26.91	-
26.95	при сжигании твердого топлива		°С			f - 11.54; - 26.91; - 6.4	-
26.96	для смеси топлив		°С			- 26.93; - 26.94; - 26.95; l_м - 25.15; l_г - 25.16; l_т - 25.14	-
26.97	Коэффициент избытка воздуха за котлом					f - 11.134; - 26.91	-
26.98	Присосы воздуха на тракте котел-воздухоподогреватель					- 5.94; - 5.98; - 26.91	-
26.99	Коэффициент избытка воздуха в уходящих газах					α^(н) - 26.97; - 26.98;	-
26.100	Присосы воздуха на тракте котел-дымосос					- 5.95; - 5.98; - 26.91	-
26.101	Присосы воздуха в воздухоподогревателе					- 5.96; - 5.98; - 26.91	-
26.102	Физическое тепло мазута		Гкал/ч			G_м - 22.10; - 5.99; - 5.100	-
26.103	Расчетный параметр	R₉₇				- 26.102; τ₀ - 6.44; B_к - 25.38	+
26.104	Расчетный параметр	R₉₈				- 26.32; τ₀ - 6.44; B_к - 25.38	+
26.105	Коэффициент					R₉₇ - 26.103; R₉₈ - 26.104	-
26.106	Температура уходящих газов, приведенная к фактической структуре сожженного топлива и нормативной температуре воздуха перед воздухоподогревателем		°С	Если , то: ; . Если , то: при ;		- 26.96; - 5.82; t_хв - 22.205; - 22.207; - 22.206		Формула соответствует комбинированному способу предварительного подогрева воздуха: рециркуляцией горячего воздуха и в калориферах
26.107	Содержание горючих в уносе		%			f - 11.198; - 26.91; l_м - 25.15; l_г - 25.16	-
	Потери тепла:
26.108	с механической неполнотой сгорания		%			- 5.103; - 5.101; - 6.15; - 5.102; - 26.107
26.109	с уходящими газами		%			K - 25.22; c - 25.23; b - 25.24; - 26.99; - 26.106; t_хв - 22.205; - 26.108	-
26.110	с химической неполнотой сгорания		%			q₃ - 5.104; - 26.105	-
26.111	в окружающую среду		%			- 5.105; - 5.98; - 26.91; - 26.105
26.112	с физическим теплом шлака и золы		%			l_т - 25.14; - 6.15; - 5.102; - 5.106; - 26.105; - 6.3; - 5.101	-
26.113	КПД брутто котла		%			- 26.109; - 26.110; - 26.108; - 26.111; - 26.112	-
26.114	Удельный расход электроэнергии на тягу и дутье		кВт ∙ ч Гкал			f - 11.136; - 26.91	-
26.115	Расход электроэнергии на тягу и дутье за первичный интервал обработки		кВт ∙ ч			- 26.114; - 26.92	+
26.116	Удельный расход электроэнергии на ПЭН		кВт ∙ ч т пара			f - 11.55; - 26.91	-
26.117	Расход электроэнергии на ПЭН за первичный интервал обработки		кВт ∙ ч			- 26.116; - 26.71	+
26.118	Удельный расход электроэнергии на пылеприготовление		кВт ∙ ч т нат. топл.			f - 11.201; - 26.91	-
26.119	Расход электроэнергии на пылеприготовление за первичный интервал обработки		кВт ∙ ч			- 26.118; - 25.41	+
26.120	Удельный расход электроэнергии на прочие СН котла		кВт ∙ ч Гкал			f - 11.135; - 26.91	-
26.121	Расход электроэнергии на прочие СН котла за первичный интервал обработки		кВт ∙ ч			- 26.120; - 26.92	+
26.122	Расход электроэнергии на СН котла за первичный интервал обработки		кВт ∙ ч			- 26.115; - 26.117; - 26.119; - 26.121	+
26.123	Тепло, сообщенное мазуту за первичный интервал обработки		Гкал			G_м - 22.10; τ₀ - 6.44; - 5.99; - 5.100; - 22.216	+
26.124	Расчетный комплекс	R₁₂₄	Гкал			- 26.92; - 26.88; - 26.84	+
26.125	Коэффициент теплового потока		%			- 26.90; R₁₂₄ - 26.124	-
26.126	Коэффициент отнесения расхода электроэнергии на СН котла на производство электроэнергии		-			- 26.66; - 26.80; Q^от - 25.60; - 25.61	-
26.127	Расход электроэнергии на СН котла, относимый на производство электроэнергии		кВт ∙ ч			- 26.122; - 26.126	+
26.128	Расход условного топлива на котел		т			- 26.92; - 26.113; - 26.84; - 26.123	+
Энергоблок
	Расход электроэнергии на:
26.129	СН энергоблока, относимый на производство электроэнергии		кВт ∙ ч			- 26.76; - 26.127	+
26.130	теплофикационную установку		кВт ∙ ч			f - 11.56; τ₀ - 6.44; - 6.34; Q_от - 25.60; l_ПВК - 9.51; Q_ПВК - 43.3	+
26.131	СН энергоблока, относимый на производство тепловой энергии		кВт ∙ ч			- 26.122; - 26.126; - 26.130	+
26.132	Отпуск электроэнергии за первичный интервал		кВт ∙ ч			э_бл - 25.80; - 26.129; - 26.131	+
	Расход условного топлива на отпуск:
26.133	электроэнергии		т			- 26.128; - 26.126; - 26.132; - 26.131	+
26.134	тепловой энергии		т			- 26.128; - 26.133; - 9.51; - 44.8	+
26.135	Располагаемое тепло топлива за первичный интервал		Гкал			- 26.128; - 26.105	+
26.136	Температура питательной воды за последним ПВД		°С			f - 11.129; - 26.7 при R_к = 1; - 26.11 при ; - 26.14 при ; - 26.17 при ; - 26.20 при ; - 26.23 при
26.137
26.138	Расчетный комплект	R₁₃₈	% ∙ Гкал			- 26.109; - 26.135	+
26.139	То же	R₁₃₉	% ∙ Гкал			- 26.111; - 26.135	+
26.140	-»	R₁₄₀	% ∙ Гкал			- 26.112; - 26.135	+
26.141	-»	R₁₄₁	% ∙ Гкал			- 26.110; - 26.135	+
26.142	-»	R₁₄₂	% ∙ Гкал			- 26.108; - 26.135	+
26.143	-»	R₁₄₃	кгс ∙ т см²	;		- 26.71; f - 11.145; - 26.7 при R_к = 1; - 26.11 при ; - 26.14 при ; - 26.17 при ; - 26.20 при ; - 26.23 при	+
26.144	-»	R₁₄₄	кгс ∙ т см²			- 26.41; - 26.83	+
26.145	-»	R₁₄₅	°С ∙ т			- 26.106; - 26.128	+
26.146	-»	R₁₄₆	т			- 26.99; - 26.128	+
26.147	Расчетный комплекс	R₁₄₇	т			- 26.97; - 26.128	+
26.148	То же	R₁₄₈	°С ∙ т			- 26.74; - 26.83	+
26.149	-»	R₁₄₉	%·∙ Ккал			- 26.113; - 26.92	+
26.150	-»	R₁₅₀	кгс ∙·Гкал см²			- 22.290; - 25.54	+
26.151	-»	R₁₅₁	кгс ∙·Гкал см²			- 22.282; - 25.54	+
26.152	-»	R₁₅₂	°С ∙ т			- 5.108; - 26.71	+
26.153	-»	R₁₅₃	кгс ∙ т см²			- 5.109; - 26.71
26.154	-»	R₁₅₄	°С ∙ т			- 5.110; - 26.73	+
26.155	-»	R₁₅₅	°С ∙ т			- 26.136; - 26.71	+
26.156	.......
26.157	Вакуум	V	%			- 26.41	-
26.158	Расчетный комплекс	R₁₅₈	%·т			V^(н) - 26.149; - 26.83	+
26.159	To же	R₁₅₉	°С ∙ т			- 5.82; - 26.128	+
26.160	-»	R₁₆₀	Гкал			R₁₂₄ - 26.124; - 26.90	+

3.4. Расчет относительных отчетных показателей энергоблоков

Таблица 28

Номер показателя	Наименование показателя	Обозначение	Размерность	Контрольное значение	Исходная информация
Номер показателя	Наименование показателя	Обозначение	Размерность	Контрольное значение	А	В	λ
1	2	3	4	5	6	7	8
Расчетная формула: , где А и В - накопленные величины; λ - масштабный коэффициент
	Нормативные показатели
28.1	Удельный расход условного топлива на отпущенную электроэнергию		г/(кВт ∙ ч)		26.133	26.132	10⁶
28.2	Удельный расход условного топлива на отпущенную тепловую энергию		кг Гкал		26.134	25.60	10³
28.3	Расход электроэнергии на СН, относимый на производство электроэнергии		%		26.129	25.80	10²
28.4	Расход электроэнергии на СН, относимый на тепловую энергию		кВт ∙ ч Гкал		26.131	25.60	1
28.5	Удельная выработка электроэнергии по теплофикационному циклу		кВт ∙ ч Гкал		26.85	25.54	1
28.6	Давление свежего пара перед стопорными клапанами турбины		кгс/см²		26.143	26.71	1
28.7	Температура свежего пара перед стопорными клапанами турбины		°С		26.152	26.71	1
28.8	Температура пара перед отсечными клапанами ЦСД		°С		26.154	26.73	1
28.9	Вакуум		%		26.157	26.83	1
28.10	Температурный напор в конденсаторе		°С		26.148	26.83	1
28.11	Температура питательной воды		°С		26.155	26.71	1
28.12	Удельный расход тепла брутто на турбину		ккал/(кВт ∙ ч)		26.68	26.69	10⁶
28.13	Расход тепла на СН турбины		%		26.80	26.66	10²
	Расход электроэнергии на:
28.14	СН турбины		%		26.76	25.80	10²
28.15	...
28.16	теплофикационную установку		кВт ∙ ч Гкал		26.130	25.60	1
28.17	Теплопроизводительность брутто котла		Гкал/ч		26.92	6.44	1
28.18	Температура воздуха перед воздухоподогревателем		°С		26.159	26.128	1
28.19	Коэффициент избытка воздуха за котлом				26.147	26.128	1
28.20	Коэффициент избытка воздуха в уходящих газах				26.146	26.128	1
28.21	Температура уходящих газов		°С		26.145	26.128	1
	Потери тепла:
28.22	с уходящими газами		%		26.138	26.135	1
28.23	с химической неполнотой сгорания		%		26.141	26.135	1
28.24	с механической неполнотой сгорания		%		26.142	26.135	1
28.25	в окружающую среду		%		26.139	26.135	1
28.26	с физическим теплом шлака и золы		%		26.140	26.135	1
28.27	КПД брутто котла		%		26.149	26.92	1
	Расход электроэнергии на:
28.28	СН котла		кВт ∙ ч/Гкал		26.122	25.92	1
28.29	тягу и дутье		кВт ∙ ч Гкал		26.115	26.92	1
28.30	пылеприготовление		кВт ∙ ч т нат. топлива		26.119	25.41	1
28.31	питательный электронасос		кВт ∙ ч т пара		26.117	26.71	1
	Расход тепла на:
28.32	СН котла		%		26.88	26.92	10²
28.33	ПТН	q_ПТН	%		26.70	26.92	10²
28.34	...
28.35	Коэффициент теплового потока		%		26.160	26.124	10²
28.36	Средний расход топлива на котел		т/ч		26.128	6.44	1
	Давление пара в регулируемом отборе:
28.37	верхнем		кгс/см²		26.150	25.54	1
28.38	нижнем		кгс/см²		26.151	25.54	1
28.39	...
28.40	...
	Фактические показатели
28.41	Средняя паровая нагрузка котла	Д_к	т/ч	851	25.91	6.44	1
28.42	Средняя тепловая нагрузка котла		Гкал/ч	541,5	25.6	6.44	1
28.43	Давление свежего пара за котлом	Р_пе	кгс/см²	222,5	25.100	25.91	1
	Температура:
28.44	свежего пара за котлом	t_пе	°С	545,5	25.101	25.91	1
28.45	пара после промежуточного пароперегревателя за котлом		°С	549,1	25.102	25.91	1
28.46	питательной воды на входе в котел		°С	263,8	25.103	25.91	1
28.47	холодного воздуха	t_хв	°С	10	25.104	25.38	1
28.48	воздуха после калориферов		°С	70	25.105	25.38	1
28.49	Нагрев воздуха в калориферах	Δt_кф	°С	50	25.107	25.38	1
28.50	Температура воздуха после воздухоподогревателя	t_гв	°С	352	25.108	25.38	1
28.51	Температура уходящих газов		°С	152	25.109	25.38	1
	Коэффициент избытка воздуха:
28.52	за котлом	α		1,1127	25.110	25.38	1
28.53	в уходящих газах	α_ух		1,3868	25.111	25.38	1
	Присосы воздуха в тракте:
28.54	котел-воздухонагреватель	Δα₁		0,2741	25.112	25.38	1
28.55	котел-дымосос	Δα		0,3165	25.113	25.38	1
28.56	...
28.57	...
28.58	...
28.59	...
	Расход:
28.60	газа на котел в условном топливе	B_г	т/ч	57,14	25.12	6.44	1
28.61	мазута на котел в условном топливе	B_м	т/ч	24	25.11	6.44	1
28.62	условного топлива на котел по обратному балансу	B_к	т/ч	81,87	25.38	6.44	1
	Потери тепла котлом:
28.63	с уходящими газами	q₂	%	7,61	25.114	25.39	1
28.64	с химической неполнотой сгорания	q₃	%	0	25.115	25.39	1
28.65	с механической неполнотой сгорания	q₄	%	0	25.116	25.39	1
28.66	в окружающую среду	q₅	%	0,23	25.117	25.39	1
28.67	с физическим теплом шлака	q₆_шл	%	0	25.118	25.39	1
28.68	на охлаждение	q_6охл	%	0	25.119	25.39	1
	КПД брутто котла:
28.69	по обратному балансу		%	92,16	25.6	25.39	10²
28.70	по прямому балансу		%	92,97	25.6	25.93	10²
28.71	Расход тепла на СH котельной установки		%	1,49	25.45	25.6	10²
	Тепло, сообщенное:
28.72	воздуху в калориферах		%	2,47	25.10	25.6	10²
28.73	мазуту		%	0,185	25.9	25.6	10²
28.74	Потери тепла в мазутном хозяйстве	q_мх	%	0,538	25.43	25.6	10²
	Расход тепла на:
28.75	размораживающие устройства	q_рм	%	0	25.44	25.6	10²
28.76	отопление производственных помещений, относимый к данному энергоблоку	q_отоп	%	1,11	25.98	25.6	10²
28.77	ПТН	q_ПТН	%	2,74	25.65	25.6	10²
	Расход электроэнергии на СH котельной установки:
28.78	всего		кВт ∙ ч/Гкал	9,96	25.51	25.6	10²
28.79	относимый на производство электроэнергии		%	1,52	25.76	25.80	10²
	Удельный расход электроэнергии:
28.80	на пылеприготовление	э_пп	кВт ∙ ч/т	0	25.49	25.41	1
28.81	на тягу и дутье	э_тд	кВт ∙ ч/Гкал	6,29	25.47	25.6	1
28.82	на питание котлоагрегата водой	э_пв	кВт ∙ ч/т	0,83	25.94	25.91	1
28.83	Удельный расход энергии на питание котла водой		кВт ∙ ч/т	12,67	25.48	25.91	1
	Удельный расход условного топлива:
28.84	на отпущенную электроэнергию		г/(кВт ∙ ч)	248,42	25.82	25.81	10⁶
28.85	на отпущенную тепловую энергию		кг/Гкал	171,04	25.83	25.60	10³
28.86	на отпущенную электроэнергию в месячном интервале (с учетом пусков)	в_{э мес}	г/(кВт ∙ ч)		30.1	30.3	10⁶
28.87	Средняя электрическая нагрузка	N_т	МВт	242,58	25.80	6.44	10^-3
28.88	Мощность на тепловом потреблении	N_тф	МВТ	104,83	25.67	6.44	10^-3
28.89	То же в процентах от N_т		%	43,21	28.88	28.87	10²
28.90	Удельная выработка электроэнергии на тепловом потреблении	э_тф	кВт ∙ ч/Гкал	638,02	25.67	25.54	1
	Отпуск тепла энергоблоком:
28.91	всего	Q_т	Гкал/ч	211,9	25.60	6.44	1
28.92	из теплофикационных отборов	Q_то	Гкал/ч	164,3	25.54	6.44	1
28.93	от конденсатора (встроенного пучка)	Q_ВПК	Гкал/ч	0	25.55	6.44	1
28.94	из нерегулируемых отборов	Q_но	Гкал/ч
28.95	Средний расход свежего пара на турбину	Д₀	т/ч	851	25.91	6.44	1
28.96	Давление свежего пара у турбины	P₀	кгс/см²	244	25.121	25.91	1
28.97	Давление пара регулируемого теплофикационного отбора	P_т	кгс/см²	1,254	25.123	25.92	1
	Температура пара у турбины:
28.98	свежего	t₀	°С	544	25.122	25.91	1
28.99	за ЦВД	t_ЦВД	°С	315,4	25.124	25.92	1
28.100	после промежуточного пароперегревателя		°С	548	25.125	25.92	1
28.101	Температура питательной воды за ПВД	t_пв	°С	263,8	25.126	25.91	1
	Температурный напор:
28.102	в верхнем подогревателе сетевой воды	δt_пс2	°С	0,5	25.127	25.74	1
28.103	в нижнем подогревателе сетевой воды	δt_пс1	°С	3,8	25.128	25.73	1
28.104	в конденсаторе	δt_к	°С	20,3	25.129	25.96	1
28.105	Давление отработанного пара	P_к	кгс/см²	0,098	25.130	25.96	1
	Температура охлаждающей воды:
28.106	на входе в конденсатор	t_1в	°С	18,3	25.131	25.96	1
28.107	на выходе из конденсатора	t_2в	°С	24,8	25.132	25.96	1
	Удельный расход тепла:
28.108	брутто на турбину	q_т	ккал кВт ∙ ч	1472,2	25.63	25.120	10⁶
28.109	на СН турбины		%	0,7	25.53	25.63	10²
	Удельный расход электроэнергии на СН турбины:
28.110	всего		%	1,51	25.52	25.80	10²
28.111	на циркуляционные насосы	э_цн	%	1,42	25.133	25.87	10²
28.112	на конденсатные насосы	э_кн	%	0,37	25.95	25.80	10²
28.113	Расход электроэнергии на отпуск тепловой энергии энергоблоком		кВт ∙ ч Гкал	24,75	25.78	25.60	1
28.114	Расход электроэнергии на теплофикационную установку энергоблока		кВт ∙ ч/Гкал	16,66	25.75	25.60	1
28.115	Температура конденсата на выходе из последнего ПНД		°С	194,6	25.135	25.91	1
28.116	Расход электроэнергии на СН на выработку электроэнергии		%	3,03	25.77	25.80	10²
28.117	Расход электроэнергии на СН на выработку электроэнергии с учетом пусков		%		30.2	30.6	10²
28.118	Доля газа	l_г		0,697	25.12	25.13	1
28.119	Доля мазута	l_м		0,293	25.11	25.13	1
28.120	Потери тепла с непрерывной продувкой		%		25.96	25.91	10²
	Перерасход топлива
	Перерасход топлива на отпущенную:
28.121	электроэнергию		г/(кВт ∙ ч)		27.1	25.81	10⁶
28.122	тепловую энергию		кг/Гкал		27.2	25.60	10³
	Составляющие перерасхода топлива на отпущенную электроэнергию:
28.123	из-за пониженной экономичности турбины		%		27.15	25.38	10²
	В том числе из-за отклонения от нормативных значений:
28.124	температуры свежего пара		%		27.10	25.38	10²
28.125	давления свежего пара		%		27.12	25.38	10²
28.126	температуры пара после промперегрева		%		27.11	25.38	10²
28.127	потерь давления в тракте промперегрева		%		27.13	25.38	10²
28.128	давления отработавшего пара		%		27.14	25.38	10²
28.129	...
28.130	Из-за пониженной экономичности котла		%		27.16	25.38	10²
	В том числе из-за отклонения от нормативных значений:
28.131	температуры уходящих газов		%		27.24	25.38	10²
28.132	избытка воздуха в уходящих газах		%		27.26	25.38	10²
28.133	потерь тепла с механической неполнотой сгорания		%		27.28	25.38	10²
28.134	потерь тепла с химической неполнотой сгорания		%		27.30	25.38	10²
28.135	Из-за повышенного расхода электроэнергии на СН энергоблока		%		27.51	25.38	10²
	В том число из-за отклонений от нормативных значений:
28.136	расхода электроэнергии на СН турбины		%		27.32	25.38	10²
28.137	расхода электроэнергии на СН котла		%		27.34	25.38	10²
	В том числе из-за отклонений от нормативных значений расхода электроэнергии на:
28.138	тягу и дутье		%		27.41	25.38	10²
28.139	ПЭН		%		27.43	25.38	10²
28.140	пылеприготовление		%		27.45	25.38	10²
	Из-за повышенного расхода тепла на:
28.141	СН котла		%		27.49	25.38	10²
28.142	ПТН		%		27.47	25.38	10²
	Составляющие перерасхода топлива на отпущенную тепловую энергию:
28.143	Из-за пониженной экономичности котла		%		27.23	25.38	10²
	В том числе из-за отклонения от нормативных значений:
28.144	температуры уходящих газов		%		27.25	25.38	10²
28.145	избытка воздуха в уходящих газах		%		27.27	25.38	10²
28.146	потерь тепла с механической неполнотой сгорания		%		27.29	25.38	10²
28.147	потерь тепла с химической неполнотой сгорания		%		27.31	25.38	10²
28.148	Из-за пониженной экономичности ПВК		%		45.1	43.21	10²
	В том числе из-за отклонения от нормативных значений:
28.149	температуры уходящих газов		%		45.2	43.21	10²
28.150	избытка воздуха в уходящих газах		%		45.3	43.21	10²
28.151	Из-за повышенного расхода электроэнергии на СН, относимого на тепловую энергию		%		27.52	25.38	10²
	В том числе из-за отклонения расхода электроэнергии от нормы:
28.152	на СН ПВК		%		45.4	43.21	10²
28.153	на собственные нужды энергетического котла		%		27.35	25.38	10²
	В том числе из-за отклонений от нормативных значений расхода электроэнергии на:
28.154	тягу и дутье		%		27.42	25.38	10²
28.155	ПЭН		%		27.44	25.38	10²
28.156	пылеприготовление		%		27.46	25.38	10²
	Из-за повышенного расхода тепла на:
28.157	СН котла		%		27.49	25.38	10²
28.158	ПТН		%		27.48	25.38	10²

4.4. Расчет накапливаемых показателей для анализа эффективности работы регенеративных подогревателей

