В условиях ТЭЦ подогрев воды на теплофикационные нужды (отопление, вентиляцию и бытовое горячее водоснабжение) обычно производился до 110—115°С в основных сетевых подогревателях за счет пара из отбора турбин. Пиковые же нагрузки в наиболее холодные месяцы года покрывались пароводяными подогревателями с подогревом сетевой воды до 150°С, работающими на перегретом паре из энергетических котлов высокого давления, который перед подачей подвергался редуцированию и охлаждению в редукционно-охладительных установках (РОУ).
Покрытие пиковых теплофикационных нагрузок (продолжительностью 1000—2000 ч в году) водогрейными котлами позволяет уменьшить на ТЭЦ количество энергетических паровых котлов высокого давления, что существенно снижает затраты на сооружение и эксплуатацию ТЭЦ. Поэтому в настоящее время все новые ТЭЦ сооружаются с установкой на них крупных пиковых водогрейных котлов, суммарная теплопроизводительность которых составляет примерно 50% максимальной теплофикационной нагрузки ТЭЦ. Учитывая незначительную продолжительность работы пиковых водогрейных котлов, для снижения капитальных затрат на установку их снабжают топочными устройствами для сжигания газа и мазута даже в тех случаях, когда эти котлы установлены на ТЭЦ, сжигающих твердое топливо в пылевидном состоянии.
Широкое применение водогрейные котлы получили также в крупных производственно-отопительных и районных отопительных котельных (тепловых станциях), где они являются основным источником теплоснабжения.
Потери пара и конденсата подразделяют на внутристанционные и внешние.
Внутристанционные потери складываются из:
- расходы пара на вспомогательные устройства станции без возврата конденсата - паровая обдувка парогенераторов, на форсунки с паровым распыливанием мазута, на устройства для разогрева мазута;
- потери пара и воды при пусках и остановах парогенераторов;
- потери пара и воды через неплотности трубопроводов, арматуры и оборудования;
- потери с продувочной водой;
Объём потерь зависит от характеристик оборудования, качества изготовления и монтажа, уровня обслуживания и эксплуатации.
Внутренние потери составляют (в долях от расхода питательной воды):
на КЭС – 0,8-1%, на ТЭЦ – 1,5-1,8%.
Основная часть потерь – с продувочной водой. Это - необходимая технологическая операция для поддержания концентрации солей, щелочей и кремниевой кислоты в воде парогенераторов, в пределах, обеспечивающих надежную работу последних и необходимую чистоту пара. Для возврата части воды и теплоты при непрерывной продувке в цикл используют устройства, состоящие из расширителей и охладителей продувочной воды. Количество пара, выделяющегося в расширителе, составляет до 30% от расхода продувочной воды. Остальное отводится в канализацию.
Внешние потери происходят при отпуске пара непосредственно из турбин и парогенераторов, если часть конденсата этого пара не возвращается на станцию.
Пар, используемый в технологических процессах, загрязняется различными химическими соединениями. Величина его потерь может достигать 70%. В среднем для промышленных ТЭЦ отношение внешних потерь к паропроизводительности парогенераторов составляет 20 – 30%.
Потери пара и воды в цикле электростанции должны восполняться добавочной питательной водой для парогенераторов.
Золоулавливание на ТЭС. Мероприятия по снижению выбросов оксидов азота и серы при сжигании органического топлива. Дымовые трубы ТЭС. Сокращение стоков ТЭС. Способы шлакозолоудаления. Переработка минеральной части золы твердого топлива.
19.Требования к питательной воде паровых котлов, паропреобразователей, испарителей и добавочной воде тепловой сети. Способы подготовки воды.
При эксплуатации ПТУ важной задачей является организация рационального водного режима для обеспечения работы парогенераторов без накипи, проточной части турбин и конденсаторов без загрязнений, а также защиты элементов оборудования от коррозии.
Она решается комплексом теплотехнических мероприятий во взаимосвязи с надлежащей химической и термической обработкой питательной воды и воды в парогенераторах. Для повышения надежности работы оборудования станции и системы теплоснабжения необходима подготовка питательной и подпиточной воды для исключения накипеобразования, шламовыделения и коррозии в элементах системы.
Вода должна соответствовать нормам, указанным в ПТЭ. Регламентируется содержание солей, взвешенных веществ, масла, кислорода, а также щелочность воды. С питательной водой в парогенератор поступают соли кальция и магния: Са(HCO3)2, Mg(HCO3)2, CaSO4, MgSO4, CaCl2, MgCl2, CaSiO3, MgSiO3 и др.
