Энергетический паспорт Уренгойской ГРЭС - файл n1.doc

Энергетический паспорт Уренгойской ГРЭС
скачать (275 kb.)
Доступные файлы (1):
n1.doc275kb.23.11.2012 22:21скачать

n1.doc


Закрытое акционерное общество

«Инжиниринговая компания КВАРЦ»

Россия, 119991, г. Москва, ул. Ленинский проспект, 19

телефон: (095) 797-91-79 факс: (095) 797-91-83 E-mail: kvartz@engin.ru



ЭНЕРГЕТИЧЕСКИЙ ПАСПОРТ

филиала ОАО «Тюменьэнерго»   Уренгойской ГРЭС

Книга 2.

(Приложение 1)
(по Договору № 258/03-ЭА от 02.04.03 г.)


ЭНЕРГЕТИЧЕСКИЙ ПАСПОРТ


ТЕПЛОВОЙ ЭЛЕКТРОСТАНЦИИ

Уренгойской ГРЭС
Составлен на основании энергетического обследования,

проведенного ЗАО «Инжиниринговая Компания КВАРЦ»

наименование обследующей организации

Вид обследования: Первичное Дата обследования: 2…4 кв. 2003 г.
Начальник ФГУ

«УГЭН по Ямало-Ненецкому автономному округу»

Беспалов Сергей Владимирович

фамилия, имя, отчество подпись дата

Директор Уренгойской ГРЭС


Рахматулин Рифат Эмирханович

фамилия, имя, отчество подпись дата

Директор организации,


проводившей обследование:

Штыка Дмитрий Николаевич

фамилия, имя, отчество подпись дата
Свидетельство об аккредитации энергоаудитора № 016-1001

Кем выдано Департамент государственного энергетического надзора, лицензирования и

энергоэффективности Министерства энергетики Российской Федерации.

Дата выдачи, срок действия 10 декабря 2002 г., три года
Свидетельство об аккредитации энергоаудитора № АА 1101 065

Кем выдано Центр энергосбережения РАО «ЕЭC России»

Дата выдачи, срок действия 5 июля 2002 г., три года


1. Уренгойская ГРЭС, 629 325, Тюменская обл., Ямало-Ненецкий а/округ п. Лимбяяха.

полное юридическое наименование ТЭС и адрес

2. Акционерная

вид собственности

3. ОАО «Тюменьэнерго»

наименование вышестоящей организации

4. Рахматулин Рифат Эмирханович, телефон (095) 933-50-11, (3432) 41-05-71 доп. 73-50.

фамилия, имя, отчество, телефон директора

5. Лаубер Виктор Евгеньевич, телефон (095) 933-50-11, (3432) 41-05-71 доп. 73-51.

фамилия, имя, отчество, телефон главного инженера

6. Счёт 40702810300000000080 в Ямало-Ненецком филиале ОАО «Сибнефтебанка»

г. Новый Уренгой, Кор/счёт 30101810900000000838, БИК 047195838, ОКПО 04807745,

ОКОНХ 11110, ИНН 8602060185.

банковские реквизиты

7. sekret@ugres.te.ru

адрес электронной почты

ХАРАКТЕРИСТИКА ПРЕДПРИЯТИЯ




1. Год ввода в эксплуатацию основного оборудования

по станционным номерам:

1. Котел №1 КВГМ-100 – год ввода в эксплуатацию 1991 г.

2. Котел №2 КВГМ-100 – год ввода в эксплуатацию 1990 г.

3. Котел №1 БКЗ-75 – год ввода в эксплуатацию 1990 г.

4. Котел №2 БКЗ-75 – год ввода в эксплуатацию 1991 г.

5. Котел №4 КВГМ-50 (ОПК) – год ввода в эксплуатацию 1987 г.

6. Котел №5 КВГМ-50 (ОПК) – год ввода в эксплуатацию 1988 г.

7. Турбина №1 ПТ-12-35/10М – год ввода в эксплуатацию 1991 г.

8. Турбина №2 ПТ-12-35/10М – год ввода в эксплуатацию 1990 г.