Таблица 36

Номер показателя	Наименование показателя	Обозначение	Размерность	Формула вычисления	Контрольное значение	Исходная информация	Накопление	Примечание
1	2	3	4	5	6	7	8	9
Расчет нормативных характеристик состояния ПНД № 1 - 3 (j = 1 ÷ 3)
36.1	Давление пара в подогревателе	p_п_j	кгс/см²			p_j - 22.272 - 22.274; Д_j - 22.39 - 22.41; - 5.326 - 5.328	-
36.2	Режимный коэффициент поверхности нагрева		-			- 5.405 - 5.407; G_j - 22.54 - 22.56	-
36.3	Температура основного конденсата за подогревателем		°С	;		- 22.227; 22.228; 22.230; - 36.2; f - 7.6; p_п_j - 36.1	-	- 22.228
36.4	Тепловая нагрузка подогревателя при нормативном состоянии		Гкал/ч			G_j - 22.54 - 22.56; - 22.227; 22.228; 22.230; - 36.3	-	- 22.228
Расчет нормативных характеристик состояния ПНД № 4 и 5, ПВД № 6 - 8 (j = 4 ÷ 8)
36.5	Давление пара в подогревателе		кгс/см²			p_j - 22.275 - 22.279; Д_j - 22.42 - 22.46; - 5.329 - 5.333	-
36.6	Режимный коэффициент основной поверхности нагрева		-			- 5.408 - 5.412; G_j - 22.57 - 22.61	-
36.7	Эквивалент расхода пара через пароохладитель		кал/(ч град)			Д_j - 22.42 - 22.46; i_j - 22.143, 22.144, 22.146 - 2.148; - 22.159, 22.160, 22.162 - 22.164; t_sj - 22.244 - 22.248; t_j - 22.251 - 22.255	-
36.8	Вспомогательный коэффициент	M_j	-			- 5.416, 5.413 - 5.415; - 36.7; G_j - 22.57 - 22.61	-
36.9	Режимный коэффициент поверхности пароохладителя		-			- 36.7; G_j - 22.57 - 22.61; M_j - 36.8	-
36.10	Температура основного конденсата (питательной воды) за подогревателем при его нормативном состоянии		°С			t_j - 22.251 - 22.253; 22.255; - 22.194; - 22.232, 22.234, 22.237, 22.238, 22.239; - 36.6; f - 7.6; - 36.9; - 36.5	-	Нагрев воды за счет охлаждения дренажа не учитывается. - 22.237; - 22.238; - 22.239
36.11	Тепловая нагрузка подогревателя при нормативном состоянии		Гкал/ч	; ;		G_j - 22.57 - 22.61; - 22.232, 22.234, 22.237 - 22.239; - 36.10	-	- 22.237; - 22.238; - 22.239
Расчет изменений расходов топлива на турбоагрегат из-за изменения состояния подогревателей
36.12	Изменение тепловой нагрузки подогревателя (j = 1 ÷ 8)	ΔQ_j	Гкал/ч			Q_j - 22.257 - 22.264; - 36.4 для j = 1 ÷ 3; - 36.11 для j = 4 ÷ 8	-
36.13	Изменение мощности турбоагрегата из-за состояния подогревателей (j = 1 ÷ 8)		МВт	21.10		ΔQ_j - 36.12	-
36.14	Изменение расхода топлива на турбоагрегат из-за состояния подогревателей (j = 1 ÷ 8)		т			Δв - 27.9; - 36.13; τ₀ - 6.44	+	При отключении подогревателя или ΔВ_п_j = 0 В выходной форме ставятся прочерки для остальных параметров
36.15	Изменение расхода топлива (составляющая котла) из-за снижения температуры питательной воды (j = 7, 8)		т	; для j = 8, δ_j₊₁ = 1;		B_к - 25.38; - 25.37; δ_j₊₁ - 5.221; k₁ - 5.417; f - 11.167; - 25.6; - 36.10; - 36.10; - 22.239; - 22.240; τ₀ - 6.44	+
36.16	Изменение расхода топлива на энергоблок из-за состояния ПВД № 7 и 8 (j = 7, 8)		т			- 36.14; - 36.15	-
Расчет изменений расходов топлива при отключении ПНД (j = 1 ÷ 5)
36.17	Условие выполнения расчетов			Если x_j₍₁₎ = 0, то расчеты по пп. 36.18 - 36.19 не выполняются для соответствующего j		x_j₍₁₎ - 22.355; 22.357; 22.363; 22.369; 22.375	-	Принимается
36.18	Изменение мощности турбоагрегата при отключении j-го ПНД	ΔN_j	МВт	21.18 при j = 1, 2, 3, 5; 21.19 при j = 4			-
36.19	Изменение расходов топлива на турбоагрегат при отключении ПНД		т			Δв - 27.9; τ₀ - 6.44; ΔN_j - 36.18	-
Расчет изменений расходов топлива из-за протечек пара по дренажным линиям ПВД
	Изменение расхода топлива при протечке пара по дренажной линии:
36.20	ПВД № 7		т			- 22.78; x₇₍₅₎ - 22.391; э₆ - 22.330; э_д - 22.333; i₆ - 22.146; i₇ - 22.147; - 22.93; i_д₇ - 22.145; x₇₍₆₎ - 22.392; Δb - 27.9	+
36.21	ПВД № 8		т			- 22.79; э₇ - 22.331; i₈ - 22.148; i₇ - 22.147; Δв - 27.9; τ₀ - 6.44
Расчет изменения расхода топлива при протечке питательной воды через байпас ПВД
36.22	Изменение мощности турбоагрегата		МВт	21.11		- 22.80	-
36.23	Изменение расхода условного топлива на энергоблок из-за протечки воды через байпас ПВД		т	; ;		В_к - 25.38; - 25.37; - 36.22; Δв - 27.9; τ₀ - 6.44; - 22.240; t_пв - 22.196; k₁ - 5.417; f - 11.167; - 25.6	+
Расчет изменений расходов топлива при отключении ПВД
	Отключение ПВД № 6
36.24	Условие выполнения расчета			Если x₆₍₁₎ = 0, то расчеты по п. 36.25 не выполняются		x₆₍₁₎ - 22.381	-	ΔB₆ = 0
36.25	Изменение расхода топлива на энергоблок из-за отключения ПВД № 6	ΔB₆	т	ΔвΔN₆τ₀; ΔN₆ - 21.14		Δв - 27.9; τ₀ - 6.44	+
	Отключение ПВД № 7 и 8
36.26	Условие выполнения расчета			Если x₇₍₁₎ = 0, то расчеты по п. 36.27 не выполняются		x₇₍₁₎ - 22.389	-	ΔВ_7,8 = 0
36.27	Изменение расхода топлива на энергоблок из-за отключения ПВД № 7 и 8	ΔВ_7,8	т	^*; ; ΔN_7,8 - 21.15; ;		Δв - 27.9; В_к - 25.38; - 25.37; k₁ - 5.417; f - 11.146; f₁ - 11.167; Д₀ - 22.1; - 25.6; τ₀ - 6.44	+	Д₀ = G_пв - 22.1
	Отключение ПВД № 8
36.28	Условие выполнения расчетов			Если x₈₍₁₎ = 0, то расчеты по п. 36.99 не выполняются		x₈₍₁₎ - 22.394	-	ΔB₈ = 0
36.29	Изменение расхода топлива на турбоагрегат из-за отключения ПВД № 8	ΔB₈	т	; ΔN₈ - 21.16; ; ;		Δв - 27.9; В_к - 25.38; - 25.37; k₁ - 5.417; f - 11.147; Д₀ - 22.1; f₁ - 11.167; - 25.6; τ₀ - 6.44	+	Д₀ = G_пв - 22.1
	Отключение ПВД № 6 - 8
36.30	Условие выполнения расчетов			Если x₉₍₁₎ = 0, то расчеты по п. 36.31 не выполняются		x₉₍₁₎ - 22.396	-	ΔB_6,7,8 = 0
36.31	Изменение расхода топлива на энергоблок из-за отключения ПВД № 6, 7, 8	ΔB_6,7,8	т	; ΔN₆_,7,8 - 21.17; ; ;		Δв - 27.9; В_к - 25.38; - 25.37; k₁ - 5.417; f - 11.148; Д₀ - 22.1; f₁ - 11.167; - 25.6; τ₀ - 6.44	+	Д₀ = G_пв - 22.1
36.32 ÷ 36.39...
Расчет отклонений параметров от нормативных значений
36.40	Отклонение температур воды на выходе из подогревателей	Δt_j	°С			- 22.228; 22.229; 22.231; 22.233; 22.235; 22.238 - 22.240; - 36.3; 36.10	-
36.41	Отклонение температуры питательной воды ПВД (j = 6 ÷ 8)		°С			- 36.10; - 22.228; 22.229; 22.231; 22.233; 22.235; 22.238 - 22.240	-
36.42	Расчетный комплекс	R₄₂	°С ∙ т			G_j - 22.54 - 22.61; при j = 1 ÷ 3 - 36.3; При j = 4 ÷ 8 - 36.10; τ₀ - 6.44	+
36.43	-»	R₄₃	°С ∙ т			- 22.228; 22.229; 22.231; 22.233; 22.235; 22.238 - 22.240; G_j - 22.54 - 22.61; τ₀ - 6.44	+
36.44	-»	R₄₄	°С ∙ т			G_j - 22.54 - 22.61; При j = 1 ÷ 5 Δt_j - 36.40 При j = 6 ÷ 8 Δt_j - 36.41; τ₀ - 6.44	+
36.45	-»	R₄₅	т			G_j - 22.54 - 22.61; τ₀ - 6.44	+
36.46	-»	R₄₆	т²/ч			- 22.78; Д₇ - 22.45; τ₀ - 6.44	+
36.47	-»	R₄₇	т	Д₇τ₀		Д₇ - 22.45; τ₀ - 6.44	+
36.48	-»	R₄₈	т²/ч			- 22.79; Д₈ - 22.46; τ₀ - 6.44	+
36.49	Расчетный комплекс	R₄₉	т	Д₈τ₀		Д₈ - 22.46; τ₀ - 6.44	+
36.50	-»	R₅₀	т²/ч			- 22.80; G_пв - 22.1; τ₀ - 6.44	+
36.51	-»	R₅₁	т	G_пв ∙ τ₀		G_пв - 22.1; τ₀ - 6.44	+
	Изменение расхода топлива из-за отключения:
36.52	ПВД для выдачи в выходную форму		т	ΔВ₆ + ΔВ_{7, 8} + ΔВ₈ + ΔВ_{6, 7, 8}		ΔВ₆ - 36.25; ΔВ_7,8 - 36.27; ΔВ₈ - 36.29; ΔВ_6,7,8 - 36.31	+
36.53	ПНД для выдачи в выходную форму		т			- 36.19	+
36.54	Суммарное изменение расхода топлива по системе регенерации для выдачи в выходную форму	ΔВ_рег	т			- 36.14; - 36.16; - 36.53; - 36.20; - 36.21; - 36.23; - 36.52	+

4.5. Расчет накапливаемых показателей для анализа эффективности работы питательных насосов

Таблица 37

Номер показателя	Наименование показателя	Обозначение	Размерность	Формула вычисления	Контрольное значение	Исходная информация	Накопление	Примечание
1	2	3	4	5	6	7	8	9
37.1	Относительный расход конденсата на уплотнения питательного насоса		-			G_{к упл} - 22.35; - 5.354	+
37.2	Отклонение относительного расхода конденсата на уплотнения питательного насоса от нормативного значения		-			- 37.1	-
37.3	Изменение внутренней мощности турбоагрегата из-за отклонения расхода конденсата на уплотнения питательных насосов	ΔN_упл.пн	МВт	; - 21.21		- 37.2; - 5.354	-
37.4	Изменение расхода тепла на турбоагрегат из-за отклонения расхода конденсата на уплотнения питательных насосов	ΔQ_к.упл		; - 21.22		- 37.2; - 5.354	-
37.5	Перерасход топлива из-за отклонения расхода конденсата на уплотнения питательного насоса от нормативного значения	ΔB_к.упл	т			Δв - 27.9; - 25.37; ΔQ_к.упл - 37.4; ΔN_упл.пн - 37.3; τ₀ - 6.44	+
Питательные электронасосы
37.6	Внутренняя мощность изоэнтропийного сжатия воды в насосе без мощности впрыска		МВт			- 22.249; - 22.280; - 22.281; G_пв - 22.1	-
37.7	Внутренняя мощность изоэнтропийного сжатия воды в насосе на впрыск из промежуточной ступени		МВт	0,9 ∙ 10^-3G_впр	-	G_впр - 22.5	-	Расчеты по пп. 37.6 - 37.10 выполняются для турбоагрегатов типа T-100-130, T-175-130, Т-180-130, каждого работающего насоса
37.8	Фактический КПД агрегата ПЭН	η_ПЭН	-			- 37.6; - 37.7; N_ПЭН - 22.300	-
37.9	Отклонение КПД ПЭН от нормативного значения		-	;		G_пв - 22.1; η_ПЭН - 37.7
37.10	Перерасход топлива из-за отклонения КПД ПЭН от нормативного		т			Δв - 27.9; N_ПЭН - 22.300; Δη_ПЭН - 37.9;τ₀ - 6.44	+
37.11	Суммарный перерасход топлива из-за состояния ПЭН	ΔB_ПЭН	т			ΔB_к.упл - 37.5; - 37.10	+
37.12	Суммарный перерасход из-за состояния питательных электронасосов		т	ΔB_ПЭН-1 + ΔB_ПЭН-2		ΔB_ПЭН-1 - 37.11; ΔB_ПЭН-2 - 37.11	+	37.12. Рассчитывается для блочных показателей. В форму АЭ6 выдается показатель п. 37.11
Питательные турбонасосы
37.13	Внутренний относительный КПД приводной турбины ПТН	η_пт	-			- 22.101; - 22.102; - 22.138	-
37.14	Отклонение КПД приводной турбины ПТН от нормативного	Δη_пт	-			- 5.231; η_пт - 37.13	-
37.15	Изменение внутренней мощности турбоагрегата из-за изменения КПД приводной турбины ПТН		МВт			Δη_пт - 37.14; η_пт - 37.13; - 21.8	-
37.16	Перерасход топлива из-за отклонения КПД приводной турбины ПТН	ΔB_пт	т			- 37.15; Δв - 27.9; - 22.101; - 22.133; Δη_пт - 37.14; η_пт - 37.13; - 25.37; τ₀ - 6.44; f - 11.29; Д₀ = G_пв - 22.1	+
37.17	Внутренняя мощность изоэнтропийного сжатия воды в насосе без мощности впрыска		МВт			- 22.249; - 22.280; - 22.281; G_пв - 22.1	-
37.18	Внутренняя мощность изоэнтропийного сжатия воды в насосе на впрыск из промежуточной ступени		МВт	0,9 ∙ 10^-3G_впр		G_впр - 22.5	-
37.19	Мощность, подводимая к агрегату ПТН	N_ПТН	МВт			- 22.101; - 22.138; Д_ПТН - 22.12	-
37.20	Внутренний относительный КПД агрегата ПТН	η_ПТН				- 37.17; - 37.18; N_ПТН - 37.19	-
37.21	Нормативный КПД питательного насоса		-	f(G_пв)		f - 11.58; G_пв - 22.1	-
37.22	Отклонение КПД ПТН от нормативного значения	Δη_ПТН	-	;		- 37.21; - 5.231; η_ПТН - 37.20	-
37.23	Внутренний относительный КПД питательного насоса	η_на	-			η_ПТН - 37.20; η_пт - 37.13; η_мех.н - 5.277	-
37.24	Отклонение КПД питательного насоса от нормативного значения	Δη_на	-			- 37.21; η_на - 37.23	-
37.25	Изменение внутренней мощности турбоагрегата из-за изменения КПД питательного насоса		МВт			Δη_на - 37.24; η_на - 37.23; - 21.9	-
37.26	Перерасход топлива из-за отклонения КПД питательного насоса от нормативного значения	ΔB_на	т			- 37.25; Δв - 27.9; - 22.101; - 22.133; Δη_на - 37.24; - 37.23; - 25.37; f - 11.29; τ₀ - 6.44; Д₀ = G_пв - 22.1	+
37.27	Перерасход топлива из-за отклонения КПД ПТН от нормативного значения		т			- 37.6; - 37.26	+
37.28	Суммарный перерасход топлива из-за состояния ПТН	ΔB_ПТН	т			- 37.5; - 37.7	+
37.29	Расчетный комплекс	R₂₂	-			- 37.5; - 37.2	+
37.30	-»	R₂₃	т			- 37.10; - 37.9	+
37.31	-»	R₂₃	т			- 37.16; - 37.14	+
37.32	-»	R₂₄	т			- 37.26; Δη_на - 37.24	+
37.33	-»	R₂₅	т			- 37.27; Δη_ПТН - 37.22	+
37.34	-»	R₂₆	т	G_пв ∙ τ₀		G_пв - 22.1	+
37.35	-»	R₂₇	-	τ₀		τ₀ - 6.44	+

4.6. Расчет накапливаемых показателей для анализа эффективности работы узлов котла