Они определяют общую жесткость воды. Концентрация солей в воде парогенераторов увеличивается по мере её испарения и может достигать предела насыщения, что приводит к выпадению части солей с низкой растворимостью в виде накипи или шлама. Соли могут осаждаться на греющих поверхностях установок в виде плотной накипи с низкой теплопроводностью. Для парогенераторов, работающих с большой тепловой нагрузкой, это недопустимо. Может произойти разрыв экранных труб. Силикаты натрия и кальция, определяющие кремнесодержание воды, растворяются в паре высокого давления и уносятся с ним в турбину. Это приводит к загрязнению проточной части турбин, ухудшению гидродинамических характеристик и снижению η.
Повышенная щелочность вызывает вспенивание воды и увеличивает унос солей в пароперегреватель.
В результате коррозии снижается прочность деталей оборудования и трубопроводов. Коррозия вызывается в основном агрессивными газами О2 и СО2 , которые надо удалить из воды до её поступления в парогенератор и подогреватели тепловой сети.
При реакции коррозии одна молекула кислорода переводит в продукт коррозии четыре молекулы железа.
Может иметь место язвенная или равномерная коррозия. Металлами, стойкими к коррозии, считаются такие, у которых скорость коррозии составляет 0,01 – 0,1 мм/год. Допустимой скоростью для язвенной коррозии труб парогенератора высокого давления считается 0,2 -0,25 мм/год, для равномерной – 0,08 – 0,12 мм/год.
Скорость коррозии прями пропорциональна содержанию кислорода в воде. При отсутствии в воде СО2 скорость кислородной коррозии уменьшается почти в 3 раза. При отсутствии О2 , но при содержании СО2 , коррозионная активность воды значительно меньше.
Коррозионные процессы существенно возрастают с повышением температуры металла.
Требуемое качество питательной воды в барабанных парогенераторах и в прямоточных с сепараторами должно обеспечиваться при размере продувки не больше 1% при восполнении потерь дистиллятом, 2% - химочищенной водой, 5% - при безвозвратной отдаче значительного количества пара на производственные нужды.
Качество питательной воды для паропреобразователей и испарителей должно быть следующим:
- общая жесткость < 30 мкг-экв/кг и только при солесодержании исходной воды > 2000 мг/кг - < 75 мкг-экв/кг;
- содержание О2< 30мкг/кг при отсутствии свободной углекислоты.
Подпиточная вода теплосетей должна иметь:
- содержание О2 < 50мкг/кг;
- отсутствие СО2 - при наличии теплогенераторов, при отсутствии
теплогенераторов содержание СО2 не нормируется;
- жесткость карбонатная < 700 мкг-экв/кг (при наличии
теплогенераторов – менее 400 мкг-экв/кг);
-жесткость общая – не более 50 мкг-экв/кг;
- взвешенные вещества – менее 5 мг/кг;
- рН 7- 9 (для закрытой системы).
20.Требования к проектируемой ТЭС. Предварительная оценка тепловой и электрической мощности ТЭЦ. Выбор основного и вспомогательного оборудования. Генплан и выбор площадки ТЭС. Компоновка главного корпуса
1 Тепловые электростанции надлежит размещать в соответствии с проектами
планировки и застройки территорий с учетом возможности эффективного обеспечения
потребителей электрической и тепловой энергией с обязательным учетом гидрологии
района строительства и условий охраны окружающей среды.
При размещении ТЭС должны быть учтены возможности транспортировки топлива,
условия водоснабжения, системные и межсистемные связи по линиям электропередачи.
2 При размещении ТЭС следует обеспечить рациональное и экономное использование
земельных и водных ресурсов, наибольшую эффективность капитальных
вложений, защиту населения и территорий от чрезвычайных ситуаций природного и
техногенного характера.
3 Промплощадки для размещения ТЭС следует выбирать с соблюдением
Основ земельного, лесного, водного законодательств, Основ законодательств о здравоохранении,
недрах, охране природной среды, других законов Российской Федерации.
4 При выборе площадки для строительства ТЭС следует учитывать возможность
дальнейшего расширения электростанции, наличие транспортных коммуникаций,
ценность занимаемых земель, наличие зон возможного затопления, сейсмических
явлений, зон проявления опасных геологических процессов, загрязнения территорий
органическими и радиоактивными отходами, а также курортов, заповедников,
национальных парков, зон санитарной охраны источников водоснабжения.