2. Характеристика главных схем ГРЭС
Основное оборудование ГРЭС не монтировалось, данные по ПР ТЭЦ:

2.1. Технологическая С поперечными связями

2.2. Электрическая две секции сборных шин РУ СН ПР ТЭЦ, ТП «Промплощадка»

2.3. Система циркуляционного водоснабжения оборотная с прудом - охладителем

2.4. Тепловая сеть Независимая, закрытого типа, регулирование отпуска тепла качественное

3. Рабочие параметры основного оборудования

по группам (очередям)


3.1. Рабочее давление (номинальное):

3.1.1. свежего пара – 35 кГс/см2

3.2. Температура пара (номинальная):

3.2.1. свежего пара – 435 оС

3.3. Проектные данные ГРЭС - 10 блоков по 250 МВт, (не монтировались) и ПР ТЭЦ – 2 турбины по 12 МВт, 2 котла энергетических производительностью по пару 75 т/час и 2 котла водогрейных производительностью по теплу по 100 Гкал/час :

3.3.1. Максимальный отпуск тепла в паре (по параметрам) с указанием источника и его параметров:_____50 т/ч (II отбор, 299 °С, 10 ата)

3.3.2. Максимальный отпуск тепла в горячей воде 344 Гкал


4. Основное оборудование и его характеристика

Турбины

Станционный номер турбины
Тип, модификация
Год ввода в эксплуатацию
Завод изготовитель
Мощность МВт
Параметры свежего пара
Расход свежего пара, т/ч
Отборы
Конденсатор
Циркуляционные насосы

номинальная
максимальная
Давление, кгс/см2
Температура, С
номинальный
максимальный
Производительность
Тип
Номинальный расход пара, т/ч
Площадь поверхности охлаждения, м2
Расчетное количество охлаждающей воды, м3/ч
Тип
Количество
Подача, м3/ч
Напор, м в. ст.

номинальная

О.Т.
О.П.

1

2
ПТ-12-35/10М
1991

1990
Калужский турбинный завод
12
15
35
435
75
108
40
50
КП-540/2
22,7
546
1850
Д3200-32-2
3
3200
33


Котлы

Станционный номер котла
Тип, модификация
Год ввода в эксплуатацию
Завод изготовитель
*Паропроизводительность, т/ч, Гкал/час
Параметры за котлом
Проектное топливо
Дымососы
Дутьевые вентиляторы

Давление, кгс/см2
**Температура, С
Бассейн месторождение, марка
Qнр
Ар
Wр
Као
Расход на котел, нм3/ч, кг/час
Тип
Количество
Производительность, м3/ч
Тип
Количество
Производительность, м3/ч

1

2
Е-75-40ГМ (БКЗ-75-39ГМ)
1990

1991
Барнаульский котельный завод
75
40
440
Уренгойское месторождение природный газ
7875
-
-
-
6667

ДН-24ГМ
1

1
168000
ВДН-20
1

1
125000

1

2
КВГМ-100
1991

1990
Доргобужский котельный завод
1235 (100)
25
70/110
Уренгойское месторождение природный газ
7875
-
-
-
13334
ДН-22х2-0,62ГМ
2

2
258000
ВДН-18
2

2
143000

4

5
КВГМ-50
1987

1988
Доргобужский котельный завод
650 (50)
25
70/150
газотурбинное
10085
-
-
-
5750
ДН-21М
1

1
142000
ВДН-15 ***(19ЦС-63)

1(2)

1(2)
50000 (19000)

Примечание:

* - Для водогрейных котлов в скобках указана теплопроизводительность

** - Для водогрейных котлов через дробь указана температура теплоносителя (вход/выход)

*** - Для котлов КВГМ-50 в скобках указано: марка дутьевого вентилятора первичного дутья, их количество и производительность


Трансформаторы

Станционный №
Тип,

модификация
Мощность, МВА
Напряжение обмотки ВН, кВ
Напряжение обмотки НН, кВ
Ток обмотки ВН, А
Ток обмотки НН, А
Схема и группа соединений
Напряжение

КЗ, %
Потери в стали, кВт
Потери в меди, кВт
Испыт. напряжение нейтрали обмотки ВН, кВ

Главные трансформаторы ГРЭС не монтировались, генераторы ПР ТЭЦ работают непосредственно на шины собственных нужд, выдача электроэнергии в сеть через трансформаторы подстанции «Промплощадка»:

п/с «Промплощадка»

Т1
ТРДН-25 000/110
25000
115
6,3
125,5
1146-1146
Y/--
10,61






100

Т2
ТРДН-25 000/110
25000
115
6,3
125,5
1146-1146
Y/--
10,64






100




Генераторы

Станционный №
Тип,

модификация
Год ввода в эксплуатацию
Завод-изготовитель
Полная мощность, кВА
Активная мощность, кВт
Напряжение, В
Ток статора, А
Ток ротора, А
Напряжение ротора, В
Частота вращения,