Таблица 38

Номер показателя	Наименование показателя	Обозначение	Размерность	Формула вычисления	Контрольное значение	Исходная информация	Накопление	Примечание
1	2	3	4	5	6	7	8	9
38.1	Теоретический объем:
	Воздуха газов		м³/кг	; ; ; ; ; ; ;		- 6.4; - 6.5; - 5.123; - 5.127; - 5.119; - 5.120; - 5.124; l_т - 25.14; l_м - 25.15; l_г - 25.16; - 5.122; - 5.126; - 5.129; - 5.121; - 5.125; - 5.128
	Воздуха газов		м³/кг	; ; ; ; ; ; ;
38.2	Теплоемкость газов теоретического состава:
	за воздухоподогревателем		ккал/м³ ∙ °С	; ;		υ_ух - 22.209; - 22.450; t_хв - 22.205; - 22.207
	перед воздухоподогревателем		ккал/м³ ∙ °С	; ;		t_гв - 22.208; l_т - 25.14; l_м - 25.15; l_г - 25.16; f - 11.175
	Теплоемкость воздуха:
	холодного	c_хв	ккал/м³ ∙ °С	0,315 + 13 ∙ 10^-6t_хв
	перед воздухоподогревателем	c_в(вп)	ккал/м³ ∙ °С
	горячего	c_гв	ккал/м³ ∙ °С	0,315 + 21 ∙ 10^-6t_гв
	в газах за воздухоподогревателем	c_в(ух)	ккал/м³ ∙ °С	0,315 + 15 ∙ 10^-6υ_ух
	в газах перед воздухоподогревателем	c_в(вх)	ккал/м³ ∙ °С
38.3	Изменение подогрева воздуха	δt_кф	°С			- 22.206; t_хв - 22.205; - 22.207; - 21.106; - 26.106
		δt_рец	°С
38.4	Коэффициент изменения объема воздуха из-за рециркуляции:
	фактический	K_ψ		;		Δt_рец - 38.3; - 26.106; t_гв - 22.208; t_хв - 22.205
	нормативный
38.5	Исходно-нормативное разрежение и давление среды по тракту котла:
	за переходной зоной		кгс/м²			f - 11.168 ÷ 11.171, 11.173 ÷ 11.174; - 25.6
	за экономайзером		кгс/м²
	за воздухоподогревателем		кгс/м²
	за золоуловителями		кгс/м²
	перед вентиляторами		кгс/м²
	за вентиляторами		кгс/м²
38.6	Объем газов рециркуляции	V_рец	тыс. м³/ч	f(N_др, S_вп)		N_др - 22.299; S_вп - 22.443; B_к - 25.38; , - 38.1; α - 25.26; - 38.5; n - f - 11.169
	Коэффициент изменения объема газов из-за рециркуляции	K_r
	Рост разрежения газов за экономайзером из-за рециркуляции	ΔS_r	кгс/м²
38.7	Нормативное разрежение и давление среды по тракту котла:
	за переходной зоной		кгс/м²			, - 38.5; K_r - 38.6; ΔS_r - 38.6; - 38.4; - 25.6; f - 11.172; n - f - 11.168; f - 11.169; f - 11.173; f - 11.174;
	за экономайзером		кгс/м²
	за воздухоподогревателем		кгс/м²
	за золоуловителями		кгс/м²
	за дымососами		кгс/м²
	перед вентиляторами		кгс/м²
	за вентиляторами		кгс/м²
38.8	Фактический и нормативный перепад разрежения по тракту газов:	ΔS	кгс/м²			- 5.141; S^н - 38.7; H^н - 38.7; S_т - 22.441; - 22.442; - 22.443; - 22.444; - 22.445; - 22.446; - 22.447; - 22.448
	в пароперегревателе			; ;
	в экономайзере			; ;
	в воздухоподогревателе			; ;
	в золоуловителях			; ;
	в конвективной шахте (тракт ПП-ЭК)			; ;
	Полный напор, развиваемый дымососами			; ;
	Полный напор, развиваемый вентиляторами			;
38.9	Нормативные присосы и перетоки воздуха:
	в системе пылеприготовления			, ;		- 5.144; - 5.145; - 5.147; - 5.146; - 5.98; - 25.6; - 5.148; - 38.7; - 38.5 n - f - 11.168 ÷ 11.174
	в топке
	в экономайзере			; ;
	в конвективной шахте (тракт ПП-ВП)			; ;
	в воздухоподогревателе
	в верхнем сечении воздухоподогревателя
	в нижнем сечении воздухоподогревателя
	в золоуловителях			;
38.10	Фактические присосы и перетоки воздуха:
	в системе пылеприготовления	Δα_пс	-	Если N_м_i = 0, то п_пс_i = 0 Если N_м_i > 0 то п_пс_i = 1.		l- 38.9; - 5.157; - 5.158; Δα_д(из) - 5.160; - 38.7; - 5.161; - 5.162; Д_из - 5.163; Д_к - 22.29; - 22.445; - 38.9; N_м_i - 22.303
	в топке	Δα_т		;
	в экономайзере	Δα_эк		;
	в воздухоподогревателе	Δβ_вп	-	Δα_кш - Δα_эк;
	в верхнем сечении воздухоподогревателя	Δβ_вр	-	0,5Δβ_вп
	в нижнем сечении воздухоподогревателя	Δβ_нж	-	Δβ_вп - Δβ_вр
	в золоуловителях	Δα_д	-
38.11	Фактический и нормативный коэффициент избытка воздуха:
	в воздухоподогревателе со стороны воздуха		-	β_вп = α - Δα_т - Δα_пс + Δβ_вр;		α^н - 26.107; α - 25.26; Δα, Δβ - 38.10; Δα^н, Δβ^н - 38.9
	в вентиляторе		-	β_дв = β_вп + Δβ_иж; ;
	за экономайзером		-	α_эк = α + Δα_эк; ;
	в воздухоподогревателе со стороны газов		-	α_вп = α_эк + Δβ_вр; ;
	в уходящих газах		-	α_ух = α_вп + Δβ_иж; ;
	за золоуловителями		-	α_д = α_ух + Δα_д; ;
38.12	Фактический и нормативный избыток воздуха		-	Δα_Σ = α - 1; ;		α - 25.26; α^н - 26.97; - 38.11
38.12	Фактический и нормативный избыток воздуха		-	Δα_Σ = α - 1; ;
			-	Δα_экΣ = α_эк - 1; ;
			-	Δα_впΣ = α_вп - 1; ;
			-	Δα_ухΣ = α_ух - 1; ;
			-	Δα_дΣ = α_д - 1; ;
38.13	Рост сопротивления из-за отложений:
	в пароперегревателе	δS_ξ_пп	кгс/м²	; ;		ΔS, ΔS^н - 38.8; Δα_Σ, - 38.12; , - 38.1; n - f - 11.168; f - 11.169; f - 11.170
	в экономайзере	δS_ξ_эк	кгс/м²	;
	в экономайзере	δS_ξ_эк	кгс/м²	;
	в воздухоподогревателе	δS_ξ_вп	кгс/м²	;
	в конвективной шахте (тракт ПП-ЭК)	δS_ξ_кш	кгс/м²	δS_ξ_пп + δS_ξ_эк; Если δS_ξ_кш, δS_ξ_вп < 0, принять δS_ξ_кш, δS_ξ_вп = 0
	Коэффициент роста отложений
	в конвективной шахте	ξ_кш
	в воздухоподогревателе	ξ_вп
Анализ влияния параметров на режим работы воздухоподогревателя и температуру уходящих газов
38.14	Расчетные комплексы	W_г(вх)		;		, - 38.1; c_в(вх) - 38.2; Δα_Σ - 38.12; - 38.2; - 38.2
		W_г(вых)		;
		W_г(ух)		;
		W_г(д)
38.15	Тепло, полученное воздухом	Q_б	ккал/кг	;		- 38.1; K_ψ - 38.4; β_вп - 38.11; c_гв - 38.2; t_гв - 28.208; c_в(вп) - 38.2; - 22.207; φ_рвп - 5.152; υ_ух - 22.209; W_г_i - 38.14; Δβ_вр - 38.10; - 38.9
	Снижение температуры газов из-за перетока воздуха в нижнем сечении		°С	, ;
	Температура газов в нижнем сечении		°С	;
	Температура газов в верхнем сечении		°С	;
	Изменение температуры газов из-за перетока в верхнем сечении		°С
	Температурный напор	Δt_рвп	°С
38.16	Температура газов перед экономайзером (приближенное значение)		°С	;		t_пв - 22.196; - 25.6; - 22.450; G_пв - 22.1; B_к - 25.38; f - 11.176; - 22.439
38.17	Тепловоспринимающая способность воздухоподогревателя	Q_рвп	Гкал/°С			Q - 38.15; δB_к - 25.38; - 38.15; - 6.50; - 25.6; f - 11.177
	Снижение тепловоспринимающей способности воздухоподогревателя	δQ_рвп	%	, Если δQ_рвп < 0, принять δQ_рвп = 0 δQ_рвп выводится на печать и вносится в массив нормативно-справочной информации алгоритма (табл. 5). После расчета признак чистки K_рвп зануляется.
38.18	Коэффициент влияния температуры питательной воды на температуру газов за экономайзером	K_эк				- 38.16; - 22.450;t_пв - 22.196;
	Коэффициент влияния температуры воздуха за калориферами на температуру уходящих газов	K₁₀				- 38.15; - 38.15; - 22.207
38.19	Изменение температуры уходящих газов из-за изменения:					δt_кф - 38.3; δt_рец - 38.3; Δα, Δα^н - 38.9; Δβ, Δβ^н - 38.9; α - 25.26; - 26.97; - 38.15; S_т - 22.441; - 5.141; - 6.47; K_r - 38.6; t_пв - 22.196; - 26.136; - 38.13; - 38.13; K₁₀, K_эк - 38.18; K₁₆ - 38.15; K₁₂ - 5.132; K₁₃ - 5.133; K₁₄ - 5.134; K₁₇ - 5.136; K₁₉ - 5.138; f - 11.178; f - 11.179
	подогрева воздуха в калориферах		°С	K₀δt_кф
	подогрева рециркуляцией		°С	0,856K₁₀δt_рец
	присосов в систему пылеприготовления		°С
	присосов в топку		°С
	коэффициент избытка воздуха в топке		°С
	перетока в верхнем сечении воздухоподогревателя		°С
	перетока в нижнем сечении воздухоподогревателя		°С
	разрежения в верху топки		°С
	тепловоспринимающей способности РВП		°С
	рециркуляции газов		°С
	температуры питательной воды		°С
	отложений на тракте ПП-ЭК		°С
	отложений в воздухоподогревателе		°С
38.20	Общее изменение температуры уходящих газов		°С			υ_ух - 22.209; - 22.106; - 38.19
	Изменение температуры уходящих газов из-за анализируемых параметров		°С	, i = 10 ÷ 22
	Остаток баланса		°С
Анализ расхода электроэнергии механизмами тяги и дутья
38.21	Изменение температуры газов из-за присосов в золоуловители		°С			υ_ух - 22.209; - 22.440; t_нв - 22.215; - 38.14; Δα_д - 38.9; - 38.9; - 38.20
	Нормативная температура газов за дымососами		°С
	Фактическая температура газов за дымососами		°С
38.22	Фактический и нормативный объем среды, проходящей:
	дымососы		тыс. м³/ч			B_к - 25.38; - 26.128; , - 38.1; α_д - 38.11; - 22.206; β_дв, - 38.11; K_ψ, - 38.4
			тыс. м³/ч
	вентиляторы		тыс. м³/ч
			тыс. м³/ч
38.23	Фактический и нормативный КПД:
	дымососа	η_д				V_д, V_дв - 38.22; , - 38.22; - 5.142; - 5.143; N_д - 22.297; N_дв - 22.298; - 22.289; f - 11.180 ÷ 11.183; - 5.140
			%	;
	вентилятора		%
			%	;
	Нормативная мощность дымососа
38.24	Отклонение расхода электроэнергии дымососами из-за изменения:		кВт			, - 38.22; , - 38.8; , - 38.23; - 5.140; - 22.289
	объема газов		кВт
	полного напора		кВт
	КПД		кВт
	Общее отклонение		кВт
	Нормативная мощность вентилятора
38.25	Отклонение расхода электроэнергии вентиляторами из-за изменения:		кВт			, - 38.22; , - 38.8; , - 38.2; - 5.140; - 22.289
	объема воздуха	ΔN_дв_Q	кВт
	полного напора	ΔN_дв_H	кВт
	КПД	ΔN_двη	кВт
	Общее отклонение	ΔN_дв	кВт
Анализ изменения расхода топлива
38.41	Расчетные комплексы	ω_г				, - 38.1; - 38.2; - 38.2; - 38.2; - 38.12; - 26.108; - 26.105; - 25.38; - 26.113
		ω_в
		ω_хв
		f_ω
		φ
		Δt_ух	°С
	Поправки к расходу топлива из-за изменения потери q₂ в тоннах условного топлива		т/ч	; i = 11 ÷ 13; 17 ÷ 23		t_хв - 22.205; υ_ух - 22.209; - 38.19; - 38.3; , - 38.9; , - 38.9; - 38.11; α - 25.26; α^н - 26.97
			т/ч
			т/ч
			т/ч
			т/ч
	Поправка к расходу условного топлива из-за общего изменения потери q₂		т/ч	, i = 10 ÷ 15, 17 ÷ 24		- 38.41
38.42	Поправки к расходу условного топлива из-за изменения расхода электроэнергии на тягу и дутье		т/ч	Δв_компΔN_i, i = Д(Q), Д(S), Д(η), Д, Дв(Q), Дв(H), Дв(η), Дв		Δв_комп - 27.8; ΔN_i - 38.24; 38.25	-
	Поправка к расходу условного топлива из-за изменения расхода электроэнергии на тягу и дутье		т/ч	, i = Д, Дв
38.43	Суммарная поправка к расходу условного топлива из-за изменения состояния котла	ΔB_к	т/ч	i = 12, 13, 15, 18, 21, 22, Д(η), Дв(η)		- 38.41; - 38.42	+
38.48	Расчетные комплексы	α_τ		αВ_к		α - 25.26; t_хв - 25.205; - 22.207; α^н - 26.97; - 5.141; - 5.82; S_т - 22.441; В_к, - 25.38, 26.128	+
		t_хвτ		t_хвВ_к			+
							+
							+
							+
							+
							+

4.7. Расчет относительных показателей для анализа эффективности работы оборудования энергоблока

Таблица 39

Номер показателя	Наименование показателя	Обозначение	Размерность	Контрольное значение	Исходная информация
Номер показателя	Наименование показателя	Обозначение	Размерность	Контрольное значение	A	B	λ
1	2	3	4	5	6	7	8
Расчетная формула , где А и В - накопленные величины λ - масштабный коэффициент
39.1	Отклонение КПД ЦВД от нормативного значения	Δη_ЦВД	-		33.5	33.29	1
39.2	Относительный перерасход топлива из-за отклонения КПД ЦВД от нормативного значения		%		33.5	25.38	100
39.3	Отклонение КПД ЦСД № 1 от нормативного значения	Δη_ЦСД1	-		33.9	33.30	1
39.4	Относительный перерасход топлива из-за отклонения КПД ЦСД-1 от нормативного значения		%		33.9	25.38	100
39.5	Отклонение КПД ЦСД № 2 от нормативного значения	Δη_ЦСД2	-		33.14	33.31	1
39.6	Относительный перерасход топлива из-за отклонения КПД ЦСД № 2 от нормативного значения		%		33.14	25.38	100
39.7	Отклонение расхода пара из I камеры переднего уплотнения ЦВД от нормативного значения		-		33.19	33.32	1
39.8	Относительный перерасход топлива из-за отклонения расхода пара из I камеры переднего уплотнения ЦВД от нормативного значения		%		33.29	25.38	100
39.9	Отклонение расхода пара из II камеры переднего уплотнения ЦВД от нормативного значения		-		33.21	33.33	1
39.10	Относительный перерасход топлива из-за отклонения расхода пара из II камеры переднего уплотнения ЦВД от нормативного значения		%		33.21	25.38	100
39.11	Отклонение расхода пара из I камеры заднего уплотнения ЦВД от нормативного значения		-		33.23	33.34	1
39.12	Относительный перерасход топлива из-за отклонения расхода пара из I камеры заднего уплотнения ЦВД от нормативного значения		%		33.23	25.38	100
39.13	Отклонение расхода пара из I камеры переднего уплотнения ЦСД № 1 от нормативного значения		-		33.25	33.35	1
39.14	Относительный перерасход топлива из-за отклонения расхода пара из I камеры переднего уплотнения ЦСД № 1 от нормативного значения		%		33.25	25.38	100
39.15	Отклонение расхода пара на концевые уплотнения всех цилиндров от нормативного значения		-		33.27	33.36	1
39.16	Относительный перерасход топлива из-за отклонения расхода пара на концевые уплотнения всех цилиндров от нормативного значения	ΔB_упл	%		33.27	25.38	100
39.17	Суммарный относительный перерасход топлива из-за состояния проточной части трубы		%		33.28	25.38	100
39.18	Отклонение давления пара в камере регулирующей ступени ЦВД от нормативного значения		кгс/см²		33.38	33.37	1
39.19	...
39.20	Приведенный расход свежего пара		т/ч		33.37	33.39	1
39.21	Отклонение расхода конденсата на уплотнения питательного насоса от нормативного значения	ΔG_к.упл	-		37.5	37.29	1
39.22	Относительный перерасход топлива из-за отклонения расхода конденсата на уплотнения питательного насоса от нормативного значения	ΔB_к.упл	%		37.5	25.38	100
39.23	Отклонение КПД ПЭН от нормативного значения	Δη_ПЭН	-		37.10	37.30	1
39.24	Относительный перерасход топлива из-за отклонения КПД ПЭН от нормативного значения		%		37.10	25.38	100
39.25	Суммарный относительный перерасход топлива из-за состояния ПЭН	ΔB_ПЭН	%		37.11	25.38	100
39.26	Отклонение КПД ПТН от нормативного значения	Δη_ПТН	-		37.27	37.33	1
39.27	Относительный перерасход топлива из-за отклонения КПД ПТН от его нормативного значения		%		37.27	25.38	100
39.28	Суммарный относительный перерасход топлива из-за состояния ПТН	ΔB_ПТН	%		37.28	25.38	100
39.29	Отклонение КПД приводной турбины ПТН от нормативного значения	Δη_пт	-		37.16	37.31	1
39.30	Относительный перерасход топлива из-за отклонения КПД приводной турбины ПТН от нормативного значения	ΔB_пт	%		37.16	25.38	100
39.31	Отклонение КПД питательного насоса от нормативного значения	Δη_пн	-		37.26	37.32	1
39.32	Относительный перерасход топлива из-за отклонения КПД питательного насоса от нормативного значения	ΔB_пн	%		37.26	25.38	100
39.33	Расход питательной воды	G_п.в	т/ч		37.34	37.35	1
	Относительный температурный напор ПСВ № 1:
39.34	при фактическом состоянии		-		35.83	35.89	1
39.35	при нормативном состоянии		-		35.84	35.89	1
39.36	Отклонение относительного температурного напора ПСВ № 1 от норматива		-		35.85	35.89	1
39.37	Относительный перерасход топлива из-за отклонения от норматива температурного напора ПСВ № 1	ΔB_пс1	%		35.9 35.41	25.38	100
	Относительный температурный напор ПСВ № 2:
39.38	при фактическом состоянии		-		35.86	35.89	1
39.39	при нормативном состоянии		-		35.87	35.89	1
39.40	Отклонение относительного температурного напора ПСВ № 2 от норматива		-		35.88	35.89	1
39.41	Относительный перерасход топлива из-за отклонения от норматива температурного напора ПСВ № 2	ΔB_пс2	%		35.52	25.38	100
39.42	Относительные потери давления в паропроводе ПСВ № 2 при фактическом состоянии		-		35.90	35.94	1
39.43	Отклонение потерь давления в паропроводе ПСВ № 2 от норматива		-		35.91	35.94	1
39.44	Относительный перерасход топлива из-за отклонения от норматива потерь давления в паропроводе ПСВ № 2		%		35.61	25.38	100
39.45	Относительный перерасход топлива из-за состояния ПСВ	ΔB_пс	%		35.82	25.38	100
39.46	Относительный перерасход топлива из-за отключения ПСВ № 2	ΔB₁	%		35.11	25.38	100
39.47	Количество ступеней подогрева сетевой воды	r_с	шт.		35.95	6.44	1
39.48	Расход сетевой воды	G_св	т/ч		35.96	6.44	1
	Температура воды:
39.49	перед сетевой установкой		°С		35.97	35.89	1
39.50	за сетевой установкой		°С		35.98	35.89	1
	Тепловая нагрузка:
39.51	ПСВ № 1	Q_пс1	Гкал/ч		35.99	6.44	1
39.52	ПСВ № 2	Q_пс2	Гкал/ч		35.100	6.44	1
39.53	Общая тепловая нагрузка сетевой установки	Q_пс	Гкал/ч		35.101	6.44	1
39.54	Относительный расход воды через групповой обвод ПСВ № 1 и ПСВ № 2		-		35.92	35.89	1
39.55	Отклонение относительного расхода воды через групповой обвод ПСВ № 1 и ПСВ № 2 от норматива		-		35.92	35.89	1
39.56	Относительный перерасход топлива из-за состояния группового обвода ПСВ № 1 и ПСВ № 2		%		35.19 35.70	25.38	100
39.57	Относительный расход воды через обвод ПСВ № 2		-		35.93	35.89	1
39.58	Отклонение относительного расхода воды через обвод ПСВ № 2 от норматива		-		35.93	35.89	1
39.59	Относительный перерасход топлива из-за состояния обводной арматуры ПСВ № 2		%		35.78	25.38	100
39.60	Фактическое давление пара в конденсаторе	p_к	кгс/см²		25.130	34.36	1
39.61	Нормативное давление пара в конденсаторе		кгс/см²		34.23	34.36	1
39.62	Отклонение давления пара в конденсаторе от норматива	Δp_к	кгс/см²		34.24	34.36	1
39.63	Относительный перерасход топлива из-за отклонения от норматива давления пара в конденсаторе	ΔB_к	%		34.5	25.38	100
	Коэффициент гидравлических потерь:
39.64	в половине 1 конденсатора	h_к1	-		34.25	34.29	1
39.65	в половине 2 конденсатора	h_к2	-		34.27	34.30	1
	Отклонение от норматива коэффициента гидравлических потерь:
39.66	в половине 1 конденсатора	Δh_к1	-		34.26	34.29	1
39.67	в половине 2 конденсатора	Δh_к2	-		34.28	34.30	1
39.68	Относительный перерасход топлива из-за отклонения от норматива гидравлического сопротивления конденсатора		%		34.16	25.38	100
39.69	Относительный суммарный перерасход топлива из-за отклонения от норматива термического и гидравлического сопротивления конденсатора		%		34.17	25.38	100
39.70	Фактический температурный напор конденсатора	δt_к	°С		25.129	34.36	1
39.71	Нормативный температурный напор конденсатора		°С		34.31	34.36	1
39.72	Отклонение температурного напора конденсатора от норматива	Δδt_к	°С		34.32	34.36	1
39.73	Степень чистоты поверхности охлаждения конденсатора	a	-		34.33	6.44	1
39.74	Отклонение степени чистоты поверхности охлаждения от норматива	Δa	-		34.34	6.44	1
39.75	Фактические присосы воздуха в конденсатор	G_пр.в	кг/ч		34.35	34.36	1
39.76	Отклонение присосов воздуха от норматива	ΔG_пр	кг/ч		34.38	34.36	1
39.77	Относительный перерасход топлива из-за отклонения от норматива присосов воздуха в конденсатор		%		34.22	25.38	100
39.78	Расход пара в конденсатор	Д_к	т/ч		34.36	6.44	1
39.79	Расход охлаждающей воды на конденсатор	W_к	т/ч		34.37	34.36	1
39.80	Температура охлаждающей воды на входе в конденсатор	t_1в	°С		25.131	6.44	1
	Температура основного конденсата:
39.81	за ПНД № 1		°С		36.43	36.45	1
39.82	за ПНД № 2		°С		36.43	36.45	1
39.83	за ПНД № 3		°С		36.43	36.45	1
39.84	за ПНД № 4		°С		36.43	36.45	1
39.85	за ПНД № 5		°С		36.43	36.45	1
	Температура питательной воды:
39.86	за ПВД № 6		°С		36.43	36.45	1
39.87	за ПВД № 7		°С		36.43	36.45	1
39.88	за ПВД № 8		°С		36.43	36.45	1
	Нормативная температура основного конденсата:
39.89	за ПНД № 1		°С		36.42	36.45	1
39.90	за ПНД № 2		°С		36.42	36.45	1
39.91	за ПНД № 3		°С		36.42	36.45	1
39.92	за ПНД № 4		°С		36.42	36.45	1
39.93	за ПНД № 5		°С		36.42	36.45	1
	Нормативная температура питательной воды:
39.94	за ПВД № 6		°С		36.42	36.45	1
39.95	за ПВД № 7		°С		36.42	36.45	1
39.96	за ПВД № 8		°С		36.42	36.45	1
	Отклонение от норматива температуры конденсата:
39.97	за ПНД № 1	Δt₁	°С		36.44	36.45	1
39.98	за ПНД № 2	Δt₂	°С		36.44	36.45	1
39.99	за ПНД № 3	Δt₃	°С		36.44	36.45	1
39.100	за ПНД № 4	Δt₄	°С		36.44	36.45	1
39.101	за ПНД № 5	Δt₅	°С		36.44	36.45	1
	Отклонение от норматива температуры питательной воды:
39.102	за ПВД № 6	Δt₆	°С		36.44	36.45	1
39.103	за ПВД № 7	Δt₇	°С		36.44	36.45	1
39.104	за ПВД № 8	Δt₈	°С		36.44	36.45	1
	Относительный перерасход топлива из-за состояния:
39.105	ПНД № 1		%		36.14	25.38	100
39.106	ПНД № 2		%		36.14	25.38	100
39.107	ПНД № 3		%		36.14	25.38	100
39.108	ПНД № 4		%		36.14	25.38	100
39.109	ПНД № 5		%		36.14	25.38	100
39.110	ПВД № 6		%		36.14	25.38	100
39.111	ПВД № 7		%		36.16	25.38	100
39.112	ПВД № 8		%		36.16	25.38	100
	Протечка пара по дренажной линии:
39.113	ПВД № 7		т/ч		36.46	36.47	1
39.114	ПВД № 8		т/ч		36.48	36.49	1
	Отклонение от норматива протечки пара по дренажной линии:
39.115	ПВД № 7		т/ч		36.46	36.47	1
39.116	ПВД № 8		т/ч		36.48	36.49	1
	Относительный перерасход топлива из-за протечки пара по дренажной линии:
39.117	ПВД № 7		%		36.20	25.38	100
39.118	ПВД № 8		%		36.21	25.38	100
39.119	Расход питательной воды через байпас ПВД		т/ч		36.50	36.51	1
	Относительный перерасход топлива:
39.120	из-за протечки воды через байпас ПВД		%		36.23	25.38	100
39.121	из-за отключения ПВД		%		36.52	25.38	100
39.122	по системе регенерации	ΔB_рег	%		36.54	25.38	100
39.123	из-за отключения ПНД		%		36.53	25.38	100
39.124	Коэффициент избытка воздуха в топке 39.125 ÷ 39.129 - резерв	α	-		38.48	25.38	1
39.130	Разрежение в верху топки 39.131 ÷ 39.133 - резерв	S_т	кгс/м²		38.48	25.38	1
39.134	Температура воздуха перед воздухоподогревателем 39.135 ÷ 39.137 - резерв		°С		38.48	25.38	1
39.138	Нормативный коэффициент избытка воздуха в топке 39.139 ÷ 39.143 - резерв				38.48	25.138	1
39.144	Нормативное разрежение в верху топки 39.145 ÷ 39.146 - резерв		кгс/м²		38.48	25.138
39.147	Нормативная температура воздуха перед воздухоподогревателями 39.148 ÷ 39.151 - резерв		°С		38.48	25.138
	Относительный перерасход топлива из-за изменения:
39.152	коэффициента избытка воздуха в топке		%		38.41	25.38	100
39.153	присосов в систему пылеприготовления		%		38.41	25.38	100
39.154	присосов в топку		%		38.41	25.38	100
39.155	присосов в экономайзер		%		38.41	25.38	100
39.156	перетока в верхнем сечении воздухоподогревателя		%		38.41	25.38	100
39.157	отложения в конвективной шахте		%		38.41	25.38	100
39.158	отложений в воздухоподогревателе		%		38.41	25.38	100
39.159	...
39.160	разрежения газов в верху топки		%		38.41	25.38	100
39.161	поверхности нагрева РВП		%		38.41	25.38	100
39.162	температуры питательной воды		%		38.41	25.38	100
39.163	подогрева воздуха рециркуляцией		%		38.41	25.38	100
39.164	подогрева воздуха в калориферах		%		38.41	25.38	100
39.165	рециркуляции газов		%		38.41	25.38	100
39.166	прочих факторов потери q₂ и небаланса		%		38.41	25.38	100
39.167	потери 2		%		38.41	25.38	100
	Относительный перерасход топлива из-за изменения расхода электроэнергии:
39.168	дымососами		%		38.42	25.38	100
39.169	дымососами из-за КПД		%		38.42	25.38	100
39.170	дымососами из-за объема газов		%		38.42	25.38	100
39.171	дымососами из-за перепада разрежения		%		38.42	25.38	100
39.172	вентиляторами		%		38.42	25.38	100
39.173	вентиляторами из-за КПД		%		38.42	25.38	100
39.174	вентиляторами из-за объема воздуха		%		38.42	25.38	100
39.175	вентиляторами из-за перепада разрежения		%		38.42	25.38	100
39.176	дымососами и вентиляторами		%		38.42	25.38	100
39.177	Относительное общее изменение расхода топлива котлом	ΔB_к	%		38.43	25.38
Примечание. В пп. 39.37 и 39.56 условно показаны два значения параметра. Вносится значение, соответствующее либо режиму одноступенчатого подогрева сетевой воды (верхняя графа), либо двух-, трехступенчатого.