5 Размещение ТЭС должно быть согласовано с местными органами власти
и органами государственного надзора.
6 Планировочные отметки площадок ТЭС, размещаемых на прибрежных
участках рек и водоемов должны приниматься согласно нормам СНиП по проектированию
генеральных планов промышленных предприятий.
За расчетный горизонт надлежит принимать уровень с вероятностью его превышения
один раз в 100 лет.
7 Расстояния от сооружений ТЭС до жилых и общественных зданий надлежит
принимать:
- от открытой установки трансформаторов, градирен, компрессорных, очистных
сооружений и др. в соответствии с санитарными нормами;
- от открытых распределительных устройств с воздушными выключателями в
соответствии с требованиями Правил устройства электроустановок;
- от складов твердого и жидкого топлива, кислот, щелочей и других сильнодействующих
ядовитых веществ (СДЯВ) в соответствии с действующими
нормами.
Электрическая мощность ТЭЦ определяется по количеству отпускаемой удельной комбинированной выработки:
где 
- минимальная электрическая мощность ТЭЦ на базе комбинированной выработки электроэнергии;
- коэффициент выработки мощности за счет вентиляционного пропуска пара в конденсатор, обычно 
= 1,02 – 1,05;
и 
- удельная комбинированная выработка на базе отопительного и промышленного отборов пара;
и 
- доля комбинированной выработки на базе регенеративного подогрева конденсата греющего пара отопительного и промышленного отборов;
- коэффициент теплофикации коммунально-бытовой нагрузки, определяемый по технико-экономическим расчётам;
– расчётная нагрузка коммунально-бытовых потребителей, присоединённых к ТЭЦ;
- коэффициент теплофикации промышленной нагрузки, показывающий целесообразную по технико-экономическим расчетам долю промышленной нагрузки, отпускаемую из отборов и противодавления турбин, от максимальной нагрузки;
- максимальная тепловая нагрузка промышленных потребителей.
Расчёт электрической мощности ТЭЦ выполняется методом последовательного приближения, так как неизвестны тип и начальные параметры турбины. Поэтому значения 
и 
следует предварительно оценить с последующим уточнением.
Для определения Nтэц большое значение имеет выбор значений 
и , которые зависят от теплового баланса района и промышленных предприятий, а также от целесообразного радиуса охвата прилегающих к проектируемой ТЭЦ потребителей теплоты. Последний в свою очередь определяется параметрами и видом теплоносителя, способами прокладки трубопроводов, удельной тепловой плотностью и характером тепловой нагрузки, стоимостью топлива и оборудования. Например, для коммунально-бытовых потребителей с застройкой домами в 5 и более этажей радиус охвата тепловых потребителей – 15 – 20 км. Для технологических потребителей с параметрами пара 0,7 – 1,5 МПа с максимумом тепловой нагрузки более 3000 – 4000 ч в году, радиус охвата 5 – 7 км. Значения 
и 
также необходимо предварительно оценить, если не было технико-экономического расчёта на предварительной стадии выбора варианта теплоэнергоснабжения района. ( = 0,5, = 0,7).
Основным оборудованием ТЭС являются паровые котлы, турбины, генераторы, трансформаторы. Отечественные агрегаты стандартизованы по мощности, температуре, давлению, производительности, напряжению, силе тока. Выбор того или иного оборудования определяется в первую очередь типом электростанции и её мощностью и базируется на расчёте тепловой схемы.На КЭС применяются только блочные схемы с промперегревом. Серийные блоки ТЭС 200, 300, 500, 800, 1200 МВт с давлением острого пара 23,5 МПа и температурой 540 °С.
Выбор паровых котлов. Основным характеристиками, определяющими выбором котлов являются вид топлива, параметры пара, паропроизводительность, компоновочная и технологическая схемы, шлакоудаление, габариты Выбираются котлы с П-и Т-образной компоновкой. Параметры пара на выходе из котла должны быть больше, чем на входе в турбину: по давлению –на 4...9%по температуре –на 1...2% (°С)На ТЭС устанавливаются барабанные и прямоточные котлы.
Выбор паровых котлов (продолжение). Резервные котлы на блочных ТЭС не устанавливаются. На ТЭЦ в качестве резерва устанавливаются водогрейные котлы (не менее двух), чтобы при отключении одного парового котла остальные вместе с водогрейными обеспечивали среднюю отопительную нагрузку наиболее холодного месяца. Котлы производительностью 400 т/ч и выше выпускаются в газоплотном исполнении (ГП); газомазутные котлы указанной производительности работают под наддувом (НД) или под разрежением (Р); пылеугольные котлы –только под разрежением.