об/мин
Частота, Гц
Cos 
КПД, %
Соединение фаз
Избыточное давление водорода, кг*с/см2

Генераторы ГРЭС не монтировались, генераторы ПР ТЭЦ:

Г-1

Т-12-2У3
1992
Лысьвенский турбострои­тельный завод
15000
12000
6300
1375
268
230
3 000
50
0,8
97,65
Звезда
нет

Г-2

Т-12-2У3
1990
Лысьвенский турбострои­тельный завод
15000
12000
6300
1375
268
230
3 000
50
0,8
97,65
Звезда
нет

5. Уровень напряжений:

генераторного – 6,3 кВ;


выдачи мощности в энергосистему - 110 кВ;


собственных нужд – 6,3 кВ; 0,4 кВ;

6. Параметры теплоносителя,

отдаваемого потребителям и в теплосеть:


6.1. Горячая вода (температурный график) - 70 / 150 оС (увеличение до 75,9/169,5С при

tнар.возд. = -46оС и скорости ветра до 20 м/с.) Давление прямой обратной с/воды 7,5 / 2,5 кгс/см2.

7. Топливный режим ГРЭС
7.1.

Директивный орган, установивший топливный режим, номер разрешения и дата его выдачи
Объем разрешенного

топливопотребления
Резервное (аварийное) топливо
Техноло- гическая бронь по газу

Газ
Аварийное

Тыс. м3/час
Тыс. т/год

«Постановление Госплана СССР от 29.01.81 №11
20
46
Аварийное газотурбинное для ОПК
Нет


7.2. Основные марки сжигаемого топлива и основные поставщики на базовый 2002 г.: Газ природный , Уренгойское месторождение. ООО «Уренгойгазпром», Последнее поступление газотурбинного топлива 14 февраля 1994г.
7.3. Краткое описание причин работы основного оборудования на непроектных видах
топлива (непроектные виды топлива не используются)
7.4. Динамика и структура потребления условного топлива на момент составления паспорта и за три предыдущих года по видам

№ п.п

Вид топлива
Всего,т.у.т./% от общего количества

2000г.
2001г.
2002г.
2003г.

(6 месяцев)

1.

Газ
тут
87343
89847
84354
49946

%
99,97
99,96
100
100

1.

Газотурбинное
тут
27
39
-
-

%
0,03
0,04
-
-


7.5. Средняя стоимость топлива по видам на момент составления паспорта и за три предыдущих года

№ п.п

Вид топлива
Стоимость топлива

2000г.
2001г.
2002г.
2003г.

(6 месяцев)

1.

Газ, руб/тыс. м3
237,62
261,46
335,24
525,6

2.
Тонна усл. топлива
274.48
300.60
384.33
623,14


8. Установленная мощность электростанции
и среднегодовая по итогам трех истекших лет


№ п.п.
Показатель
Установленная мощность
Годы (факт)

2000 г.
2001 г.
2002 г.
2003 г. (6 месяцев)

1.
Электрическая мощность, МВт
24
18,4
19,2
18,3
18

2.
Тепловая мощность, Гкал/ч

В том числе:
410
19,4
19,6
18,2
22,1

2.1.
Горячая вода
344
17,0
17,1
16,0
19,6

2.2.
Пар
66
2,4
2,5
2,2
2,5


9. Технико-экономические показатели работы ГРЭС за последние 3 года

№ п/п
Показатель
Значения показателя

2000 г.
2001 г.
2002 г.

базовый
2003 г.

(6 месяц)

1
2
3
4
5
6

1.
Среднегодовая установленная мощность:












 
электрическая, МВт
24
24
24
24

 
тепловая, отборов турбин, Гкал/ч
110
110
110
110




в т.ч. горячая вода
44
44
44
44




пар
66
66
66
66

2.
Выработка электроэнергии, тыс.кВт*ч:












 
Всего
160551
169337
160090
78725

 
по теплофикационному циклу
42326
41381
39902
22987

3.
Отпуск тепла, тыс. Гкал:












 
Всего
154,719
147,048
142,003
83,535

4.
Коэффициенты использования установленной мощности, %:












 
Электрической
76,37
80,54
76,15
75,5

 
Тепловой
16,05
15,26
14,74
17,48

5.
Доли отпуска тепла, %












 
П-отборами
25,83
26,41
20,32
25,18

 
Т-отборами (Бойлерные установки)
67,33
72,67
73,20
89,64




Сетевыми насосами
1,37
0,92
1,05
1,15




Водогрейными котлами
5,47
0
5,42
0

 
из конденсаторов турбин
0
0
0
0

6.