4.8. Расчет накапливаемых показателей для анализа оперативно регулируемых параметров энергоблока

Таблица 40

Номер показателя	Наименование показателя	Обозначение	Размерность	Формула вычисления	Контрольное значение	Исходная информация	Накопление	Примечание
1	2	3	4	5	6	7	8	9
Параметры пара и воды
40.1	Давление на стороне нагнетания питательных насосов		-	;		- 22.281; f - 11.161; G_пв - 22.1	-
40.2	Отклонение давления на стороне нагнетания питательных насосов от нормативного значения		-			- 40.1	-
40.3	Изменение расхода условного топлива при отклонении давления на стороне нагнетания питательных насосов от нормативного значения		т			- 22.432; Δв - 27.9; Д_ПТН - 22.12; - 22.101; - 22.102; - 26.113; - 40.2; τ₀ - 6.44	+
40.4	Фактическое значение впрыска питательной воды в промежуточный пароперегреватель		-			G_впр - 22.5; G_пв - 22.1	-
40.5	Нормативное значение впрыска		-	;		f - 11.51; Д₀ = G_пв - 22.1	-
40.6	Отклонение впрыска от нормативного значения		-			- 40.4; - 40.5	-
40.7	Изменение расхода условного топлива при отклонении впрыска от нормативного значения	ΔB_впр	т			- 22.465; G_пв - 22.1; Δв - 27.9; - 22.101; - 22.102; Д_ПТН - 22.12; - 22.281; - 22.280; р_впр - 5.57; - 26.113; - 40.6; τ₀ - 6.44	+
40.8	Изменение расхода условного топлива при отклонении от нормы способа регулирования мощности блока (ΔB_ср) и сообщение персоналу о фактическом (Ф1) и нормативном (Н1) способах регулирования мощности	ΔB_с.р	т	Если X₁₄₍₁₎ = 0 и , то -N_с.рΔвτ₀; ΔN_с.р = f(Д₀) при Д₀ < Д_ск		X₁₄₍₁₎ - 22.419; - 22.420; f - 11.33; Δв - 27.9; τ₀ - 6.44; Д₀ = G_пв - 22.1; Д_ск - 5.266	+
		Ф1	-	ПД;
		Н1	-	СД
		ΔB_с.р	т	Если X₁₄₍₁₎ = 1 и , то -N_с.рΔвτ₀; ΔN_с.р = f(Д₀) при Д₀ > Д_ск
		Ф1	-	СД;
		Н1	-	ПД
40.9	Условия проведения расчетов			Если , то ΔB_пс1 = 0 и расчеты по п. 40.10 - 40.12 не производить. Если , то ΔB_пс2 = 0 и расчеты по п. 40.13 - 40.15 не производить		- 22.18; - 22.22; - 22.23; - 22.26
40.10	Удельное изменение мощности турбоагрегата при сливе конденсата ПСВ № 1 на обессоливание по сравнению со сливом перед ПНД № 3 (без учета заноса солями проточной части турбины)		МВт ∙ ч/т	21.43 - 21.47 Если и , то в п. 21.44, 21.45 , Если и , то в п. 21.44, 21.45 ,		- 22.19; - 22.24; - 22.18; - 22.22; - 22.23; - 22.26	-
40.11	Удельное изменение мощности турбоагрегата из-за дополнительного заноса солями проточной части турбины при сливе конденсата ПСВ № 1 в направлении, противоположном фактическому		МВт ∙ ч/т	21.49, 21.51, 21.53, 21.55, 21.56, 21.59		; æ_пв - 22.112; - 22.18; - 22.22
40.12	Изменение расхода условного топлива при отклонении от нормы расхода конденсата ПСВ № 1 на обессоливание	ΔB_пс1	т			- 40.11; - 40.10; Δв - 27.9; K₄₄ - 2.44; - 40.10; - 26.113; - 22.18; R - 21.47; - 22.22; τ₀ - 6.44	+	K_пв = 1 при охлаждении ОК № 2 подпиточной водой
40.13	Удельное изменение мощности турбоагрегата при сливе конденсата ПСВ № 2 на обессоливание по сравнению со сливом перед ПНД № 4 (без учета заноса солями проточной части турбины)		МВт ∙ ч/т	21.43 - 21.46; 21.48 Если и , то в п. 21.44, 21.45 , Если и , то в п. 21.44, 21.45 ,		- 22.19; - 22.24; - 22.18; - 22.22; - 22.23; - 22.26	-
40.14	Удельное изменение мощности турбоагрегата из-за дополнительного заноса солями проточной части турбины при сливе конденсата ПСВ № 2 в направлении, противоположном фактическому		МВт ∙ ч/т	21.49, 21.52, 21.54, 21.57, 21.58, 21.60		; æ_пв - 22.112; - 22.23; - 22.26	-
40.15	Изменение расхода условного топлива при отклонении от нормы расхода конденсата ПСВ № 2 на обессоливание	ΔB_пс2	т			- 40.14; - 40.13; Δв - 27.9; K₄₄ - 2.44; - 40.10; - 26.113; - 22.23; - 22.26; R - 21.47; τ₀ - 6.44	+
Структура тепловой схемы
40.16	Расчетный комплекс	R₁₆	ккал/кг			э₁ - 22.325; э₂ - 22.326; - 22.228; - 22.229; - 22.201; X₁₍₁₎ - 22.355	-
40.17	Изменение расхода условного топлива при отклонении от нормы направления слива дренажа ПНД № 2 () и сообщение персоналу о фактическом (Ф2) и нормативном (Н2) направлении слива дренажа ПНД № 2		т	Если X₂₍₃₎ = 1 и , то		X₂₍₃₎ - 22.361; - 22.360; G_др2 - 22.48; R₁₆ - 40.16; э₃ - 22.327; i_др.2 - 22.150; - 22.229; - 22.201; Δв - 27.9; Δв_комп - 27.8; - 26.113; N_сл.н.2 - 5.279; τ₀ - 6.44	+	В остальных случаях фактическое направление слива совпадает с нормативным и изменение расхода условного топлива равно нулю
		Ф2	-	K;
		Н2	-	П3
40.18	Изменение расхода условного топлива при отклонении от нормы направления слива дренажа ПНД № 3 () и сообщение персоналу о фактическом (Ф3) и нормативном (Н3) направлении слива дренажа ПНД № 3		т	Если X₃₍₃₎ = 1, то		X₃₍₃₎ - 22.367; R₁₆ - 40.16; G_др3 - 22.49; э₃ - 22.327; - 22.231; - 22.229; i_др3 - 22.151; - 22.201; N_сл.н.3 - 5.280; Δв - 27.9; - 26.113; Δв_комп - 27.8; τ₀ - 6.44	+	То же
		Ф3	-	K;			+	То же
		Н3	-	ЛОК
40.19	Изменение расхода условного топлива при отклонении от нормы направления слива дренажа ПНД № 4 () и сообщение персоналу о фактическом (Ф4) и нормативном (Н4) направлении слива дренажа ПНД № 4		т	Если X₄₍₃₎ = 1, то		X₄₍₃₎ - 22.373; R₁₆ - 40.16; G_др4 - 22.50; э₃ - 22.327; э₄ - 22.328; - 22.229; - 22.231; - 22.233; i_др4 - 22.152; - 22.201; Δв - 27.9; Δв_комп - 27.8; N_сл.н.4 - 5.281; - 26.113; τ₀ - 6.44	+	-»
		Ф4		K;
		Н4		ЛОК
40.20	Изменение расхода условного топлива при отклонении от нормы направления слива дренажа ПНД № 5 () и сообщение персоналу о фактическом (Ф5) и нормативном (Н5) направлении слива дренажа ПНД № 5		т	Если X₅₍₃₎ = 1 и , то		X₅₍₃₎ - 22.379; - 22.378; G_др5 - 22.51; R₁₆ - 40.16; э₃ - 22.327; э₄ - 22.328; - 22.229; - 22.231; i_др5 - 22.153; - 22.201; Δв - 27.9; - 26.113; τ₀ - 6.44	+	В остальных случаях фактическое направление слива дренажа совпадает с нормативным и изменение расхода условного топлива равно нулю
		Ф5		K;
		Н5		П4
	Изменение расхода условного топлива при сливе дренажа ПВД № 6:
40.21	в ПНД № 5 по сравнению со сливом в деаэратор 7 кгс/см²		т/ч			G_др.6 - 22.52; э_д - 22.333; э₅ - 22.329; э₄ - 22.328; i_др.6 - 22.154; i_др.5 - 22.153; - 22.235; - 22.233; Δв - 27.9	-
40.22	в конденсатор		т/ч			G_др.6 - 22.52; R₁₆ - 40.16; э₃ - 22.327; э₄ - 22.328; э₅ - 22.329; э_д - 22.333; - 22.229; - 22.231; - 22.233; - 22.235; i_др.6 - 22.154; - 22.201; Δв - 27.9; - 26.113	-
40.23	Изменение расхода условного топлива при отклонении от нормы направления слива дренажа ПВД № 6 () и сообщение персоналу о фактическом (Ф6) и нормативном (Н6) направлении слива дренажа ПВД № 6		т	Если , , то ;		- 22.387; - 22.386; - 40.22; - 40.21; - 22.384; - 22.385; τ₀ - 6.44	+	В остальных случаях фактическое направление слива дренажа совпадает с нормативным и изменение расхода условного топлива равно нулю
		Ф6	-	K;
		Н6	-	П5
			т	Если и , то ;
		Ф6	-	K;
		Н6	-	Д
			т	Если , , то ;
		Ф6	-	П5;
		Н6	-	Д
40.24	Изменение расхода условного топлива при отклонении от нормы направления слива дренажа ПВД № 7 () и сообщение персоналу о фактическом (Ф7) и нормативном (Н7) направлении слива дренажа ПВД № 7		т	Если X₇₍₆₎ = 1 и , то ;		X₇₍₆₎ - 22.392; - 22.393; Д_7и - 22.81; i_др7 - 22.155; i_др6 - 22.154; э₆ - 22.330; э_д - 22.333; Δв - 27.9; τ₀ - 6.44; Д_8и - 22.82	+	См. примечание 40.23
		Ф7	-	Д;
		Н7	-	П6
40.25	Изменение расхода условного топлива при питании деаэратора 7 кгс/см² из вышестоящего (на ПВД № 6) отбора по сравнению с питанием из нижестоящего отбора		т/ч			Д_д - 22.14; э_д - 22.333; i₆ - 22.146; i_д - 22.145; Δв - 27.9
40.26	Изменение расхода условного топлива при питании деаэратора 7 кгс/см² из коллектора собственных нужд 13 кгс/см² по сравнению с питанием из нижестоящего отбора		т/ч			Д_д - 22.14; э_д - 22.333; i₇ - 22.147; i_д - 22.145; - 22.93; Δв - 27.9
40.27	Изменение расхода условного топлива при отклонении от нормы способа питания деаэратора (ΔB_д7) и сообщение персоналу о фактическом (Ф8) и нормативном (Н8) способах питания деаэратора:
	а) Перевод деаэратора на работу при скользящем давлении невозможен	ΔB_д7	т	Если X₁₀₍₉₎ = 1, и , то ;		X₁₀₍₉₎ - 22.400; - 22.401; - 40.26; τ₀ - 6.44; - 22.399;	+	В остальных случаях фактический способ питания деаэратора совпадает с нормативным и ΔB_д7 = 0
		Ф8	-	K - 13;
		Н8	-	0Д.
		ΔB_д7	т	Если X₁₀₍₉₎ = 1 и , то ;
		Ф8	-	K - 13
		Н8	-	06
		ΔB_д7	т	Если X₁₀₍₈₎ = 1, и , то ;
		Ф8		06
		Н8		0Д
	б) Перевод деаэратора на работу при скользящем давлении возможен	ΔB_д7	т	Если K₃₁ = 1, то		- 22.382; b₂ - 5.262; p_д7 - 22.294; K₃₁ - 2.31; ΔN₆ - 21.14; - 40.26; G_пв - 22.1; - 22.165; - 22.174; Δв - 27.9; э₆ - 22.330; э_д - 22.333; τ₀ - 6.44; K₃₀ - 2.30	+





		Ф8	-	K - 13
		Н8	-	0Д
		ΔB_д7	т	Если p_д7 ≥ в₂, то . Если K₃₀ = 1, то
		Ф8	-	06
		Н8	-	0Д
	Коэффициент пересчета расхода пара, подаваемого на калориферы котла, в расход пара:
40.28	отбора на коллектор собственных нужд 13 кгс/см²		-			i_кф - 22.104; i_S_1,2 - 5.271; i₇ - 22.147; - 22.106		K_р.к = 1 для схем с расширителем конденсата калориферов
40.29	из выхлопа ПТН					i_кф - 22.104; i_S_1,2 - 5.271; - 22.106; - 22.102		То же
40.30	Изменение расхода условного топлива при отклонении от нормы способа питания калориферов котла () и сообщение персоналу о фактическом (Ф9) и нормативном (Н9) способах питания калориферов		т	Если X₁₁₍₉₎ = 1 и , то		X₁₁₍₉₎ - 22.403; - 22.404; G_кф - 22.9; - 40.28; - 40.29; - 22.314; - 22.315; - 22.345; Δв - 27.9; - 26.113; τ₀ - 6.44	+	В остальных случаях фактический способ питания калориферов совпадает с нормативным и ΔB_кф = 0
		Ф9		K - 13
		Н9		ПТН
40.31	...
40.32	...
40.33	Давление пара в конденсаторе при нормативном составе работающих эжекторов		кгс/см²			p_к - 22.270; β - 5.228; α - 5.227; G_пр.в - 6.39; - 26.29; n_эж - 22.293	-
40.34	Изменение расхода условного топлива за счет изменения давления пара в конденсаторе при фактическом составе эжекторов по сравнению с нормативным		т/ч	;		f₁ - 11.189; - 40.33; - 22.270; χ - 5.259; K_вл - 5.258; - 40.33; Д_к - 22.29; - 22.201; - 8.67; - 22.113; f₂ - 7.6	-
40.35	Расчетный комплекс	R₃₅	ккал/кг			R₁₆ - 40.16; э₃ - 22.327; э₄ - 22.328; э₅ - 22.329; э_д - 22.333; э₆ - 22.330; э₇ - 22.331; э₈ - 22.332; - 22.229; - 22.231; - 22.233; - 22.235; - 22.249; - 22.238; - 22.239; - 22.240
	Изменение расхода условного топлива при питании одного основного эжектора:
40.36	из выхлопа ПТН		т/ч			Д_1эж - 5.268; - 22.431; Δв - 27.9; - 22.346; - 26.113
40.37	из деаэратора		т/ч			Д_1эж - 5.268; - 22.316; Δв - 27.9; - 22.346; - 26.113
40.38	из коллектора собственных нужд 13 кгс/см²		т/ч			- 5.269; i₀ - 22.91; i₇ - 22.147; i_др_._эж - 5.272; - 22.201; э₁ - 22.325; э₂ - 22.326; R₃₅ - 40.35; Δв - 27.9; - 26.113
40.39	Изменение расхода условного топлива при нормативном способе питания одного основного эжектора		т/ч			- 22.412; - 22.414; - 22.416; - 40.36; м - 40.37; - 40.38
40.40	Изменение расхода условного топлива при отклонении от нормы состава работающих эжекторов () и сообщение персоналу о фактическом (Ф10) и нормативном (Н10) составе эжекторов		т	Если X₁₂₍₁₎ = 1 и , то ;		X₁₂₍₁₎ - 22.405; - 22.408; - 40.34; - 40.39; τ₀ - 6.44	+	В остальных случаях фактический состав эжекторов совпадает с нормативным и
		Ф10		1э;
		Н10		2э.
			т	Если X₁₂₍₁₎ = 1 и , то ;		- 22.410;
		Ф10		1э;
		Н10		3э.
			т	Если X₁₂₍₂₎ = 1 и , то ;		- 22.406; X₁₂₍₂₎ - 22.407;
		Ф10		2э;
		Н10		1э.
			т	Если X₁₂₍₂₎ = 1 и , то ;
		Ф10		2э;
		Н10		3э.
			т	Если X₁₂₍₃₎ = 1 и , то ;		X₁₂₍₃₎ - 22.409
		Ф10		3э;
		Н10		1э.
			т	Если X₁₂₍₃₎ = 1 и , то ;
		Ф10		3э;
		Н10		2э.
40.41	Изменение расхода условного топлива при отклонении от нормы способа подачи пара на основные эжекторы () и сообщение персоналу и фактическом (Ф11) и нормативном (Н11) способах подачи пара на эжекторы		т	Если X₁₂₍₉₎ = 1 и , то ;		X₁₂₍₉₎ - 22.411; - 22.414; - 40.38; - 40.36; n_эж - 22.293; τ₀ - 6.44; - 22.416; - 40.37;	+	В остальных случаях фактический способ подачи пара на эжекторы совпадает с нормативным и
		Ф11		K - 13;
		Н11		ПТН
			т	Если X₁₂₍₉₎ = 1 и , то ;
		Ф11		K - 13;
		Н11		Д
			т	Если X₁₂₍₁₁₎ = 1 и , то ;		X₁₂₍₁₁₎ - 22.415
		Ф11		Д;
		Н11		ПТН
40.42	Изменение расхода условного топлива при отклонении от нормы способа подачи пара на концевые уплотнения турбины () и сообщение персоналу о фактическом (Ф12) и нормативном (Н12) способах подачи пара на уплотнения турбины		т	Если X₁₉₍₉₎ = 1 и , то		X₁₉₍₉₎ - 22.429; - 22.430; Д_упл - 22.34; - 22.317; - 22.318; - 22.347; - 22.348 Δв - 27.9; - 26.113; τ₀ - 6.44	+	В остальных случаях фактический способ подачи пара на концевые уплотнения турбины совпадает с нормативным и
		Ф12		K - 13;
		Н12		Д
Собственные нужды
40.43	Изменение расхода условного топлива при отклонении от нормы состава бустерных насосов () и сообщение персоналу о фактическом (Ф13) и нормативном (Н13) составе бустерных насосов		т	Если X₁₅₍₂₎ = 1 и , то ;		X₁₅₍₂₎ - 22.421; - 22.422; f - 11.162; G_пв - 22.1; N_бн - 22.302; Δв_комп - 27.8; τ₀ - 6.44	+	В остальных случаях фактический состав насосов совпадает с нормативным и изменение расхода топлива равно нулю
		Ф13		2Н;
		Н13		1Н
40.44	Изменение расхода условного топлива при отклонении от нормы состава конденсатных насосов I ступени () и сообщение персоналу о фактическом (Ф14) и нормативном (Н14) составе конденсатных насосов I ступени		т	Если X₁₆₍₂₎ = 1 и , то , ;		X₁₆₍₂₎ - 22.423; - 22.424; f - 11.163; - 22.28; - 22.18; - 22.23; N_кн1 - 22.311; Δв_комп - 27.8; τ₀ - 6.44	+	См. примечание п. 40.43
		Ф14		2Н;
		Н14		1Н
40.45	Изменение расхода условного топлива при отклонении от нормы состава конденсатных насосов II ступени () и сообщение персоналу о фактическом (Ф15) и нормативном (Н15) составе конденсатных насосов II ступени		т	Если X₁₇₍₂₎ = 1 и , то ; ;		X₁₇₍₂₎ - 22.425; - 22.426; f - 11.164; - 22.28; Δв_комп - 27.8; N_кн2 - 22.312; τ₀ - 6.44	+	См. примечание п. 40.43
		Ф15		2Н;
		Н15		1Н
40.46	Изменение расхода условного топлива при отклонении от нормы состава конденсатных насосов ПСВ № 1 () и сообщение персоналу о фактическом (Ф16) и нормативном (Н16) составе конденсатных насосов ПСВ № 1		т	Если X₁₈₍₂₎ = 1 и , то ;		X₁₈₍₂₎ - 22.427; - 22.428; f 11.165; - 22.21; Δв_комп - 27.8; N_{кн пс1} - 22.313; τ₀ - 6.44	+	См. примечание п. 40.43
		Ф16		2Н;
		Н16		1Н
40.47	Изменение расхода условного топлива на турбоагрегат при отклонении от нормы температуры воздуха перед воздухоподогревателем		т/ч			G_кф - 22.9; - 26.106; Δt_кф - 38.3; - 22.404; - 40.29; - 40.28; - 22.315; - 22.314; - 22.345; Δв - 27.9; i_кф - 22.104; - 26.113; i_{к кф} - 22.105
40.48	Изменение расхода условного топлива на энергоблок при отклонении от нормы температуры воздуха перед воздухоподогревателем		т			- 40.47; - 38.41; - 38.41; τ₀ - 6.44
40.49	Фильтрация изменений расходов условного топлива			Если , то ΔB_j = 0		- 27.10; - 5.297; - 27.12; - 5.298; - 27.11; - 5.299; - 27.13; - 5.300; - 40.3; - 5.301; ΔB_впр - 40.7; - 5.302; ΔB_с.р - 40.8; - 5.303; ΔB_пс1 - 40.12; - 5.303; ΔB_пс2 - 40.15; - 5.303; - 40.17; - 5.303; - 40.18; - 5.303; - 40.19; - 5.303; - 40.20; - 5.303; - 40.23; - 5.303; - 40.24; - 5.303; ΔB_д7 - 40.27; - 5.303; - 40.30; - 5.303; - 40.40; - 5.303; - 40.41; - 5.303; - 40.42; - 5.303; - 40.43; - 5.303; - 40.44; - 5.303; - 40.45; - 5.303; - 40.46; - 5.303; - 38.41; - 5.304; - 40.48; - 5.305; - 38.41; - 5.306
	Перерасход условного топлива из-за:
40.50	параметров пара и воды	ΔB_п	т			- 27.10; - 27.12; - 27.11; - 27.13; - 40.3; ΔB_впр - 40.7; ΔB_с.р - 40.8; ΔB_пс1 - 40.12; ΔB_пс2 - 40.15	+	Перерасходы топлива из-за отклонения от нормы соответствующего показателя суммируются после фильтрации в п. 40.49
40.51	газовоздушного режима котла	ΔB_г.в.р	т			- 38.41; - 40.47; - 38.41	+	См. примечание п. 40.50
40.52	структуры тепловой схемы	ΔB_стр	т			- 40.17 - 40.18; - 40.19; - 40.20; - 40.23; - 40.24; ΔB_д7 - 40.27; - 40.30; - 40.40; - 40.41; - 40.42	+	См. примечание п. 40.50
40.53	расхода электроэнергии на собственные нужды	ΔB_с.н	т			- 40.43; - 40.44; - 40.45; - 40.46	+	См. примечание п. 40.50
40.54	Суммарный перерасход условного топлива		т	ΔB_п + ΔB_гвр + ΔB_стр + ΔB_сн		ΔB_п - 40.50; ΔB_гвр - 40.51; ΔB_стр - 40.52; ΔB_сн - 40.54	+
Расчетные комплексы для накопления показателей
40.55	Расчетный комплекс	R₅₅	т			- 40.3; - 40.2	+
40.56	То же	R₅₆	т			- 40.7; - 40.6	+
40.57	-»	R₅₇				- 40.12; - 22.18; - 22.22	+
40.58	-»	R₅₈				- 40.15; - 22.23; - 22.26	+
40.59	-»	R₅₉	ч			X₁₄₍₁₎ - 22.419; - 22.420; τ₀ - 6.44	+	Если R_j 0, то принять R_j = 0 (j = 59)
40.60	-»	R₆₀	ч			X₂₍₃₎ - 22.361; - 22.362; τ₀ - 6.44	+	To же для j = 60
40.61	-»	R₆₁	ч			X₃₍₃₎ - 22.367; - 22.368; τ₀ - 6.44	+	To же для j = 61
40.62	-»	R₆₂	ч			X₄₍₃₎ - 22.373; - 22.374; τ₀ - 6.44	+	To же для j = 62
40.63	-»	R₆₃	ч			X₅₍₃₎ - 22.379; - 22.380; τ₀ - 6.44	+	To же для j = 63
40.64	-»	R₆₄	ч			X₆₍₇₎ - 22.385; - 22.386; τ₀ - 6.44	+	Если R_j < 0, то принять R_i = 0 (j = 64)
40.65	-»	R₆₅	ч			X₆₍₃₎ - 22.387; - 22.388; τ₀ - 6.44	+	To же для j = 65
40.66	-»	R₆₆	ч			X₇₍₆₎ - 22.392; - 22.393; τ₀ - 6.44	+	To же для j = 66
40.67	-»	R₆₇	ч			X₁₀₍₈₎ - 22.398; - 22.399; τ₀ - 6.44	+	To же для j = 67
40.68	-»	R₆₈	ч			X₁₀₍₉₎ - 22.400; - 22.401; τ₀ - 6.44	+	To же для j = 68
40.69	-»	R₆₉	ч			X₁₁₍₉₎ - 22.403; - 22.404; τ₀ - 6.44	+	To же для j = 69
40.70	-»	R₇₀	ч			X₁₂₍₁₎ - 22.405; - 22.406; τ₀ - 6.44	+	To же для j = 70
40.71	-»	R₇₁	ч			X₁₂₍₂₎ - 22.407; - 22.408; τ₀ - 6.44	+	To же для j = 71
40.72	-»	R₇₂	ч			X₁₂₍₃₎ - 22.409; - 22.410; τ₀ - 6.44	+	Если R_j < 0, то принять R_j = 0 (j = 72)
40.73	-»	R₇₃	ч			X₁₂₍₁₁₎ - 22.415; - 22.416; τ₀ - 6.44	+	To же для j = 73
40.74	-»	R₇₄	ч			X₁₂₍₉₎ - 22.411; - 22.412; τ₀ - 6.44	+	To же для j = 74
40.75	-»	R₇₅	ч			- 22.429; - 22.430; τ₀ - 6.44	+	To же для j = 75
40.76	-»	R₇₆	ч			X₁₅₍₂₎ - 22.421; - 22.422; τ₀ - 6.44	+	To же для j = 76
40.77	-»	R₇₇	ч			X₁₆₍₂₎ - 22.423; - 22.424; τ₀ - 6.44	+	To же для j = 77
40.78	-»	R₇₈	ч			X₁₇₍₂₎ - 22.425; - 22.426; τ₀ - 6.44	+	To же для j = 78
40.79	-»	R₇₉	ч			X₁₈₍₂₎ - 22.427; - 22.428; τ₀ - 6.44	+	To же для j = 79
40.80	-»	R₈₀		τ₀		τ₀ - 6.44	+

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

7.1. Турбоагрегат

Таблица 49

Номер показателя	Наименование показателя	Обозначение	Размерность	Формула вычисления	Контрольное значение	Исходная информация		Примечание
1	2	3	4	5	6	7		8
Удельные показатели состояния узлов турбоагрегата
49.1	Коэффициент, характеризующий изменение расхода пара из I камеры переднего уплотнения ЦВД			;		- 22.62; f - 11.1; Д₀ = G_пв - 22.1
49.2	Коэффициент, характеризующий изменение расхода пара из II камеры переднего уплотнения ЦВД			;		- 22.63; f - 11.2; Д₀ = G_пв - 22.1
	Коэффициент, характеризующий состояние:
49.3	заднего уплотнения ЦВД			;		- 22.64; f - 11.3; Д₀ = G_пв - 22.1
49.4	переднего уплотнения ЦСД № 1			;		Д_пу.ЦСД1 - 22.65; f - 11.4; Д₀ = G_пв - 22.1
49.5	j-го регенеративного подогревателя	K_п_j	ккал/кг			ΔQ_j - 36.12; G_пв - 22.1
49.6	обводной арматуры ПВД					- 22.80; G_пв - 22.1
49.7	Коэффициент, характеризующий расход пара на калориферы котла	K_кф				G_кф - 22.9; G_пв - 22.1
Определение параметров рассчитываемого режима
49.8	Определение режима и последовательности расчета			Если R_к = 1, то переход к п. 49.62 Если , , или , то переход к п. 49.9 Если , то останов программы		R_к	см. примечание	Массив параметров R формируется отдельно и вводится вручную
49.9	Температура сетевой воды после ПСВ		°С	, α = 0, 1, 2, ..., n Если , то переход к следующему режиму		- 5.199; Ш_пс - 5.233; - 5.202		После каждого шага итерации расчет продолжается в указанной последовательности
49.10	Расход сетевой воды через ПСВ		т/ч	; β = 0, 1, 2, ..., n Если , то переход к следующему шагу итерации п. 49.9		- 5.197; - 5.233; - 5.198		См. примечание п. 49.9
49.11	Температура обратной сетевой воды		°С	,		- 49.9; - 5.196
				Если или , то		t_ос - 22.256
	Параметр состояния:
49.12	ПСВ № 1		ккал 0,5/град 0,5	;		- 49.10; f - 11.5
49.13	ПСВ № 2		ккал 0,5/град 0,5	;		- 49.10; f - 11.6
49.14	Тепловая нагрузка турбоагрегата		Гкал/ч	Если , то переход к следующему шагу итерации п. 49.9		- 49.10; Δt_пс - 49.11; - 5.200
49.15	Условие проведения расчетов			Если , или , то переход к п. 49.19		- 49.8; - 49.8; - 49.8
49.16	Температурный напор ПСВ № 1		°С	;		- 49.14; - 49.10; f - 11.5		или
49.17	Температура насыщения пара в ПСВ № 1		°С			- 4.9; - 49.16		или
49.18	Давление пара в ПСВ № 1		кгс/см²	переход к п. 49.29		f - 7.5; - 49.17
49.19	Минимальное значение температуры насыщения пара в ПСВ № 1		°С			- 49.11		, или
49.20	Давление пара в ПСВ № 1		кгс/см²	, φ = 0, 1, 2, ..., n		f - 7.5; - 49.19		- зависит от вида конечной функции и в программе рассчитывается
49.21	Температура насыщения пара в ПСВ № 1		°С			f - 7.6; - 49.20
49.22	Условие проведения расчетов			Если или ,то переход к п. 49.27		- 49.8; - 49.8
	Тепловая нагрузка:
49.23	встроенного пучка		Гкал/ч			K_т - 6.38; Δi_к - 5.203; - 49.20; Q_пц - 6.37
49.24	ПСВ № 1		Гкал/ч	;		f - 11.5; - 49.10; - 49.21; - 49.11; - 49.23
	Температура сетевой воды перед
49.25	ПСВ № 1		°С			- 49.11; - 49.23; - 49.10
49.26	Температура сетевой воды за ПСВ № 1		°С	, переход к п. 49.29		- 49.25; - 49.24; - 49.10
49.27	Тепловая нагрузка ПСВ № 1		Гкал/ч	;		f - 11.5; - 49.10; - 49.21; - 49.11		или
49.28	Температура сетевой воды за ПСВ № 1		°С			- 49.11; - 49.27; - 49.10
49.29	Расход пара из отбора на ПСВ № 1		т/ч			- 49.27; Δi_пс1 - 5.204		или
						- 49.24
						- 49.19		или
49.30	Потери давления пара в паропроводе от отбора до ПСВ № 1		кгс/см²			- 5.238; - 49.29; - 5.239; - 49.20		, или
						- 49.18		или
49.31	Давление пара в отборе на ПСВ № 1		кгс/см²			- 49.30; - 49.20
						- 49.18		или
49.32	Проверка верхней границы давления пара в отборе на ПСВ № 1			Если , то переход к следующему шагу итерации п. 49.9		- 49.31; - 5.207
49.33	Условие проведения расчетов			Если , или , то переход к п. 49.35		- 49.8; - 49.8; - 49.8
49.34	Проверка нижней границы по давлению пара в отборе на ПСВ № 1			Если , то переход к п. 49.43 Если , то переход к следующему шагу итерации п. 49.9		- 49.31; - 5.206
49.35	Тепловая нагрузка ПСВ № 2		Гкал/ч			- 49.14; - 49.27
				Если , то		- 49.24; - 49.23
				Если , то переход к п. 49.20		- 5.201
49.36	Температурный напор в ПСВ № 2		°С	;		- 49.35; - 49.36; f - 11.6
49.37	Температура насыщения в ПСВ № 2		°С			- 49.9; - 49.36
49.38	Давление пара в ПСВ № 2		кгс/см²			f - 7.5; - 49.37
49.39	Расход пара из отбора турбины на ПСВ № 2		т/ч			- 49.35; - 5.205
49.40	Потери давления в паропроводе от отбора до ПСВ № 2		кгс/см²			- 5.240; - 49.39; - 5.241; - 49.38
49.41	Давление пара в отборе на ПСВ № 2		кгс/см²			- 49.38; - 49.40
49.42	Проверка верхней и нижней границы по давлению пара в отборе на ПСВ № 2			Если или , то переход к следующему шагу итерации п. 49.9		- 5.209; - 5.208; - 49.41
49.43	Мощность на клеммах генератора		МВт	Если , то Если , то Если , то Если или , то , , γ = 0, 1, 2, ..., n		f₁ - 11.37; f₂ - 11.42; f₃ - 11.47; - 49.14; - 49.31; - 49.41; Ш_N - 5.235; - 49.8; - 49.8; - 49.8; - 49.8; - 49.8
49.44	Проверка верхней границы по мощности			Если , то переход к следующему шагу итерации п. 49.10		- 49.43; - 5.216
49.45	Расход свежего пара на турбину		т/ч	Если , то Если , то Если , то Если , то ; ; Если , то ; Если , то ; ; ; ; ;		f₁ - 11.36; f₂ - 11.40; f₃ - 11.49; f₄ - 11.36; f₆ - 11.38; f₇ - 11.39; f₈ - 11.43; - 49.43; - 49.31; - 49.41; f₉ - 11.44; f₁₀ - 11.40; f₁₁ - 11.45; f₁₂ - 11.46; - 49.14; - 49.8; - 49.8; - 49.8; - 49.8; - 49.8
49.46	Проверка нижней границы по расходу пара на турбину			Если , то переход к следующему шагу итерации п. 49.10 Если или и , то переход к следующему шагу итерации п. 49.43 ; j = 2, 3		- 49.45; f₂ - 11.7; f₃ - 11.10; - 49.31; - 49.41; - 49.8; - 49.8; - 49.8; - 49.8; - 49.8;		Если или , то j = 2 Если , или , то j = 3
49.47	Проверка верхней границы по расходу пара на турбину			Если , то переход к следующему шагу итерации п. 49.9 Если или , то j = 2 Если или , или , то j = 3 Если или , то		- 49.45; - 49.8; f₂ - 11.8; - 49.8; - 11.9; - 49.8; f₃ - 11.11; - 49.8; - 11.12; - 49.8; - 49.31; - 49.41
49.48	Изменение энтальпии питательной воды при отклонении фактических условий работы регенеративных подогревателей от нормативных		ккал/кг	Если , то ; ; Если X₇₍₁₎ = 1, то ; Если , то Если , то		X₇₍₁₎ - 22.389; X₈₍₁₎ - 22.394; X₉₍₁₎ - 22.396; - 49.6; - 49.5; - 46.45; f₁ - 11.146; f₂ - 11.147; f₃ - 11.148
49.49	Нагрев питательной воды в системе регенерации		ккал/кг	;		f - 11.49; - 49.45; - 49.48
49.50	Расход пара в конденсатор		т/ч	пп. 13.1 ÷ 13.11 ; ; ; ; i = 1, 2, 3;		- 49.45; - 49.29; - 49.8; - 49.39; K_кф - 49.7; Д_ск - 22.13; f₁ - 11.51; - 49.49; f₂ - 11.167; - 49.31; - 49.41
49.51	Расход основного конденсата через ПНД № 1		т/ч			- 49.50; K₄₀ - 2.40; - 49.29; K₄₁ - 2.41; - 49.39
49.52	Расход пара в ПНД № 1		т/ч	;		f - 11.31; - 49.51; Δi_п₁ - 5.211; X₁₍₁₎ - 22.355
49.53	Расход пара в ПНД № 2		т/ч	;		- 49.51; f - 11.31; Δi_пс1 - 5.204; X₂₍₁₎ - 22.357
49.54	Расход пара в ПНД № 3		т/ч	; ;		f - 11.31; - 49.54; - 49.51; - 49.29; K₄₁ - 2.41; - 49.39; Δi_пс₂ - 5.205
49.55	Расход пара через промежуточный отсек		т/ч			- 49.50; - 49.53; - 49.29; - 49.52
49.56	Условие проведения расчетов			Если или , то переход к п. 49.60		- 49.8; - 49.8
49.57	Определение режима истечения пара через промежуточный отсек			Если , то переход к п. 49.59		- 49.31; - 49.41; ε_кр - 5.243
49.58	Проверка давления в верхнем теплофикационном отборе (докритический перепад давлений)			Если, то переход к п. 49.60 Если, то переход к п. 49.20		- 49.41; - 43.31; - 49.55; K_по1 - 5.212; C - 5.237
49.59	Проверка давления в верхнем теплофикационном отборе по уравнению проточной части (сверхкритический перепад давлений)			Если , то переход к п. 49.20		- 49.41; K_по2 - 5.213; - 49.55; c - 5.237
49.60	Расход тепла на турбину (без поправок на фактические условия)		Гкал/ч			- 49.45; i₀ - 5.220; f₁ - 11.20; f₂ - 11.19; f₃ - 11.21
49.61	Условие проведения расчетов			Если R_к = 0, то переход к п. 49.67		R_к - 49.8
49.62	Мощность на клеммах генератора		МВт	, γ = 0, 1, 2, ..., n Если , то переход к следующему режиму		- 5.215; - 5.216; Ш_N - 5.235		R_к = 1
49.63	Расход свежего пара на турбину		т/ч			- 49.62; f - 11.18
49.64	Расход тепла на турбину		Гкал/ч			- 49.62; f - 11.34
49.65	Давление пара в отборе на ПНД № 2		кгс/см²			f - 11.22; - 49.63
49.66	Расход пара в конденсатор		т/ч			K_к - 5.214; - 49.65
Расчет показателей состояния узлов турбоагрегата при нагрузке
	Изменение расхода пара из:
49.67	I камеры передних уплотнений ЦВД		т/ч	Если R_к = 1, то		- 49.45; - 49.1; - 49.63; R_к - 49.8
49.68	II камеры передних уплотнений ЦВД		т/ч	Если R_к = 1, то		- 49.2; - 49.45; R_к - 49.8; - 49.63
49.69	заднего концевого уплотнения ЦВД		т/ч	Если R_к = 1, то		- 49.3; - 49.45; R_к - 49.8; - 49.63
49.70	переднего уплотнения ЦСД № 1		т/ч	Если R_к = 1, то		- 49.4; - 49.45; R_к - 49.8; - 49.63
49.71	Изменение тепловой нагрузки j-го регенеративного подогревателя		Гкал/ч	Если R_к = 1, то		K_п_j 49.5; - 49.45; R_к - 49.8; - 49.63
49.72	Изменение расхода питательной воды через обводную арматуру ПВД		т/ч	Если R_к = 1, то		- 49.6; R_к - 49.8; - 49.45; - 49.63
49.73	Расход пара на калориферы котла		т/ч	Если R_к = 1, то		K_кф - 49.7; R_к - 49.8; - 49.45; - 49.63
49.74	Изменение давления пара в тракте промперегрева	Δp_пп	%			- 22.268; - 22.267
49.75	Фактическое значение расхода циркуляционной воды	W	м³/ч	При отсутствии регулирования ЦН		W - 22.30		- сумма расходов пара в конденсаторы остальных турбин ТЭЦ
				Работа циркуляционных насосов оптимизируется: ; Если R_к = 1, то		f - 11.195; t_нв - 22.215; - 49.50; - 49.66; R_к - 49.8
				С учетом подпитки теплосети во встроенных пучках:		- 22.17
49.76	Коэффициент теплопередачи трубок конденсатора	K	ккал/м² ∙ ч ∙ °С	Пп. 19.7 ÷ 19.13 Если R_к = 1, то		W - 49.75; R_к - 49.8; t₁_в - 22.203; - 49.50; a - 19.6; - 49.66
49.77	Температурный напор конденсатора при нормативной плотности вакуумной системы		°С	Если R_к = 1, то		- 49.50; R_к - 49.8; Δi_к - 5.203; - 49.66; W - 49.75; K - 49.76; F - 5.226
49.78	Давление пара в конденсаторе при его фактическом состоянии и нормативных присосах воздуха		кгс/см²	Если R_к = 1, то Если , то		- 49.50; f - 7.5; t_1в - 22.203; - 49.8; Δi_к - 5.203; - 49.25; W - 49.75; δt_к - 49.77; δt_вп - 5.219; R_к - 49.8; - 49.66;
49.79	Изменение давления пара в конденсаторе из-за отклонения присосов воздуха от нормы		кгс/см²	Если X_12(i) = 1, то m = i		α - 5.227; β - 5.228; м - 6.39; X_12(i) - 22.405; 22.407; 22.409		i = 1, 2, 3
49.80	Давление пара в конденсаторе при его фактическом состоянии и фактических присосах воздуха		кгс/см²			- 49.78; - 49.79
49.81	Давление пара в отборе, питающего j-й регенеративный подогреватель, и пара перед ЦСД № 1		кгс/см²	; Если j = 4, 5, 9, то Если j = 6, 7, 8, то Если R_к = 1, то ; Если или , то ,		f₁ - 11.22; f₂ - 11.26; f₃ - 11.27; - 49.45; - 49.41; - 49.31; R_к - 49.8; - 49.8; - 49.8; - 49.63
49.82	Энтальпия насыщенного пара в конденсаторе		ккал/кг	;		f₁ - 7.7; f₂ - 7.6; - 49.80
49.83	Энтальпия дренажа j-го регенеративного подогревателя		ккал/кг			f - 11.194; - 49.81
49.84	Температура пара в отборе на j-й регенеративный подогреватель		°С	п. 18.1 Если R_к = 1, то		- 49.81; - 49.81; - 49.45; - 5.109; - 49.63; - 5.108; - 5.110; R_к - 49.8		Остальные параметры без изменения
49.85	Энтальпия пара отбора, питающего j-й регенеративный подогреватель, и пара перед ЦВД и ЦСД		ккал/кг	Область перегретого пара:		f - 7.1; p₀ - 22.266; - 49.81; t_о - 22.191; - 49.84
				Область влажного пара: пп. 18.6 ÷ 18.11 Если R_к = 1, то ; , - 49.65;		- 49.55; - 49.50; - 49.31; - 49.41; - 49.66; f - 11.22; - 49.53; - 49.63;		Остальные параметры без изменения
49.86	Энтальпия питательной воды за j-м регенеративным подогревателем		ккал/кг			f - 11.144; - 49.81
49.87	Коэффициент удельной выработки электроэнергии отборов, питающих j-е регенеративные подогреватели			Пп. 20.1 ÷ 20.21		- 49.83; - 49.86; - 49.85		Остальные параметры без изменения
Расчет изменений внутренней мощности и расходов тепла на турбоагрегат из-за отклонения фактических условий работы от нормативных
	Изменение мощности турбоагрегата из-за изменения:
49.88	температуры свежего пара		МВт	; - п. 21.1 Если R_к = 1, то ;		- 49.29; - 49.63; - 49.39; - 49.66; - 49.50; t_о - 22.191; - 49.45; - 5.108; R_к - 49.8
49.89	давления свежего пара		МВт	- п. 21.2 Если R_к = 1, то ,		- 49.29; X₁₄₍₁₎ - 22.419; - 49.39; - 49.63; - 49.50; - 49.66; - 49.45; p₀ - 22.266; R_к - 49.8; - 5.109
49.90	потери давления в тракте промперегрева		МВт	; - п. 21.3 Если R_к = 1, то ;		- 49.29; Δp_пп - 49.74; - 49.39; - 5.81; - 49.50; - 49.45; R_к - 49.8; - 49.63; - 49.66
49.91	температуры пара после промперегрева		МВт	; - п. 21.4 Если R_к = 1, то ;		- 49.45; - 49.66; - 49.29; - 49.63; - 49.39; - 22.193; - 49.50; - 5.110; R_к - 49.8
49.92	КПД проточной части ЦВД		МВт	; - п. 21.5 ; Если R_к = 1, то ,		- 49.45; f - 11.199; - 49.29; - 49.63; - 49.39; - 49.66; - 49.50; R_к - 49.8;
49.93	КПД проточной части ЦСД № 1		МВт	; - п. 21.6 Если R_к = 1, то , , ,		- 49.45; R_к - 49.8; - 49.29; - 49.65; - 49.39; - 49.81; - 49.50; p_к - 49.80; - 49.31; - 49.63; - 49.41; - 49.66; - 6.40;
49.94	КПД проточной части ЦСД № 2		МВт	; - п. 21.7 Если R_к = 1, то , , ,		- 49.29; R_к - 49.8; - 49.39; - 49.65; - 49.50; - 49.81; - 49.31; p_к - 49.80; - 49.41; - 49.66; - 6.41; - 49.63; - 49.45
	Изменение внутренней мощности турбоагрегата и изменение расхода тепла на ПТН из-за изменения:
49.95	КПД проточной части приводной турбины		МВт	, - п. 21.8 Если R_к = 1, то ,		- 49.45; - 49.66; - 49.29; Δη_тп - 6.42; - 49.39; η_тп - 37.13; - 49.50; f - 11.29; - 49.85; R_к - 49.8; - 49.85; - 49.63
49.96	КПД питательного наcoca		МВт	; - п. 21.9; Если R_к = 1, то ,		- 49.45; R_к - 49.8; - 49.29; f - 11.29; - 49.39; Δη_на - 6.43; - 49.50; η_на - 37.23; - 49.87; - 49.63; - 49.85; - 49.66; - 49.85;
49.97	Изменение мощности турбоагрегата из-за изменения состояния j-го регенеративного подогревателя		МВт	; - п. 21.10		- 49.71; - 49.87; δ_j₊₁ - 5.221
49.98	Суммарное изменение мощности турбоагрегата из-за изменения состояния регенеративных подогревателей		МВт			- 49.98
	Изменение мощности турбоагрегата из-за изменения:
49.99	протечек питательной воды через обводную арматуру группы ПВД		МВт	; - п. 21.11		- 49.72; - 49.87; - 49.86
49.100	расхода пара из первой камеры передних уплотнений ЦВД		МВт	; - п. 21.25		- 49.67; - 49.85; - 49.87; - 49.85
49.101	расхода пара из второй камеры передних уплотнений ЦВД		МВт	; - п. 21.26;		- 49.68; - 49.85; - 49.87; - 49.85; - 49.85; ; - 49.85;
49.102	расхода пара из заднего концевого уплотнения ЦВД		МВт	; - п. 21.27; ;		- 49.69; - 49.87; - 49.85; - 49.85; - 49.101
49.103	расхода пара из переднего уплотнения ЦСД № 1		МВт	; - п. 21.28;		- 49.70; - 49.85; - 49.85; - 49.87
49.104	Изменение давлений пара в теплофикационных отборах , и расходов пара на ПСВ , из-за изменения состояния одного из подогревателей		кгс/см²	Если или , то - п. 35.1 ÷ 35.9 Если , или , то при фактическом состоянии ПСВ № 1 - п. 35.43, - 35.45; - 35.44; - 35.46 При фактическом состоянии ПСВ № 2 - п. 35.54, - 35.56; - 35.55; - 35.57 Если , , то		α_пс1 - 15.5; α_пс2 - 15.9; - 49.12; - 49.13; - 49.31; - 49.41; - 49.9; - 49.9; - 49.52; - 49.53; - 49.50; t_ос - 49.11		Остальные параметры без изменения