Удельный расход топлива на отпущенную электроэнергию, г/(кВт*ч)












 
фактический

433,4
431,7
428,0
427,4

 
Номинальный
433,4
432,0
428,9
427,4

 
Нормативный
433,4
432,0
428,9
427,4

7.
Удельный расход топлива на отпущенное тепло, кг/Гкал












 
фактический

158,0
157,6
156,5
154,1

 
номинальный
158,6
159,9
159,4
157,6

 
нормативный
158,6
159,9
159,4
157,6

8.
Составляющие изменения удельных расходов топлива на отпущенную электроэнергию, г/(кВт*ч);















Структура отпуска электроэнергии
0
0
0
0




Теплофикация
4,2
2,4
0,4
12,3




Экономичность оборудования
0,4
-4,1
-4,1
-4,0

9.
Составляющие изменения удельных расходов топлива на отпущенное тепло, кг/Гкал;















Структура отпуска электроэнергии
0
0
0
0




Теплофикация
2,9
-0,9
0,1
1,1




Экономичность оборудования
-11,4
0,4
-1,1
2,2




Расход энергии на теплофикационную установку












10.
Расход электроэнергии на собственные нужды, относимый на электроэнергию, %












 
фактический

6,02
6,33
6,34
6,34

 
Нормативный
5,80
5,83
5,81
5,89

11.
Расход электроэнергии на собственные нужды, относимый на тепло, кВт*ч/Гкал:












 
фактический

37,3
33,8
33,8
33,

 
Номинальный
40,
41,2
42,1
40,9

1
2
3
4
5
6

12.
Удельный расход тепла брутто на турбинную установку, ккал/(кВт*ч)












 
фактический

2435
2439
2479
2367

 
Номинальный
2418
2418
2461
2359

13.
КПД брутто котельной установки, %:












 
фактический прямой баланс
93,66
93,81
93,76
93,91

 
фактический обратный баланс
93,67
93,99
94,14
93,34

 
номинальный
93,47
93,36
93,40
93,03

14.
Себестоимость отпускаемой энергии:












 
электрической, руб/тыс.кВт*ч
781,91
1033,20
1361,02
1560,2

 
В том числе топливная составляющая
86,78
98,34
126,27
158,43




тепловой, руб./Гкал



676,54
674,31
520,99




в том числе топливная составляющая



35,6
44,65
57,78

15.
Численность промышленно-производственного персонала,
среднесписочная, чел.
384
366
318
287

10. Выбросы в окружающую среду за последние 3 года


№ п.п.

Контролируемый показатель
Значения выбросов по годам (норма/факт), тонн

2000г.
2001г.
2002г.
2003г.

(6месяцев

1.
NOx
245,3
245,3
245,3
122,65

113,981
77,038
133,045
66,058

2.
COx
357
357
357
178,5

6,273
37,169
19,93
13,404


10.1. Затраты на экологические мероприятия. Их эффективность

2000 г. – 3105,56 тыс.руб., фактические затраты – 3941,9 тыс.руб.

2001 г. – 3300,06 тыс.руб., фактические затраты – 3782,5тыс.руб.

2002 г. – 9838,6 тыс.руб., фактические затраты – 4038,2 тыс.руб.

10.2. Экологические мероприятия направлены на поддержание достигнутого уровня вредных выбросов в атмосферу.


11. Годовое использование основного оборудования
в сравнении с заложенным в проекте


№ п.п
Наименование основного оборудования
По проекту, часов
Факт, часов

2000г.
2001г.
2002г.
2003г. (6есяцев

Котлы

1.
БКЗ-75-39-ГМАст.№3
6800
7817
8157
8136
4463

2.
БКЗ-75-39-ГМАст.№4
6800
7603
8091
7442
4324

3.
КВГМ-100 ст.№1



446
-
168



4.
КВГМ-100 ст.№2



-
-
-



5.
КВГМ-50ст.№4



3
4
-



6.
КВГМ-50ст.№5



3
4
-



Турбины

1.
ПТ-12/15-35/10М ст.№1
6800
7857
8212
8240
4425

2.
ПТ-12/15-35/10М ст.№2
6800
7617
8144
7367
46,37


12. Наработка металла основного оборудования
и главных паропроводов


№ п.п.
Наименование оборудования
Наработка, на момент составления

паспорта (час)
Наименование документа и организации, разрешившей дальнейшую эксплуатацию