			кгс/см²
			т/ч
			т/ч
49.105	Изменение мощности турбоагрегата из-за изменения состояния i-го ПСВ		МВт	п. 21.12 ,		- 49.104; - 49.29; - 49.104; - 49.39; - 49.104; - 49.31; - 49.104; - 49.41; - 49.87; - 49.54; - 49.86; - 49.50; - 49.53; - 49.51
				Если или , то , - п. 21.13		- 49.104; - 49.45; - 49.29; - 49.31; - 49.50; - 49.8; - 49.8
49.106	Изменение мощности турбоагрегата из-за подачи питательной воды на впрыск в промежуточный пароперегреватель		МВт	, - п. 21.42 Если R_к = 1, то		- 49.86; G_впр - 22.5; - 49.86; G_пв - 22.1; э_j - 49.87; - 49.45; i₀ - 49.85; R_к - 49.8; - 49.85; - 49.63
49.107	Изменение мощности турбоагрегата из-за отключения ПВД № 6		МВт	, ΔN₆ - 21.14 Если R_к = 1, то ,		- 49.45; - 49.85; - 49.29; - 49.87; - 49.39; - 49.63; - 49.50; - 49.66; - 49.85; R_к - 49.8		X_j₍₁₎ - формируется отдельным массивом или по табл. 22
49.108	Изменение внутренней мощности турбоагрегата из-за отключения ПВД № 7, 8		МВт	, ΔN_7,8, - 21.15 Если R_к = 1, то ,		- 49.45; - 49.63; - 49.29; - 49.66; - 49.39; R_к - 49.8; - 49.50; - 49.85; - 49.85; - 49.87		См. примечание п. 49.107
	Изменение мощности турбоагрегата из-за отключения:
49.109	ПВД № 8		МВт	; - п. 21.16 Если R_к = 1, то ,		- 49.45; - 49.87; - 49.29; - 49.63; - 49.39; - 49.66; - 49.50; - 49.85; - 49.85; R_к - 49.8		X_j₍₁₎ - формируется отдельным массивом или по табл. 22
49.110	ПВД № 6, 7, 8		МВт	п. 21.17 Если R_к = 1, то ,		- 49.45; - 49.39; - 49.87; - 49.50; - 49.85; R_к - 49.8; - 49.85; - 49.63; - 49.29; - 49.66		См. примечание п. 49.109
49.111	j-го ПНД		МВт	п. 21.18; j = 1, 2, 3, 5 Если R_к = 1, то		- 49.45; - 49.105; - 49.87; - 49.63; R_к - 49.8		См. примечание п. 49.109
49.112	ПНД № 4		МВт	; - п. 21.19; Если R_к = 1, то		- 49.45; - 49.63; - 49.87; - 49.86; - 49.83; - 49.83; f - 11.157; R_к - 49.8
49.113	Изменение расхода тепла, отводимого из конденсатора, из-за отключения ПНД № 4		Гкал/ч	; - п. 21.20 Если R_к = 1, то		- 49.45; R_к - 49.8; - 49.112; - 49.63; - 49.83; - 49.83;		X_j₍₁₎ - формируется отдельным массивом или по табл. 22
49.114	Суммарное изменение мощности турбоагрегата из-за отключения j-х ПНД		МВт			- 49.111, 49.112
49.115	Изменение мощности турбоагрегата из-за подачи пара на РОУ 40/13		МВт	; - по п. 21.31		Д_ск - 22.13; - 49.83; - 49.87; - 49.85; - 49.86;
49.116	Расход тепла в КСН через РОУ 40/13		Гкал/ч			Д_ск - 22.13; - 22.116; - 49.85
49.117	Изменение мощности турбоагрегата из-за подачи пара на калориферы котла из выхлопа ПТН		МВт	; - по п. 21.33 Если R_к = 1, то ,		- 49.73; - 49.45; - 49.101; - 49.29; - 49.87; - 49.39; - 49.86; - 49.50; - 49.85; - 49.83; R_к - 49.8; - 49.63; - 49.85; - 49.66; X₁₀₍₁₀₎ - 22.402
49.118	Изменение расхода тепла, отводимого из конденсатора, при подаче пара на калориферы котла из выхлопа ПТН		Гкал/ч	- п. 21.35;		- 49.73; - 49.81; - 49.83; X₁₁₍₁₀₎ - 22.402; f - 7.7		Остальные параметры без изменения
49.119	Расход тепла на калориферы котельной установки при питании паром из выхлопа ПТН		Гкал/ч			- 49.73; - 49.118; - 49.85; X₁₁₍₁₀₎ - 22.402
49.120	Изменение расхода тепла, отводимого из конденсатора, при отклонении фактической плотности диафрагмы от нормативной		Гкал/ч			- 49.31; Δi_к - 5.203; K_т - 6.38; - 5.210		Рассчитывается при , или
49.121	Изменение мощности турбоагрегата при отклонении фактической плотности диафрагмы от нормативной		МВт			- 49.120; - 49.87		См. примечание п. 49.120
49.122	Изменение температуры обратной сетевой воды		°С			- 22.200; t_ос - 22.256; - 5.196		Рассчитывать при или
	Изменение мощности турбоагрегата из-за изменения:
49.123	нагрева сетевой воды в ПСВ		МВт			- 49.122; - 49.41; - 49.14; f - 11.59		См. примечание п. 49.122
49.124	давления пара в конденсаторе		МВт	Если R_к = 1, то		- 49.50; R_к - 49.8; - 49.80; - 49.66; - 5.232; f - 11.189;
49.125	Изменение мощности турбоагрегата и расхода тепла в конденсатор из-за подачи пара в ЦНД из верхнего теплофикационного отбора через охлаждающее устройство		МВт	Если K₄₂ ≥ 0,5, то		f - 11.66; - 49.14; - 49.41; K₄₂ - 2.42		, или
			Гкал/ч	По п. 21.40		- 49.31; - 49.41		, или Остальные параметры без изменения
49.126	Изменение мощности турбоагрегата из-за скользящего давления свежего пара		МВт	Если R_к = 1, то		- 49.45; f - 11.33; R_к - 49.8; - 49.63; X₁₄₍₁₎ - 22.419
49.127	Суммарное изменение мощности турбоагрегата при отклонении фактических условий работы от нормативных		МВт			- 49.88; - 49.105; - 49.89; - 49.109; - 49.90; - 49.108; - 49.91; - 49.107; - 49.92; - 49.110; - 49.93; - 49.114; - 49.94; - 49.115; - 49.95; - 49.117; - 49.96; - 49.121; - 49.97; - 49.126; - 49.99; - 49.124; - 49.100; - 49.123; - 49.101; - 49.125; - 49.102; - 49.106; - 49.103;
49.128	Мощность турбоагрегата при фактических условиях и работе по тепловому графику		МВт	,		- 49.43; - 49.127; f - 11.155		Рассчитывать, если или
49.129	Изменение расхода тепла на турбоагрегат из-за отклонения фактических условий работы от нормативных		Гкал/ч	Если , или R_к = 1, то Если R_к = 1, то ; , ;		- 49.127; - 49.119; - 49.116; - 49.113; - 49.118; - 49.120; - 49.125; - 49.95; - 49.96; Δq_кн - 5.127; η_эм - 49.128; - 49.8; - 49.8; R_к - 49.8; f₁ - 11.16; f₂ - 11.17; - 49.81		Если или , то j = 2 Если , или , то j = 3
49.130	Расход тепла на турбоагрегат при фактических условиях работы		Гкал/ч	Если R_к = 1, то		- 49.60; - 49.64; - 49.129; R_к - 49.8

7.2. Котлоагрегат

Таблица 50

Номер показателя	Наименование показателя	Обозначение	Размерность	Формула вычисления		Контрольное значение	Исходная информация	Примечание
1	2	3	4	5		6	7	8
50.1	Тепловая нагрузка котла		Гкал/ч				- 49.130; - 26.113
50.2	Нормативный расход условного топлива		т/ч	,			- 50.1; f - 11.186
	Изменение температуры уходящих газов:
50.3	из-за загрязнения поверхностей нагрева						Δυ₂₀ - 38.19; Δυ₂₁ - 38.19, Δυ₂₂ - 38.19
50.4	соответствующее фактическому состоянию при текущей нагрузке						Δυ_ξ - 50.3; θ_ξ - 5.165; - 50.1; - 25.6
50.5	из-за сокращения поверхности РВП						- 38.19; - 5.166; - 50.1; - 25.6
50.6	из-за отклонения температуры питательной воды от нормативной			,			f - 11.167; Δt_пв - 49.48; - 50.1
50.7	Коэффициент рециркуляции газов			По п. 38.6			V_рец - 11.191; B_к - 50.2; - 38.1; - 38.1; α^н - 11.134
50.8	Рост сопротивления за экономайзером		кгс/см²	По п. 38.6			- 11.169; - 50.7
50.9	Нормативное разрежение по тракту газов при чистых поверхностях нагрева и включенной рециркуляции:
	за экономайзером за воздухоподогревателем перед дымососом				По п. 38.7		- 50.7; - 11.170; ΔS_г - 50.8; S_зу - 11.171; - 11.169;
50.10	Разрежение по тракту газов при фактическом состоянии:
	перед воздухоподогревателем						- 50.9; - 38.8; - 38.8; - 50.10; - 50.9; ΔS_зу - 38.8; - 38.8
	за воздухоподогревателем
	перед дымососом
50.11	Нормативные присосы и перетоки по тракту газов и воздуха:
	в систему пылеприготовления				По п. 38.9		- 5.144; - 50.9; - 5.145; - 50.9; - 5.147; - 50.9; - 5.146; - 11.169; - 5.98; - 11.170; n - 11.169 - 11.171; - 11.171; - 50.1; - 5.148
	в топку
	на тракте ЭК-ВП
	в экономайзер
	в воздухоподогреватель
	в зоне золоуловителей и дымососа
50.12	Фактические присосы и перетоки по тракту газов и воздуха:
	в систему пылеприготовления				По п. 38.10		- 5.98; - 50.1; - 5.157; - 5.158; Δα_кш₍₃₎ - 5.159; Δα_дм₍₃₎ - 5.160; - 50.9; S_вп₍₃₎ - 5.161; S_зу₍₃₎ - 5.62; - 50.11; Д₃ - 5.163; - 50.10
	в топку
	в экономайзер
	в воздухоподогреватель
	на тракте ЭК-ВП
	в зоне золоуловителей и дымососов
50.13	Расчет величин, необходимых для определения поправок к КПД	φ f_ω Δt		; ; ; ;			q₄ - 26.108; - 26.115; f₁ - 11.134; f₂ - 11.54; t_хв - 22.205; - 50.1; W^p - 6.4
50.14	Поправка к КПД из-за:
	присосов воздуха в систему пылеприготовления присосов воздуха в топку загрязнения поверхностей нагрева сокращения поверхности РВП отклонения от нормативной температуры питательной воды						K₁₂ - 5.132; - 50.11; - 50.12; - 50.4; - 50.11; - 50.5; K₁₃ - 5.133; - 50.6; - 50.12; φ - 50.13; f_ω - 50.13
50.15	Поправка к КПД из-за присосов воздуха в экономайзер						- 50.12; - 50.11; Δt - 50.13; φ - 50.13
50.16	Поправка к КПД из-за перетоков воздуха в верхнем сечении РВП						K₁₅ - 5.135; f_ω - 50.13; Δt - 50.13; φ - 50.13; - 50.12; - 50.11
50.17	Фактический КПД котла			;			f - 11.186; - 50.14; - 50.15; - 50.16; - 50.1
50.18	Фактический расход топлива брутто		т/ч				- 50.1; - 50.17
50.19	Нормативный объем газов, проходящих дымосос		тыс. м³/ч				- 38.22; - 50.2; - 26.138
50.20	Нормативный объем воздуха, проходящего дутьевой вентилятор		тыс. м³/ч				- 38.22; - 50.2; - 26.138
	Коэффициент загрузки:
50.21	дымососа						- 50.19; - 5.142
50.22	дутьевого вентилятора						- 50.20; - 5.143
	Нормативная мощность:
50.23	дымососов		кВт	По п. 38.24			- 50.19; - 11.180 - 11.181; p_бар - 22.289; a_тд - 5.140; - 38.8
50.24	дутьевых вентиляторов		кВт	По п. 38.25			- 50.20; - 11.182 - 11.183; p_бар - 22.289; a_тд - 5.14; - 38.8
50.25	Фактический объем газов, проходящих дымосос		тыс. м³/ч				V_д - 38.22; - 50.18; B_к - 26.138
50.26	Изменение перепада разрежения в дымососах		кгс/м²	;			f - 11.188; ΔS_д - 38.8 - 38.8; - 50.1
50.27	Изменение мощности дымососов		кВт				- 50.23; - 50.26; - 50.25; f - 11.188; - 50.19; - 50.1
50.28	Фактический объем воздуха, проходящего дутьевой вентилятор		тыс. м³/ч				V_дв - 38.22; - 50.18; B_к - 26.138
50.29	Изменение перепада давления в дутьевых вентиляторах		кгс/м²	;			f - 11.187; ΔH_дв - 38.8; - 38.8; - 50.1
	Изменение мощности:
50.30	дутьевых вентиляторов		кВт				- 50.24; f - 11.187; - 50.28; - 50.1; - 50.20; - 50.29
50.31	питательных насосов		кВт	; ;			Δη_пн - 5.194; f₁ - 11.30; f₂ - 11.58; - 49.45
50.32	механизмов собственных нужд		МВт				- 50.27; - 50.30; - 50.31
50.33	Изменение КПД котла из-за отклонения фактического состояния от нормативного		%				- 50.14; - 50.15; - 50.16

7.3. Энергоблок

Таблица 51

Номер показателя	Наименование показателя	Обозначение	Размерность	Формула вычисления	Контрольное значение	Исходная информация	Примечание
1	2	3	4	5	6	7	8
51.1	Изменение расхода топлива на энергоблок из-за отклонения фактических условий работы от нормативных		т/ч	Если или , то , Если R_к = 1, то Δq = Δq_кн, Если , или , то Δq = 0		- 50.17; - 49.129; - 49.130; - 50.33; - 50.32; - 49.129; Δq_кн - 5.217; - 49.8; - 49.8; - 49.8; - 49.8; - 49.8; R_к - 49.8	Запись результатов на магнитный диск
51.2	Изменение теплофикационной мощности энергоблока из-за отклонения фактических условий работы от нормативных		МВт			- 49.128; - 50.32; η_эм - 49.128	Рассчитывать Если , или Запись результатов на магнитный диск
51.3	Условие проведения расчетов			Если R_к = 1, то переход к следующему шагу итерации п. 49.62 Если , или , то переход к следующему шагу итерации п. 49.10 Если , , то переход к следующему шагу итерации п. 49.43		R_к - 49.8; - 49.8; - 49.8; - 49.8; - 49.8; - 49.8;

8. МАКЕТЫ ФОРМ ВЫДАЧИ ИНФОРМАЦИИ ПЕРСОНАЛУ ТЭЦ

Форма ХЭ

8.1. Показатели, выводимые в архивной форме энергоблока

№ п.	Наименование показателя	Обозначение	Источник информации	Символ печати	Размерность	Количество знакомест
1	2	3	4	5	6	7
1	Время окончания оперативного интервала (астрономическое)	t	Система отсчета времени	ВРЕМЯ	ч·мин	хх.хх
2	Средняя электрическая нагрузка	N_т	28.87	МОЩНОСТЬ	МВт	ххх
3	Средний расход свежего пара на турбину	Д₀	28.95	свеж. пар	т/ч	ххх
4	Отпуск тепла энергоблокам	Q_т	28.91	тепл. нагр.	Гкал/ч	ххх
5	Давление пара регулируемого теплофикационного отбора	P_т	28.97	давл. Т.-отб.	кгс/см²	х.хх
6	Количество ступеней подогрева сетевой воды	r_с	15.1	колич. ступ.	-	х
7	Работа с отключенным ЦНД	K₄₂	2.42	ЦНД	-	х
8	Работа с закрытой регулирующей диафрагмой	K₆₅	2.66	ДИАФР ЦНД	-	х
9	Расход сетевой воды через ПСВ	G_св	22.15	сет. вода	т/ч	хххх
10	Температура на входе в ПСВ № 1		22.219	Тпс-1 вход	°С	ххх
11	Температура на выходе из ПСВ № 2		22.222	Тпс-2 вых.	°С	ххх
12	Доля газа	l_г	28.118	доля газа	-	х.хх
13	Доля мазута	l_м	28.119	доля мазута	-	х.хх
14	Температура свежего пара турбины	t₀	28.98	T св пар	°С	ххх
15	Температура пара после промперегревателя у турбины		28.100	T ЦСД вход	°С	ххх
16	Температура питательной воды за ПВД	t_пв	28.101	T пит вода	°С	ххх
17	Давление отработавшего пара	p_к	28.105	давл. к-р	кгс/см²	х.ххх
18	Температура охлаждающей воды на входе в конденсатор	t_1в	28.106	T к-р вход	°С	хх
19	Удельный расход тепла брутто на турбину	q_т	28.108	уд. расх. тепла	ккал/кВт ∙ ч	хххх
20	Температура уходящих газов	υ_ух	28.51	T ух газ	°С	ххх
21	Коэффициент избытка воздуха в уходящих газах	α_ух	28.53	избыт. возд.		х.ххх
22	КПД брутто котла по обратному балансу		28.69	КПД бр-то	%	хх.х
23	Удельный расход условного топлива на отпущенную электроэнергию		28.84	уд. расх. топл.	г/(кВт ∙ ч)	ххх
24	Перерасход топлива на отпущенную электроэнергию		28.121	пережог	г/(кВт ∙ ч)	ххх
Примечание. Форма ХЭ выводится на печать в виде таблицы с расположением показателей в одну строку. В голове таблицы располагаются символы печати показателей, под ними размерность и ниже столбцом численные значения показателей. Таблица формируется в «памяти» машины и пополняется новой строкой после каждого оперативного интервала. Вывод на печать осуществляется автоматически 1 раз в сутки или по запросу оператора с информацией, накопленной от начала суток.

Форма XС

8.2. Показатели, выводимые в архивной форме ТЭЦ

№ п.	Наименование показателя	Обозначение	Источник информации	Символ печати	Размерность	Количество знакомест
1	2	3	4	5	6	7
1	Время окончания оперативного интервала (астрономическое)	t	Система отсчета времени	ВРЕМЯ	ч·мин	хх.хх
2	Средняя мощность ТЭЦ	N_ТЭЦ	48.33	мощн.	МВт	хххх
3	Средняя тепловая нагрузка ТЭЦ	Q_ТЭЦ	48.34	тепл. нагр.	Гкал/ч	хххх
4	Суммарное количество сетевой воды, отпускаемой в прямые магистрали	G_под	48.36	сет. вода	т/ч	ххххх
5	Средняя температура обратной сетевой воды	t_обр	48.37	T обр воды	°С	ххх
6	Средняя температура в прямых магистралях	t_под	48.38	T прям воды	°С	ххх
7	Суммарный расход сетевой воды через ПСB турбин	G_св	48.39	вода в ПСВ	т/ч	ххххх
8	Суммарная тепловая нагрузка ПСВ турбин	Q_т	48.40	тепло ПСВ	Гкал/ч	хххх
9	Суммарная тепловая нагрузка ПВК	Q_ПВК	48.35	тепло ПВК	Гкал/ч	хххх
10	Суммарное количество охлаждающей воды	W_Σ	24.31	охл. вода	м³/ч	ххххх
11	Средняя температура охлаждающей воды перед конденсаторами		48.41	Т охл. воды	°С	хх
12	Теплофикационная мощность ТЭЦ		48.42	Теплоф. мощн.	МВт	хххх
13	Доля сжигаемого газа на ТЭЦ		48.43	доля газа	-	х.хх
14	Доля сжигаемого мазута на ТЭЦ		48.44	доля маз.	-	х.хх
15	Удельный расход условного топлива на отпущенную электроэнергию	в_э	48.1	уд. расход топл/э	г/(кВт ∙ ч)	ххх.х
16	Удельный расход топлива на отпущенное тепло	в_тэ	48.2	уд. расход топл/т	кг/Гкал	ххх.х
17	Суммарный перерасход топлива по ТЭЦ	ΔB	48.16	пережог ТЭЦ	%	хх.хх
18	Перерасход топлива по отпуску электроэнергии	ΔB_э	48.17	пережог эл/эн	%	хх.хх
19	Энергосистемный перерасход топлива	ΔB_эн/с	48.23	пережог эн/С	%	хх.хх
20	Внутристанционные потери пара, конденсата и питательной воды	q_пот	48.6	потери к-та	%	хх.хх
Примечание. Форма ХCС выводится на печать в виде таблицы с расположением показателей в одну строку. В голове таблицы располагаются символы печати показателей, под ними размерность и ниже численные значения показателей. В результате получается размещение численных значений каждого показателя столбцом. Таблица формируется в «памяти» машины и пополняется новой строкой после каждого оперативного интервала. Вывод на печать осуществляется автоматически 1 раз в сутки или по запросу оператора с информацией, накопленной от начала суток.

Форма TC

_____ ______ ТЭЦ

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

Дата ______ 19__г.

Время _____ ч ______ мин

Интервал ____________

№ п.	Наименование показателя	Обозначение	Символ печати	Размерность	Показатель		Перерасход условного топлива, т
№ п.	Наименование показателя	Обозначение	Символ печати	Размерность	фактический	нормативный	Перерасход условного топлива, т
1	2	3	4	5	6	7	8
1	Выработка электроэнергии	Э	Э	тыс.·кВт ∙ ч	47.2	-	-
2	Время	T	Т	мин, ч, сут	6.44	-	-
3	Отпуск электроэнергии	Э_от	Э-ОТ	тыс.·кВт ∙ ч	47.3	-	-
4	Отпуск тепловой энергии	Q_от	Q-ОТ	Гкал	47.4	-	-
5	Электрическая нагрузка	N	N	МВт	48.33	-	-
6	Тепловая нагрузка	Q	Q	Гкал/ч	48.34	-	-
7	Удельный расход условного топлива на отпущенную электроэнергию	в_э	В/Э	г/(кВт ∙ ч)	48.1	-	47.20
8	Удельный расход условного топлива на отпущенную тепловую энергию	в_тэ	В/Q	кг/Гкал	48.2	-	47.21
9	Удельный расход условного топлива на отпущенную тепловую энергию	в_{э мес}	В/Э-М	г/(кВт ∙ ч)	48.2а	-	-
10	Расход электроэнергии на СH на выработку электроэнергии		Э-СН-Э	%	48.3	-	-
11	Расход электроэнергии на СН на отпуск тепловой энергии		Э-СН-ТЭ	кВт ∙ ч/Гкал	48.4	-	-
12	Расход электроэнергии на теплофикационную установку	э_тепл	Э-ТЕПЛ	кВт ∙ ч/Гкал	48.5	-	-
13	Тепловая нагрузка пиковых котлов	Q_ПВК	Q-ПВК	Гкал/ч	48.35	-	-
14	Низшая теплота сгорания мазута		Q-НИЗ-М	ккал/кг	48.9	-	-
15	Низшая теплота сгорания газа		Q-НИЗ-Г	ккал/кг	48.10	-	-
16	Низшая теплота сгорания твердого топлива		Q-НИЗ-Т	ккал/кг	48.8	-	-
17	Влажность на рабочую массу твердого топлива		ВЛАГА-Т	%	48.11	-	-
18	Влажность на рабочую массу мазута		ВЛАГА-М	%	48.12	-	-
19	Зольность на рабочую массу твердого топлива		ЗОЛА	%	48.13	-	-
20	Содержание серы на рабочую массу мазута		S-M	%	48.15	-	-
21	Содержание серы на рабочую массу твердого топлива		S-T	%	48.14	-	-
22	Внутристанционные потери пара, конденсата и питательной воды	q_пот	П-К	%	48.6	-	-
23	Потери конденсата с продувкой		П-К-П	%	48.7	-	-

Форма ТЭ

_____________ ТЭЦ

Энергоблок № ________

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

Дата ________19__г.

Время ______ ч ______ мин

Интервал _______

№ п.	Наименование показателя	Обозначение	Символ печати	Размерность	Показатель		Перерасход условного топлива на отпуск, т
№ п.	Наименование показателя	Обозначение	Символ печати	Размерность	фактический	нормативный	ТЭ	ЭЭ
1	2	3	4	5	6	7	8	9
1	Электрическая нагрузка турбины	N_т	N	МВт	28.87	-	-	-
2	Время	T	Т	мин, ч, сут	6.44	-	-	-
3	Тепловая нагрузка турбины	Q_т	Q	Гкал/ч	28.91	-	-	-
4	Расход топлива на котел по обратному балансу	B_к	В-К	т/ч	28.62	28.36	-	-
5	Расход газа	B_г	В-ГАЗ	т/ч	28.60	-	-	-
6	Расход мазута	B_м	В-МАЗ	т/ч	28.61	-	-	-
7	Удельный расход условного топлива на отпущенную электроэнергию		В/Э	Г/(кВт ∙ ч)	28.84	28.1	-	27.1
8	Удельный расход топлива на отпущенную тепловую энергию		В/Q	кг/Гкал	28.85	28.2	27.2	-
9	Расход электроэнергии на СН на выработку электроэнергии		Э-СН-Э	%	28.116	28.3	-	27.51
10	Расход электроэнергии на СН на отпуск тепловой энергии		Э-СН-ТЭ	кВт ∙ ч/Гкал	28.113	28.4	27.52	-
11	Добавок химически очищенной воды		G-XOB	т/ч	8.210	-	-	-
12	Удельный расход условного топлива на отпущенную электроэнергию с учетом пусков		В/Э-М	г/(кВт ∙ ч)	28.86	-	-	-
13	Расход электроэнергии на СH на выработку электроэнергии с учетом пусков		Э-СН-Э-М	%	28.117	-	-	-

Форма ТТ

___________ ТЭЦ

Турбоагрегат №___

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

Дата ________19__г.

Время ______ ч ______ мин

Интервал _______

№ п.	Наименование показателя	Обозначение	Символ печати	Размерность	Показатель		Перерасход условного топлива на отпуск, т
№ п.	Наименование показателя	Обозначение	Символ печати	Размерность	фактический	нормативный	ТЭ	ЭЭ
1	2	3	4	5	6	7	8	9
1	Электрическая нагрузка турбины	N_т	№	мВт	28.87	-	-	-
2	Время	T	Т	мин, ч, сут	6.44	-	-	-
3	Доля выработки электроэнергии по теплофикационному циклу	э_тф	Э-ТФ	%	28.89	-	-	-
4	Давление свежего пара перед турбиной	p₀	Р1-ЦВД	кгс/cм²	28.96	28.6	-	27.12
5	Температура свежего пара перед турбиной	t₀	Т1-ЦВД	°С	28.98	28.7	-	27.10
6	Температура пара после промежуточного пароперегревателя перед ЦСД		Т1-ЦСД	°С	28.100	28.8	-	27.11
7	Температура пара за ЦВД		Т2-ЦВД	°С	28.99	-	-	-
8	Давление пара регулируемого отбора	p_т	Р-Т	кгс/см²	28.97	28.37	-	35.82
9	Вакуум	V	V	%	25.69	28.9	-	27.14
10	Температура охлаждающей воды на входе в конденсатор		T1-OXB	°C	28.106	-	-	-
11	Температура охлаждающей воды на выходе из конденсатора		T2-OXB	°С	28.107	-	-	-
12	Температурный напор в конденсаторе	δt_к	T-T	°С	28.104	28.10	-	-
13	Температура питательной воды	t_пв	Т-ПВ	°С	28.101	28.11	-	36.54
14	Температура конденсата на выходе из последнего ПНД		Т-ПНД5	°С	28.115	39.93	-	36.14
15	Удельный расход тепла брутто на турбину	q_т	Q/Э-БР	ккал/(кВт ∙ ч)	28.108	28.12	-	27.15

Форма ТК

____________ ТЭЦ

Котел № _________

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

Дата ________19__г.

Время ______ ч ______ мин

Интервал _______

№ п.	Наименование показателя	Обозначение	Символ печати	Размерность	Показатель		Перерасход условного топлива на отпуск, т
№ п.	Наименование показателя	Обозначение	Символ печати	Размерность	фактический	нормативный	ТЭ	ЭЭ
1	2	3	4	5	6	7	8	9
1	Расход питательной воды	G_пв	G-ПВ	т/ч	28.41	-	-	-
2	Время	T	Т	мин, ч, сут	6.44	-	-	-
3	Теплопроизводительность котла брутто		Q-К-БР	Гкал/ч	28.42	28.17	-	27.17
4	Давление свежего пара за котлом	p_пе	Р-ПЕ	кгс/см²	28.43	-	-	-
5	Температура свежего пара за котлом	t_пе	Т-ПЕ	°С	28.44	-	-	-
6	Температура пара после промежуточного пароперегревателя за котлом	t_пп	Т-ПП	°С	28.45	-	-	-
7	Температура холодного воздуха	t_хв	Т-ХВ	°С	28.47	-	-	-
8	Температура воздуха перед воздухоподогревателем (за калориферами)		Т1-ВП	°С	28.48	28.18	-	-
9	Температура воздуха после воздухоподогревателя	t_гв	Т-ГВ	°С	28.50	-	-	-
10	Температура уходящих газов	t_ух	T-УХ	°С	28.51	28.21	27.25	27.24
11	Коэффициент избытка воздуха за котлом	α	И-Т	-	28.52	28.19	-	-
12	Коэффициент избытка воздуха в уходящих газах	α_ух	И-УХ	-	28.53	28.20	27.26	27.26
13	Потери тепла с уходящими газами	q₂	Q	%	28.63	28.22	-	-
14	Потери тепла с механической (химической) неполнотой сгорания	q₄ (q₃)	Q4(3)	%	28.65 (64)	28.24 (26.23)	27.29 (27.31)	27.28 (27.30)
15	КПД брутто котла по обратному балансу		КПД-БР	%	28.69	28.27	27.23	27.22
16	КПД брутто котла по прямому балансу		КПД-БРП	%	28.70	-	-	-

Форма ТФ

___________________ ТЭЦ

Энергоблок № ___________

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

Дата _____ 19__ г.

Время _____ ч ____ мин

Интервал ________

№ п.	Наименование показателя	Обозначение	Символ печати	Размерность	Показатель		Перерасход топлива на отпуск, т
№ п.	Наименование показателя	Обозначение	Символ печати	Размерность	фактический	нормативный	ТЭ	ЭЭ
1	2	3	4	5	6	7	8	9
1	Электрическая нагрузка турбины	N_т	N	МВт	28.87	-	-	-
2	Время	T	Т	мин, ч, сут	6.44	-	-	-
3	Мощность на тепловом потреблении	N_тф	№-ТФ	МВт	28.88	-	-	-
4	Удельная выработка электроэнергии на тепловом потреблении	э_тф	Э-ТФ	кВт ∙ ч/Гкал	28.90	28.5	-	-
5	Отпуск тепла энергоблоком	Q_т	Q-Т	Гкал/ч	28.91	-	-	-
6	Отпуск тепла из теплофикационных отборов	Q_то	Q-ТО	Гкал/ч	28.92	-	-	-
7	Отпуск тепла от конденсатора (встроенного пучка)	Q_ВПК	Q-ВПК	Гкал/ч	28.93	-	-	-
8	Температурный напор в ПСГ № 1	δt_пс1	T-ПС1	°С	28.103	-	-	-
9	Температурный напор в ПСГ № 2	δt_пс2	Т-ПС2	°С	28.102	-	-	-
10	Расход электроэнергии на теплофикационную установку энергоблока		Э-ТУ	кВт ∙ ч/Гкал	28.114	28.16	-	-

Форма ТН

___________________ ТЭЦ

Энергоблок № ___________

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

Дата _____ 19__ г.

Время _____ ч ____ мин

Интервал ________

№ п.	Наименование показателя	Обозначение	Символ печати	Размерность	Показатель		Перерасход топлива на отпуск, т
№ п.	Наименование показателя	Обозначение	Символ печати	Размерность	фактический	нормативный	ТЭ	ЭЭ
1	2	3	4	5	6	7	8	9
1	Расход питательной воды	G_пв	G-ПВ	т/ч	28.42	-	-	-
2	Время	T	Т	мин, ч, сут	6.44	-	-	-
3	Теплопроизводительность котла брутто		Q-К-БР	Гкал/ч	28.42	-	-	-
4	Электрическая нагрузка турбины	N_т	N	МВт	28.87	-	-	-
5	Отпуск тепла энергоблоком	Q_т	Q	Гкал/ч	28.91	-	-	-
6	Расход электроэнергии на СН котла (всего)		Э-СН-К	%	28.78	28.28	27.35	27.34
7	Расход электроэнергии на СН котла, относимый на производство электроэнергии		Э-СН-КЭ	%	28.79	-	-	-
8	Расход электроэнергии на пылеприготовление	э_пп	Э-ПП	кВт ∙ ч/т	28.80	28.30	27.46	27.45
9	Расход энергии на тягу и дутье	э_тд	Э-ТД	кВт ∙ ч/т	28.81	28.29	27.42	27.41
10	Расход энергии на питание котла водой	э_пв	Э-ПВ	кВт ∙ ч/т	28.82	-	-	-
11	Расход тепла на ПТН	q_ПТН	Q-ПTH	%	28.77	28.33	27.48	27.47
12	Расход тепла на СН котла		Q-СН-К	%	28.71	28.32	27.50	27.49
13	Расход тепла на СН турбины		Q-СН-Т	%	28.109	28.13	-	-
14	Расход электроэнергии на СН турбины (всего)		Э-СН-Т	%	28.110	28.14	-	27.32
15	Расход электроэнергии на циркуляционные насосы	э_цн	Э-ЦН	%	28.111	-	-	-
16	Расход электроэнергии на конденсатные насосы	э_кн	Э-КН	%	28.112	-	-	-
17	Расход электроэнергии на теплофикационную установку энергоблока		Э-Т-ТЕПЛ	кВт ∙ ч/Гкал	28.114	28.16	-	-

Форма ТВ

___________________ ТЭЦ

Пиковый котел № ___________

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

Дата _____ 19__ г.

Время _____ ч ____ мин

Интервал ________

№ п.	Наименование показателя	Обозначение	Символ печати	Размерность	Показатель		Перерасход топлива на отпуск, т
№ п.	Наименование показателя	Обозначение	Символ печати	Размерность	фактический	нормативный	ТЭ	ЭЭ
1	2	3	4	5	6	7	8	9
1	Средняя тепловая нагрузка		Q-ПВК	Гкал/ч	46.1	-	-	-
2	Температура сетевой воды на входе в котел		T1-CB	°С	46.2	-	-	-
3	Температура сетевой воды на выходе из котла		Т2-СВ	°С	46.3	-	-	-
4	Время работы	τ_раб	Т	ч	46.14	-	-	-
5	Температура холодного воздуха	t_нв	Т-НВ	°С	46.4	-	-	-
6	Температура уходящих газов		Т-УХ	°С	46.5	46.16	45.2	-
7	Коэффициент избытка воздуха в дымовых газах		И-Т	-	46.6	46.17	45.3	-
8	Расход условного топлива	B_ПВК	В-ПВК	т	46.7	46.21	45.1	-
9	Потери тепла с уходящими газами		Q	%	46.10	46.18	-	-
10	Потери тепла от наружного охлаждения		Q	%	46.11	46.19	-	-
11	КПД котла брутто по обратному балансу		КПД-БР	%	46.12	-	-	-
12	КПД котла брутто по прямому балансу		КПД-БРП	%	46.13	-	-	-
13	Расход электроэнергии на собственные нужды	э^сн	Э-СН	кВт ∙ ч/Гкал	46.15	46.20	45.4	-

Форма АС

___________________ ТЭЦ

8.10. Общие показатели для анализа эффективности работы оборудования ТЭЦ

Средняя электрическая нагрузка ____ МВт

Средняя тепловая нагрузка ________ Гкал/ч

Дата _____ 19__ г.

Время _____ ч ____ мин

Интервал ________

№ п.	Наименование показателя		Обозначение	Символ печати	Размерность	Величина
1	2		3	4	5	6
1	Фактический удельный расход топлива	на отпущенную электроэнергию		В/Э-Ф	г/(кВт ∙ ч)	48.1
2	Фактический удельный расход топлива	на отпущенную тепловую энергию		В/Т-Ф	кг/Гкал	48.2
3	Перерасход условного топлива по отпуску электроэнергии		ΔB_э	ΔВЭ	т	47.20
4	Перерасход условного топлива по отпуску тепловой энергии		ΔB_тэ	ΔВТ	т	47.21
5	Суммарный перерасход условного топлива	абсолютный	ΔB	ΔВА	т	47.19
6	Суммарный перерасход условного топлива	относительный	ΔB⁰	ΔВО	%	48.16
7	Перерасход топлива из-за ухудшения работы энергоблока № 1			ΔВ-ЭБ1	%	48.19
8	Перерасход топлива из-за ухудшения работы энергоблока № 2			ΔВ-ЭБ2	%	48.19
9	Перерасход топлива из-за ухудшения работы пиковых котлов			ΔВ-ПК	%	48.20
10	Перерасход топлива из-за ухудшения состояния градирен			ΔВ-ГРАД	%	48.22
11	Перерасход топлива из-за неоптимального режима циркуляционной системы			ΔВ-ЦС	%	48.21
12	Энергосистемный перерасход условного топлива	абсолютный	ΔB_сист	ΔВА-ЭС	т	47.24
13	Энергосистемный перерасход условного топлива	относительный		ΔВО-ЭС	%	48.23
Примечания: 1. Перерасходы топлива показаны в долях расхода топлива по ТЭЦ в целом.2. Число позиций в таблице зависит от количества энергоблоков на ТЭЦ.

Форма АЭ

___________________ ТЭЦ

Энергоблок № ___________

8.11. Общие показатели для анализа эффективности работы оборудования энергоблока

Средняя электрическая нагрузка _____ МВт

Средняя тепловая нагрузка _________ Гкал/ч

Дата _____ 19__ г.

Время _____ ч ____ мин

Интервал ________

№ п.	Наименование показателя		Обозначение	Символ печати	Размерность	Величина
1	2		3	4	5	6
1	Удельный расход топлива на отпущенную электроэнергию	фактический		В/Э-Ф	г/(кВт ∙ ч)	28.84
2	Удельный расход топлива на отпущенную электроэнергию	нормативный		В/Э-Н	г/(кВт ∙ ч)	28.1
3	Удельная теплофикационная выработка электроэнергии	фактическая	э_тф	ЭТ-Ф	кВт ∙ ч/Гкал	28.90
4	Удельная теплофикационная выработка электроэнергии	нормативная		ЭТ-Н	кВт ∙ ч/Гкал	28.5
5	Перерасход топлива по отпуску электроэнергии			ВЭ	т	42.1
6	Удельный расход топлива на отпущенную тепловую энергию	фактический		В/Т-Ф	кг/Гкал	28.85
7	Удельный расход топлива на отпущенную тепловую энергию	нормативный		В/Т-Н	кг/Гкал	28.2
8	Перерасход условного топлива по отпуску тепловой энергии			ВТ	т	42.2
9	Суммарный перерасход условного топлива	абсолютный	ΔB	ВА	т	42.3
10	Суммарный перерасход условного топлива	относительный	ΔB⁰	ВО	%	42.4
11	Перерасход топлива из-за отклонения оперативно-регулируемых параметров	пара и воды		РП-ПВ	%	41.74
12		газовоздушного режима котла		РП-КА	%	41.75
13		структуры тепловой схемы		РП-СТР	%	41.76
14		собственных нужд		РП-СН	%	41.77
15	Перерасход топлива из-за ухудшения состояния оборудования	котел		С-КА	%	39.177
16		питательные насосы		С-ПН	%	39.25 39.28
17		турбина		С-Т	%	39.17
18		регенеративные подогреватели		С-РП	%	39.122
19		сетевые подогреватели		С-СП	%	39.45
20		конденсатор		С-К	%	39.69
21	Перерасход топлива из-за отклонения от нормативных тепловых собственных нужд			Q-СН	%	28.141
22	Невязка баланса по перерасходу топлива			НЕБ	%	42.8
23	Энергосистемный перерасход топлива	абсолютный	ΔB_сист	ВА-ЭС	т	42.5
24	Энергосистемный перерасход топлива	относительный		ВО-ЭС	%	42.6
Примечание. Перерасходы топлива указаны в долях расхода топлива на энергоблок.

Форма АЭ1

___________________ ТЭЦ

Энергоблок № ___________

8.12. Показатели эффективности работы проточной части турбины

Дата _____ 19__ г.

Время _____ ч ____ мин

Интервал ________

№ п.	Наименование показателя	Обозначение	Символ печати	Размерность	Показатель			Перерасход условного топлива
№ п.	Наименование показателя	Обозначение	Символ печати	Размерность	фактический	нормативный	отклонение	т	%
1	2	3	4	5	6	7	8	9	10
1	КПД ЦВД	η_ЦВД	КПД-ЦВД	-	33.2	33.3	39.1	33.5	39.2
2	КПД ЦСД № 1	η_ЦСД1	КПД-ЦСД-1	-	33.6	5.229	39.3	33.9	39.4
3	КПД ЦСД № 2	η_ЦСД2	КПД-ЦСД-2	-	33.11	5.230	39.5	33.14	39.6
4	Расход пара на концевые уплотнения всех цилиндров		Д-КУ	-	33.26	1.0	39.15	33.27	39.16
5	Расход пара из I камеры переднего уплотнения ЦВД		Д-IПУ-ЦВД	-	33.18	1.0	39.7	33.19	39.8
6	Расход пара из I камеры заднего уплотнения ЦВД		Д-IЗУ-ЦВД	-	33.22	1.0	39.11	33.23	39.12
7	Расход пара из II камеры переднего уплотнения ЦВД		Д-IIПУ-ЦВД	-	33.20	1.0	39.9	33.21	39.10
8	Расход пара из I камеры переднего уплотнения ЦСД № 1		Д-IПУ-ЦСД1	-	33.24	1.0	39.13	33.25	39.14
9	Суммарный перерасход условного топлива		СУММА	т	-	-	-	33.28	39.17
10	Давление пара в камере регулирующей ступени ЦВД	p_р.ст	Р-РСТ	кгс/см²	33.16	33.15	39.18	-	-
11	Приведенный расход свежего пара		Д-ПР	т/ч	39.20	-	-	-	-

Форма АЭ2

___________________ ТЭЦ

Энергоблок № ___________

8.13. Показатели эффективности работы подогревателей сетевой воды

Дата _____ 19__ г.

Время _____ ч ____ мин

Интервал ________

№ п.	Наименование показателя	Обозначение	Символ печати	Размерность	Показатель			Перерасход условного топлива
№ п.	Наименование показателя	Обозначение	Символ печати	Размерность	фактический	нормативный	отклонение	т	%
1	2	3	4	5	6	7	8	9	10
1	Относительный температурный напор ПСВ № 1		ТН-П1	-	39.34	39.35	39.36	35.9 35.41	39.37
2	Относительный температурный напор ПСВ № 2		ТН-П2	-	39.38	39.39	39.40	35.52	39.41
3	Относительные потери давления в паропроводе ПСВ № 2		ПД-П2	-	39.42	1.0	39.43	35.61	39.44
4	Относительный расход воды через групповой обвод		Б-ПС	-	39.54	0.0	39.55	35.19 35.40	39.56
5	Относительный расход воды через обвод ПСВ № 2		Б-ПС2	-	39.57	0.0	39.58	35.78	39.59
6	Перерасход условного топлива из-за отключения ПСВ № 2		В-П2	т	-	-	-	35.11	39.46
7	Общий перерасход топлива из-за состояния ПСВ		СУММА	т	-	-	-	35.82	39.45
8	Количество ступеней подогрева	r_c	СТ	шт.	39.47	-	-	-	-
9	Расход сетевой воды	G_св	G-СВ	т/ч	39.48	-	-	-	-
10	Температура воды перед сетевой установкой		ТВХ	°С	39.49	-	-	-	-
11	Температура воды за сетевой установкой		ТВЫХ	°С	39.50	-	-	-	-
12	Тепловая нагрузка ПCB № 1	Q_пс1	Q-П1	Гкал/ч	39.51	-	-	-	-
13	Тепловая нагрузка ПСВ № 2	Q_пс2	Q-П2	Гкал/ч	39.52	-	-	-	-
14	Общая тепловая нагрузка сетевой установки	Q_пс	Q-ПС	Гкал/ч	39.53	-	-	-	-
Примечания: 1. В п.п. 1 и 4 условно представлены два значения показателя. Верхнее значение относится к режиму одноступенчатого подогрева сетевой воды, нижнее - двухступенчатого, трехступенчатого. - 2. При отключении ПСВ № 2 в соответствующие графы вносятся прочерки.

Форма АЭ3

___________________ ТЭЦ

Энергоблок № ___________

8.14. Показатели эффективности работы регенеративных подогревателей

Дата _____ 19__ г.

Время _____ ч ____ мин

Интервал ________

№ п.	Наименование показателя		Обозначение	Символ печати	Размерность	Показатель			Перерасход условного топлива
№ п.	Наименование показателя		Обозначение	Символ печати	Размерность	фактический	нормативный	отклонение	т	%
1	2		3	4	5	6	7	8	9	10
1	Температура основного конденсата	за ПНД № 1		TR-1	°С	39.81	39.89	39.97	36.14	39.105
2		за ПНД № 2		TR-2	°С	39.82	39.90	39.98	36.14	39.106
3		за ПНД № 3		TR-3	°С	39.83	39.91	39.99	36.14	39.107
4		за ПНД № 4		TR-4	°С	39.84	39.92	39.100	36.14	39.108
5		за ПНД № 5		TR-5	°С	39.85	39.93	39.101	36.14	39.109
6	Перерасход условного топлива из-за отключения ПНД			В-ПНД	т	-	-	-	36.53	39.123
7	Температура питательной воды	за ПВД № 6		TR-6	°С	39.86	39.94	39.102	36.14	39.110
8		за ПВД № 7		TR-7	°С	39.87	39.95	39.103	36.16	39.111
9		за ПВД № 8		TR-8	°С	39.88	39.96	39.104	36.16	39.112
10	Протечка пара по дренажной линии ПВД № 7			ДП-7	т/ч	39.113	0	39.113	36.20	39.117
11	Протечка пара по дренажной линии ПВД № 8			ДП-8	т/ч	39.114	0	39.113	36.21	39.118
12	Расход питательной воды через байпас ПВД			G-Б	т/ч	39.119	0	39.119	36.23	39.120
13	Перерасход условного топлива из-за отключения ПВД			В-ОТКЛ.	т	-	-	-	36.52	39.121
14	Суммарный перерасход топлива по системе регенерации		ΔB_рег	СУММА	т/ч	-	-	-	36.54	39.122
Примечание. При отключении какого-либо ПНД и ПВД в соответствующих строках выходной формы показатели не приводятся (вносятся прочерки).