Трубопроводы

1.
от котла до турбины блока без промперегрева (ПТ-12/15-35/10М ст.№1)


87789
нет

от котла до турбины блока без промперегрева (ПТ-12/15-35/10М ст.№2)
96442
нет

Котлы

2.
БКЗ-75-39 ГМА ст.№3
97277
нет

БКЗ-75-39 ГМА ст.№4
85568
нет

КВГМ-100ст.№1
11221
нет

КВГМ-100ст.№2
10288
нет

КВГМ-50-150 ст.№4
14162
нет

КВГМ-50-150 ст.№5
10083
нет

Барабаны котлов

3.
БКЗ-75-39 ГМА ст.№3
97277
нет

БКЗ-75-39 ГМА ст.№4
85568
нет

Турбины

4.
ПТ-12/15-35/10М ст.№1
87789
нет

ПТ-12/15-35/10М ст.№2
96442
нет

Деаэратор




ДА-100\25 ст.№2
97000
нет




ДА-100\25 ст.№3
97000
нет




ДА-200 ст.№1
85000
нет


Примечание: часы работы оборудования на 01.01.2003г. с начала эксплуатации.


13. Водоподготовка
Принципиальные схемы:

13.1. Подготовка добавочной воды (главная схема) коагуляция в осветлителях на механических фильтрах, двухступенчатое Na-катионирование
13.2. Очистка возвращаемого производственного конденсата отсутствует


13.3. Очистка турбинного конденсата (БОУ) _________________отсутствует_________________
13.4. Очистка внутристанционных дренажных конденсатов ____ отсутствует________________
13.5. Технико-экономические показатели (ТЭП) за 2002 год (базовый)

Установка
Производительность, т/ч

Удельный расход

Номин.
Факт.
необходимая
Воды на сн, %
Тепла, кДж/т
Электроэнергии,

кВт*ч/т

ВПУ

600
41
41
5,4
-
учет не ведется


13.6. Водоотведение водоподготовительных установок

Установка
Годовые сбросы, м3

2000 г.
2001 г.
2002 г.
2003 г. (6месяцев)

ВПУ
7043
4303
2314
1738


13.7. Выполнение нормативных мероприятий по организации водно-химического режима (ВХР) Выполняется согласно проекта


13.8. Наличие систем мониторинга Мониторинг ВПУ имеется


14. Баланс по электроэнергии, кВт*ч


№ п.п.
Приход, расход
Годы

2000 г.
2001 г.
2002 г.
2003 г.

(6 месяцев)

I
Приход
178 744 040
186 216 590
177 136 634
88 511 120

1.

Собственная выработка
160 551 000
169 337 000
160 090 200
78 724 800

2.
Получено из энергосистемы
18 193 040
16 879 590
17 046 434
9 786 320

II
Расход
179 452 564
186 556 029
178 236 305
87 830 732

1.
Отпуск в энергосистему

В том числе по уровням напряжений:

U= 110 кВ

U= 6 кВ

U= 0,4 кВ
138 920 700


138 920 700

-

-
149 433 000


149 433 000

-

-
142 401 348


142 401 348

-

-
67 777 452


67 777 452

-

-

2.
Отпуск потребителям
17 886 151
15 693 000
16 332 624
9 778 246

3.
Собственные нужды
15 439 000
15 693 000
14 947 864
7 843 724

4.
Хозяйственные нужды
4 510 714
4 470 518
1 927 245
973 308

5.
Производственные нужды
717 912
660 360
896 160
624 857

6.
Потери электроэнергии в станционной электросети
1 978 087
1 735 813
1 731 064
833 145

III
Небаланс
708 524
339 439
1 099 671
680 338

%
0,395
0,182
0,617
0,769


15. Баланс по теплу, Гкал


№ п.п.
Приход, расход
Годы

2000 г.
2001 г.
2002 г.
2003г.