Форма АЭ4

___________________ ТЭЦ

Энергоблок № ___________

8.15. Показатели эффективности работы конденсационной установки

Дата _____ 19__ г.

Время _____ ч ____ мин

Интервал ________

№ п.	Наименование показателя	Обозначение	Символ печати	Размерность	Показатель			Перерасход условного топлива
№ п.	Наименование показателя	Обозначение	Символ печати	Размерность	фактический	нормативный	отклонение	т	%
1	2	3	4	5	6	7	8	9	10
1	Давление пара в конденсаторе	p_к	Р-конд	кгс/см²	39.60	39.61	39.62	34.5	39.63
2	Коэффициент гидравлических потерь:
	в половине 1	h_к1	H-К1	кгс/см²	39.64	1	39.66	34.16	39.68
3	в половине 2	h_к2	Н-К2	кгс/см²	39.65	1	39.67	-	-
4	Суммарное изменение расхода топлива		СУММА	т у.т.	-	-	-	34.17	39.69
5	Температурный напор конденсатора	δt_к	ТН-К	°С	39.70	39.71	39.72	-	-
6	Степень чистоты поверхности охлаждения	a	А-К	-	39.73	5.337	39.74	-	-
7	Присосы воздуха в конденсатор	G_пр.в	G-ПP	кг/ч	39.75	6.39	39.76	34.22	39.77
8	Расход пара в конденсатор	Д_к	Д-К	т/ч	39.78	-	-	-	-
9	Расход охлаждающей воды	W_к	W-ОХЛ	т/ч	39.79	-	-	-	-
10	Температура воды на входе в конденсатор	t_1в	T1-К	°С	39.80	-	-	-	-

Форма АЭ5

___________________ ТЭЦ

Энергоблок № ___________

8.16. Показатели эффективности работы узлов котельной установки

Электрическая нагрузка ____ МВт

Тепловая нагрузка ______ Гкал/ч

Дата _____ 19__ г.

Время _____ ч ____ мин

№ п.	Наименование показателя	Обозначение	Символ печати	Размерность	Показатель		Отклонение температуры уходящих газов	Перерасход условного топлива
№ п.	Наименование показателя	Обозначение	Символ печати	Размерность	фактический	нормативный	Отклонение температуры уходящих газов	т	%
1	2	3	4	5	6	7	8	9	10
1	Коэффициент избытка воздуха:
	в топке	α	ИЗБ-Т	-	25.26	26.91	38.19	38.41	39.152
2	за воздухоподогревателем	α_ух	ИЗБ-ВП	-	38.11	38.11	-	-	-
3	Присосы воздуха:
	в систему пылеприготовления	Δα_пс	ПРИС-ПС	-	38.10	38.09	38.19	38.41	39.153
4	в топку	Δα_т	ПРИС-Т	-	38.10	38.09	38.19	38.41	39.154
5	в экономайзер	Δα_эк	ПРИС-ЭК	-	38.10	38.09	-	-	39.155
6	Переток воздуха в сечении воздухоподогревателя:
	в верхнем	Δβ_вр	ПРИС-ВР	-	38.10	38.09	38.19	38.41	39.156
7	в нижнем	Δβ_нж	ПРИС-НЖ	-	38.10	38.09	38.19	38.41	-
8	Присосы воздуха в золоуловителях	Δα_дм	ПРИС-ДМ	-	38.10	38.09	-	-	-
	Рост сопротивления из-за отложений:
9	в конвективной шахте	ΔS_ξ_кш	ЗГР-КШ	кгс/м²	38.13	-	38.19	38.41	39.157
10	в воздухоподогревателе	ΔS_ξ_вп	ЗГР-ВП	кгс/м²	38.13	-	38.19	38.41	39.158
11	Разрежение в верху топки	S_т	РАЗР-Т	кгс/м²	22.441	5.141	38.19	38.41	39.160
12	Снижение тепловосприятия РВП	δQ_РВП	КОР-ВП	%	6.50	-	38.19	38.41	39.161
13	Рециркуляция газов	K_г	РЕЦ-Г	-	38.6	-	38.19	38.41	39.165
	Температура:
14	питательной воды	t_пв	Т-ПВ	°C	22.196	26.188	38.19	38.41	39.162
15	холодного воздуха	t_хв	Т-ХВ	°C	22.205	-	-	-	-
16	Подогрев воздуха рециркуляцией	Δt_рец	ПОД-РЕЦ	°C	26.100	26.100	38.19	38.41	39.163
17	Подогрев воздуха в калориферах	Δt_кф	ПОД-КФ	°C	26.100	26.100	38.19	38.41	39.164
18	Температура воздуха за калориферами		ТВ-ВП	°C	22.207	5.82	-	-	-
19	Прочие факторы потери 2, небаланс		НЕБ-2	-	-	-	38.19	38.41	39.166
	Температура:
20	уходящих газов	υ_ух	Т-УХ	°C	22.209	26.100	38.20	-	-
21	газов в дымососе	υ_дм	Т-ДМ	°C	38.21	38.21	-	-	-
22	Суммарное изменение потери 2		СУМ-2	-	-	-	-	38.41	39.167
23	Мощность дымососов	N_д	М-ДМ	кВт	22.297	38.24	-	38.42	39.168
24	КПД дымососов	η_д	КПД-ДМ	%	38.23	38.23	-	38.42	39.169
25	Объем газов в дымососах	V_д	ОГ-ДМ	тыс. м³/ч	38.22	38.22	-	38.42	39.170
26	Полный напор в дымососах	ΔS_д	НАП-ДМ	кгс/м²	38.08	38.08	-	38.42	39.171
27	Мощность дутьевых вентиляторов	N_дв	М-ДВ	кВт	22.298	38.25	-	38.42	39.172
28	КПД дутьевых вентиляторов	η_дв	КПД-ДВ	%	38.23	38.23	-	38.42	39.173
29	Объем воздуха в вентиляторах	V_дв	ОВ-ДВ	тыс. м³/ч	38.22	38.22	-	38.42	39.174
30	Полный напор в вентиляторах	ΔH_дв	НАП-ДВ	кгс/м²	38.08	38.08	-	38.42	39.175
31	Суммарное отклонение расхода топлива из-за изменения расхода электроэнергии на тягу и дутье		СУМ-ТД	-	-	-	-	38.42	39.176
	Разрежение газов за:
32	пароперегревателем		РАЗР-ПП	кгс/м²	22.442	38.07	-	-	-
33	экономайзером		РАЗР-ЭК	кгс/м²	22.443	38.07	-	-	-
34	воздухоподогревателем		РАЗР-ВП	кгс/м²	22.444	38.07	-	-	-
35	золоуловителями		РАЗР-ЗУ	кгс/м²	22.445	38.07	-	-	-
36	дымососами		РАЗР-ДМ	кгс/м²	22.446	38.07	-	-	-
37	Разрежение воздуха перед вентиляторами		РАЗР-ХВ	кгс/м²	22.447	38.07	-	-	-
38	Давление воздуха за вентиляторами		РАЗР-ДВ	кгс/м²	22.448	38.07	-	-	-
	Перепад разрежения:
39	в конвективной шахте	ΔS_кш	СОПР-КШ	кгс/м²	38.08	38.08	-	-	-
40	в воздухоподогревателе	ΔS_вп	СОПР-ВП	кгс/м²	38.08	38.08	-	-	-
41	в золоуловителях	ΔS_зу	СОПР-ЗУ	кгс/м²	38.08	38.08	-	-	-
Примечание. Показатели формы АЭ5 не накапливаются.

Форма АЭ6

___________________ ТЭЦ

Энергоблок № ___________

8.17. Показатели эффективности работы питательного электронасоса № ___

Дата _____ 19__ г.

Время _____ ч ____ мин

Интервал ________

№ п.	Наименование показателя	Обозначение	Символ печати	Размерность	Показатель			Перерасход условного топлива
№ п.	Наименование показателя	Обозначение	Символ печати	Размерность	фактический	нормативный	отклонение	т	%
1	2	3	4	5	6	7	8	9	10
1	КПД ПЭН	η_ПЭН	КПД-ПЭН	-	37.8	37.9	39.23	37.10	39.24
2	Расход конденсата на уплотнения ПЭН		G-КУ	-	37.1	1.0	39.21	37.5	39.22
3	Суммарный перерасход условного топлива	ΔB_ПЭН	СУММА	т	-	-	-	37.11	39.25
4	Расход питательной воды	G_п.в	G-ПВ	т/ч	39.33	-	-	-	-
Примечание. Форма используется для турбоагрегатов типа T-100-130, T-175-130, T-180-130.

Форма АЭ6

___________________ ТЭЦ

Энергоблок № ___________

Показатели эффективности работы питательного турбонасоса

Дата _____ 19__ г.

Время _____ ч ____ мин

Интервал ________

№ п.	Наименование показателя	Обозначение	Символ печати	Размерность	Показатель			Перерасход условного топлива
№ п.	Наименование показателя	Обозначение	Символ печати	Размерность	фактический	нормативный	отклонение	т	%
1	2	3	4	5	6	7	8	9	10
1	КПД ПТН	η_ПТН	КПД-ПТН	-	37.20	37.22	39.26	37.27	39.27
2	Расход конденсата на уплотнения ПТН		G-КУ	-	37.1	1.0	39.21	37.5	39.22
3	Суммарный перерасход условного топлива	ΔB_ПТН	СУММА	т	-	-	-	37.28	39.28
4	КПД приводной турбины	η_пт	КПД-ПТ	отн. ед.	37.13	5.231	39.29	37.16	39.30
5	КПД питательного насоса	η_пн	КПД-ПН	-	37.23	37.21	39.31	37.26	39.32
6	Расход питательной воды	G_п.в	G-ПВ	т/ч	39.33	-	-	-	-
Примечание. Норма используется для турбоагрегатов типа Т-250/300-240.

Форма АЭ7

___________________ ТЭЦ

Энергоблок № ___________

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

Средняя электрическая нагрузка ____ МВт

Средняя тепловая нагрузка ______ Гкал/ч

Дата _____ 19__ г.

Время _____ ч ____ мин

Интервал ________

№ п.	Наименование показателя	Обозначение	Символ печати	Размерность	Показатель			Перерасход условного топлива
№ п.	Наименование показателя	Обозначение	Символ печати	Размерность	фактический	нормативный	отклонение	т^*	%
1	2	3	4	5	6	7	8	9	10
1	Температура свежего пара перед стопорными клапанами турбины	t₀	Т1-ЦВД	°С	28.98	28.7	-	27.10	41.46
2	Давление свежего пара перед стопорными клапанами турбины	p₀	Р1-ЦВД	кгс/см²	28.96	28.6	-	27.12	41.47
3	Температура пара в тракте промперегрева перед стопорными клапанами ЦСД		Т1-ЦСД	°С	28.100	28.8	-	27.11	41.48
4	Сопротивление тракта промперегрева	ΔP_пп	ΔР-ПП	%	25.85	5.81	-	27.13	41.49
5	Давление на стороне нагнетания питательных насосов		Р-ПН	-	40.2	1	41.1	40.3	41.2
6	Расход питательной воды на впрыск в промежуточный пароперегреватель		Д-ВПР	-	40.4	40.5	41.3	40.7	41.4
7	Способ регулирования мощности энергоблока	-	C-РM		40.8	40.8	-	40.8	41.6
8	Расход конденсата ПСВ № 1 на обессоливание		Д-ПС1-ОБ	т/ч	22.18	22.22	-	40.12	41.8
9	Расход конденсата ПСВ № 2 на обессоливание		Д-ПС2-ОБ	т/ч	22.23	22.26	-	40.15	41.10
	Слив дренажа из:
10	ПНД № 2	-	ДР-П2	-	40.17	40.17	-	40.17	41.12
11	ПНД № 3	-	ДР-П3	-	40.18	40.18	-	40.18	41.14
12	ПНД № 4	-	ДР-П4	-	40.19	40.19	-	40.19	41.16
13	ПНД № 5	-	ДР-П5	-	40.20	40.20	-	40.20	41.18
14	ПВД № 6	-	ДР-П6	-	40.23	40.23	-	40.23	41.21
15	ПВД № 7	-	ДР-П7	-	40.24	40.24	-	40.24	41.23
16	Пар на деаэратор	-	ПАР-Д	-	40.27	40.27	-	40.27	41.26
17	Пар на калориферы котла	-	ПАР-КФ	-	40.30	40.30	-	40.30	41.28
18	Состав главных эжекторов	-	С-Э	-	40.40	40.40	-	40.40	41.32
19	Пар на главные эжекторы	-	ПАР-Э	-	40.41	40.41	-	40.41	41.35
20	Пар на концевые уплотнения турбины	-	ПАР-КУ	-	40.42	40.42	-	40.42	41.37
21	Состав бустерных насосов	-	С-БН	-	40.43	40.43	-	40.43	41.39
	Состав конденсатных насосов:
22	I ступени	-	C-КН1	-	40.44	40.44	-	40.44	41.41
23	II ступени	-	С-КН2	-	40.45	40.45	-	40.45	41.43
24	ПСВ № 1	-	C-КH-ПС1	-	40.46	40.46	-	40.46	41.45
25	Коэффициент избытка воздуха в топке	α	ИЗБ-Т	-	39.124	39.138	-	38.42	41.50
26	Температура воздуха перед воздухоподогревателем		Т1-ВП	°С	39.134	39.147	-	40.48	41.51
27	Разрежение газа в верху топки	S_т	РАЗР-Т	кгс/см²	39.130	39.144	-	38.42	41.52
28	Суммарный перерасход топлива		СУММА	-	-	-	-	40.54	41.57
^* Перерасходы топлива после фильтрации в п. 40.49.

Форма АЭ8

___________________ ТЭЦ

Энергоблок № ___________

8.19. Накопленные показатели экономичности энергоблока по оперативно-регулируемым параметрам

Средняя электрическая нагрузка ____ МВт

Средняя тепловая нагрузка _____ Гкал/ч

Дата _____ 19__ г.

Время _____ ч ____ мин

Интервал ________

№ п.	Наименование показателя	Обозначение	Символ печати	Размерность	Показатель			Перерасход условного топлива
№ п.	Наименование показателя	Обозначение	Символ печати	Размерность	фактический	нормативный	отклонение	т^*	%
1	2	3	4	5	6	7	8	9	10
1	Температура свежего пара перед стопорными клапанами турбины	t₀	Т1-ЦВД	°С	28.98	28.7	-	27.10	41.46
2	Давление свежего пара перед стопорными клапанами турбины	p₀	Р1-ЦВД	кгс/см²	28.96	28.6	-	27.12	41.47
3	Температура пара в тракте промперегрева перед стопорными клапанами ЦСД		Т1-ЦСД	°С	28.100	28.8	-	27.11	41.48
4	Сопротивление тракта промперегрева	ΔP_пп	ΔР-ПП	%	25.85	5.81	-	27.13	41.49
5	Давление на стороне нагнетания питательных насосов		Р-ПН	-	-	-	41.1	40.3	41.2
6	Расход питательной воды на впрыск в промежуточный пароперегреватель		Д-ВПР	-	-	-	41.3	40.7	41.4
7	Способ регулирования мощности		C-РM	-	-	-	41.5	40.8	41.6
8	Расход конденсата ПСВ № 1 на обессоливание		Д-ПС1-ОБ	т/ч	-	-	41.7	40.12	41.8
9	Расход конденсата ПСВ № 2 на обессоливание		Д-ПС2-ОБ	т/ч	-	-	41.9	40.15	41.10
	Слив дренажа:
10	из ПНД № 2		ДР-П2	-	-	-	41.11	40.17	41.12
11	из ПНД № 3		ДР-П3	-	-	-	41.13	40.18	41.14
12	из ПНД № 4		ДР-П4	-	-	-	41.15	40.19	41.16
13	из ПНД № 5		ДР-П5	-	-	-	41.17	40.20	41.18
14.1	из ПВД № 6 в ПНД № 5		ДР-П6-П5	-	-	-	41.19	40.23	41.21
14.2	из ПВД № 6 в конденсатор		ДР-П6-К	-	-	-	41.20	-	-
15	из ПВД № 7		ДР-П7	-	-	-	41.22	40.24	41.23
	Пар на деаэратор:
16.1	из отбора на ПВД № 6		ПАР-Д-06	-	-	-	41.24	40.27	41.26
16.2	из коллектора 13 кгс/см²		ПАР-Д-К13	-	-	-	41.25
17	Пар на калориферы котла		ПАР-КФ	-	-	-	41.27	40.30	41.28
	Состав эжекторов:
18.1	работает 1 эжектор		С-Э-1Э	-	-	-	41.29	40.40	41.32
18.2	работают 2 эжектора		С-Э-2Э	-	-	-	41.30	-	-
18.3	работают 3 эжектора		С-Э-2Э	-	-	-	41.31	-	-
	Пар на эжекторы:
19.1	из деаэратора		ПАР-Э-Д	-	-	-	41.33	40.41	41.35
19.2	из коллектора 13 кгс/см²		ПАР-Э-К13	-	-	-	41.34	-	-
20	Пар на концевые уплотнения турбины		ПАР-КУ	-	-	-	41.36	40.42	41.37
	Состав:
21	бустерных насосов		С-БН	-	-	-	41.38	40.43	41.39
22	конденсатных насосов I ступени		C-КН1	-	-	-	41.40	40.44	41.41
23	конденсатных насосов II ступени		С-КН2	-	-	-	41.42	40.45	41.43
24	конденсатных насосов ПСВ № 1		C-КH-ПС1	-	-	-	41.44	40.46	41.45
25	Коэффициент избытка воздуха в топке	α	ИЗБ-Т	-	39.124	39.138	-	38.42	41.50
26	Температура воздуха перед воздухоподогревателем		Т1-ВП	°С	39.134	39.147	-	40.48	41.51
27	Разрежение газов в верху топки	S_т	РАЗР-Т	кгс/м²	39.130	39.144	-	38.42	41.52
28	Суммарный перерасход топлива		СУММА	-	-	-	-	40.54	41.57
^* Перерасходы топлива после фильтрации в п. 40.49.

Пример автоматического отображения формы АЭ7 на ЭЛИ

ТЭП энергоблока по регулируемым параметрам

Электрическая нагрузка _______ МВт

Тепловая нагрузка ________ Гкал/ч

Параметр	Размерность	Факт	Норма	Отклонение	т	%
ΔВ-СУМ	-	-	-	-	хх.х	х.хх
Т1-ВП	°С	ххх	ххх	хх	хх.х	х.хх
Д-ВПР	-	х.хх	х.хх	х.хх	хх.х	х.хх
ДР-ПСВ2-ОБ	т/ч	ххх	ххх	хх	хх.х	х.хх
С-Э	-	1Э	2Э	-	хх.х	х.хх
ДР-ПЗ	-	К	ЛОК	-	хх.х	х.хх

Форма ПЭ

___________________ ТЭЦ

Энергоблок № ___________

8.20. Показатели экономичности пуска (останова) энергоблока

Дата _____ 19__ г.

Время _____ ч ____ мин

Интервал ________

№ п.	Наименование показателя	Обозначение	Символ печати	Размерность	Показатель
№ п.	Наименование показателя	Обозначение	Символ печати	Размерность	фактический	нормативный
1	2	3	4	5	6	7
1	Продолжительность пуска		Т-ПУСК	ч	-	5.322 ÷ 5.325
2	Расход условного топлива сторонними энергоблоками на обеспечение пуска (останова)	В_ст	В-СТ	т	29.9	-
3	Расход условного топлива котлом за период пуска (останова)		ВМ-ПУСК	т	29.4	-
4	Полный расход условного топлива за период пуска (останова)	В_пуск	В-ПУСК	т	29.10	-
5	Потери топлива за период пуска	ΔВ_пуск	П-ПУСК	т	29.11	5.318 ÷ 5.321
6	Расход электроэнергии на СН за период пуска (останова)		Э-СН-ПУСК	кВт ∙ ч	29.2	-
7	Выработка электроэнергии за период пуска (останова)	э_пуск	Э-ПУСК	кВт ∙ ч	29.3	-
8	Удельный расход условного топлива на отпущенную за период пуска электроэнергию		В/Э-ПУСК	г/(кВт ∙ ч)	29.12	-

Форма АЦ

___________________ ТЭЦ

8.21. Показатели эффективности работы циркуляционной системы

Дата _____ 19__ г.

Время _____ ч ____ мин

Интервал ________

№ п.	Наименование показателя	Обозначение	Символ печати	Размерность	Показатель			Перерасход топлива
№ п.	Наименование показателя	Обозначение	Символ печати	Размерность	фактический	нормативный	отклонение	т	%
1	2	3	4	5	6	7	8	9	10
1	Суммарный расход охлаждающей воды	W_Σ	W-СУММ	м³/ч	-	-	48.30	47.23	48.21
2	Температура после градирен	t_г	Т-Г	°С	48.26	48.27	48.32	47.18	48.22
3	Суммарный перерасход топлива	ΔВ_Σ	СУММА	-	-	-	-	47.24	48.29
	Температура воды после градирни:
4	№ 1	t_г(1)	Т-Г1	°С	48.24	48.25	48.31	47.17	48.28
	Температура воды после градирни
5	№ 2	t_г(2)	Т-Г2	°С	48.24	48.25	48.31	47.21	48.28
6	Количество работающих насосов типа 1	n₁	КОЛ-№ 1	-	24.29(j = Ф)	24.29 (j = OP)	-	-	-
7	Количество работающих насосов типа 2	n₂	КОЛ-№ 2	-	24.29(j = Ф)	24.29 (j = OP)	-	-	-
Примечание. Число позиций таблицы зависит от количества градирен и типов циркуляционных насосов ТЭЦ.

Форма РХ

___________________ ТЭЦ

Энергоблок № ___________

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

Дата _____ 19__ г.

Время _____ ч ____ мин

	Тепловой график.
	Режимы: одноступенчатый, ;
		двухступенчатый, ;
		трехступенчатый, .

Изменение расхода топлива , т/ч
Расход сетевой воды, т/ч	Температура сетевой воды после ПСВ, °С
Расход сетевой воды, т/ч

Изменение электрической мощности турбоагрегата , МВт
Расход сетевой воды, т/ч	Температура сетевой воды после ПСВ, °С
Расход сетевой воды, т/ч

	Электрический график.
	Режимы: одноступенчатый, ;
		двухступенчатый, .


Расход сетевой воды, т/ч	Мощность турбины N_т, МВт
Расход сетевой воды, т/ч


Расход сетевой воды, т/ч	Мощность турбины N_т, МВт
Расход сетевой воды, т/ч

Конденсационный режим

Обозначение показателя	Размерность	Мощность турбины , МВт
Обозначение показателя	Размерность
ΔB^j	т/ч

Информационная система«Ёшкин Кот»

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

Информационная система
«Ёшкин Кот»