(6месяцев)

1.
Выработка тепловой энергии котлами
573000
587836
553457
283747




в т.ч. энергетическими
564388
587626
545757
283747




водогрейными
8612
210
7700
0




Выработка тепла сетевыми насосами
2115
1353
1497
971




Выработка тепла всего
575115
589189
554954
284718

2.
Расход тепла на выработку электроэнергии
391000
412945
385273
186344




потери теплового потока (котел-турбина)
2943
2810
2620
1489




расход тепла на собственные нужды
26303
26176
25161
13350

3.
Общий отпуск тепла
154869
147258
142003
83535

4.
Потери в теплосети
15148
13177
11823
6466

5.
Полезный отпуск тепла
139721
134081
130180
77069

5.1.
Отпуск тепла потребителям:
 
 
 






пар
0
0
0
0




горячая вода
58413
54451
53052
31828

5.2.
Расход тепла на собственные нужды
 
 
 






хозяйственные (г.в.с.)
60119
57811
57955
34254




хозяйственные (пар)
21189
21819
19173
10987




производственные
0
0
0
0



16. Характеристика оборудования

теплофикационной установки

Параметры водогреющего оборудования и тепловой сети


№ п.п.
Наименование оборудования
Тип
Произво-ность, Гкал/ч; м3/ч
Кол-во, шт.
Примечания

1.

Сетевые подогреватели:


основные

пиковые


ПСВ-315-3-23

ПСВ-315-14-23

36,25

33,9

2

1



2.
Насосное оборудование, участвующее в работе теплосетевых схем

СЭ-1250-140*

СЭ-500-70

К-90/55

К3-30/2А-С-У2

1 250

500

90

8

3

2

2

2
*- у насосов проточено рабочее колесо до 400 мм и считается условно тип СЭ-1250-80


17. Характеристика потенциала энергосбережения, выявленного по результатам энергообследования, основные рекомендуемые мероприятия по его реализации

№ п/п
Мероприятия
Ожидаемый экономический эффект, тыс. руб./год
Срок выполнения
Необходимые финансовые затраты, тыс. руб.

1
2
3
4
5

Оборудование котлотурбинного цеха

1
Внедрение лучистого обогрева помещений БНС
62,7
2004
53,1

2
Внедрение лучистого обогрева помещений подстанций «Промплощадка» и «Головная»
92,1
2004
142,4

3
Внедрение частотного регулирования электроприводов тягодутьевых машин котлов
357,5
2006
1594,7

4
Ревизия направляющего аппарата дутьевого вентилятора и шиберов по воздуху перед горелками котла Е-75-40 ГМ (БКЗ-75-39 ГМ) ст. № 1.
67,5
Текущий ремонт котла
76,9

5
Обработка валов турбоагрегатов в местах выхода из картеров подшипников поверхностно-активными веществами (ПАВ) с целью ликвидации протечек масла.
15,0
Расширенный ремонт турбин
9,6

6
Организация работы сливных насосов ПНД в схеме регенеративного подогрева питательной воды турбоустановок ПТ-12/15-35/10М.
27,6
2004
79,3

7
Применение импульсных ультразвуковых установок «Эффект» для предотвращения появления отложений на внутренней поверхности трубной системы конденсаторов.
126,3
2005
396,3

Электротехническое оборудование

8
Повышение эффективности освещения объектов Уренгойской ГРЭС









8.1.
Отказ от использования стабилизаторов напряжения в системах освещения ПР ТЭЦ и ЦРМ.
72,9
2004
Без затратные

8.2.
Замена ламп накаливания на компактные люминесцентные лампы
82,4
2004
149,3

8.3.
Замена ДРЛ и ЛН общего освещения машинного зала КТЦ ПР ТЭЦ на лампы ДРИ
46,8
2004
61,2

8.4.
Замена светильников наружного освещения типа «Сириус» на светильники HQI – TS 2000/W/D/S
94,7
2004
58,5

Система теплоснабжения

9
Внедрение частотного регулирования электроприводов насосов сетевых зимних
243,9
2006
1090,7

10
Наладка гидравлического режима работы теплосети.
291,9
2005
1250,0

Суммарная эффективность предлагаемых мероприятий:
1581,3



4962

Примечание: Расчеты эффективности и затрат представлены в «Техническом отчете о первичном энергетическом обследовании» обособленного подразделения ОАО «Тюменьэнерго» - Уренгойская ГРЭС


Москва

2003


Лекции
Лабораторные
Справочники
Эссе
Вопросы
Стандарты

Учебный материал
© bib.convdocs.org
При копировании укажите ссылку.
обратиться к администрации