Выбор турбин и генераторов. На блочных КЭС мощность турбин должна соответствовать мощности блоков, а число блоков –мощности КЭС. На ТЭЦ устанавливаются Т-и ПТ-турбины(если преобладает производственная нагрузка). На первой очереди ТЭЦ устанавливается не менее двух турбин. Должно обеспечиваться αТЭЦ≥0,5. Резервные турбины на ТЭЦ не устанавливаются. В качестве резерва используется пар от РОУ.
1. Конструкции междуэтажных перекрытий надбункерных галерей и помещений топливоподачи в башне пересыпки должны выполняться из негорючих материалов с пределом огнестойкости не менее REI 45. В надбункерных галереях и помещениях топливоподачи в башне пересыпки допускается применять несущие стальные конструкции с пределом огнестойкости не ниже REI 45.
2. Надбункерное помещение должно быть отделено от котельного отделения противопожарной перегородкой 1-го типа по СНиП 21-01-97*. Из надбункерного помещения помимо выходов в лестничную клетку должны быть предусмотрены выходы в котельное отделение на площадки котлов или балкон не реже чем через 150 м. В надбункерном помещении должны быть предусмотрены оконные проемы или легкосбрасываемые покрытия суммарной площадью не менее 0,03 м 2 на 1 м 3 объема помещения. Конструкция окон и легкосбрасываемых покрытий должна соответствовать требованиям СНиП 31-03-2001.
3. Для погашения взрывного давления и для отвода из котельной (при любом виде топлива) и помещения пылеприготовления газов, образовавшихся во время взрыва, должны быть предусмотрены окна хотя бы на одной продольной наружной стене помещения. Площадь окон должна быть не менее 20% площади одной из наибольших стен помещения котельной с учетом в необходимых случаях площади примыкающих к ней стен помещений газоочистки или тягодутьевых устройств. Окна могут быть размещены на стенах котельной и указанных помещений. Площадь одного листа стекла и его толщина должны соответствовать требованиям СНиП 31-03-2001. Эти требования не распространяется на котельные отделения при котлахутилизаторах (без дожигания).
4. Стены в надбункерных помещениях, помещениях пылеприготовления и котельных должны быть гладкими и окрашены водостойкой краской. Оконные переплеты в помещениях пылеприготовления и в котельных (при сжигании угля или торфа) следует располагать в одной плоскости с внутренней поверхностью стен. Имеющиеся выступы и подоконники следует выполнять с откосами под углом не менее 60° к горизонту и окрашивать водостойкой краской или облицовывать плитками.
5. Шахты лифтов, размещаемые в котельных отделениях между котлами, допускается ограждать металлическими сетками. Стены машинных отделений этих лифтов следует проектировать закрытыми.
6. Бункера сырого угля и пыли надлежит проектировать с гладкой внутренней поверхностью и такой формы, которая обеспечивает возможность полного спуска из них топлива самотеком. Внутри бункеров не допускаются выступы, на которых может задерживаться топливо. Верхняя часть бункеров должна вплотную примыкать к перекрытию. Люки в перекрытиях над бункерами следует предусматривать закрываемыми металлическими крышками заподлицо с полом.
7. Между бункерами пыли и сырого угля не допускается проектирование общих стенок. Расстояние между стенками указанных бункеров должно быть не менее 200 мм.
8. В бункерах пыли углы между стенками должны быть плавно закруглены или скошены. Угол наклона стен воронок или бункеров к горизонту должен быть не менее 60 град. Бункера пыли, а также места присоединения к ним трубопроводов, патрубков и течек должны быть плотными. Конструкция бункера должна обеспечивать его герметичность при испытании на давление воздуха 400 мм водяного столба.
9. Стенки металлических бункеров пыли должны иметь снаружи тепловую изоляцию из негорючих материалов, толщина которой устанавливается расчетом. Перекрытия над ними должны быть пыленепроницаемыми.
10. Площадки и лестницы внутри надбункерных помещений, в котельных и помещениях пылеприготовления следует, как правило, проектировать сквозными (из просечно-вытяжной стали или решетчатыми). Площадки над выхлопными отверстиями взрывных предохранительных клапанов пылесистем, топки и газоходов, а также под мазутными форсунками должны быть сплошными.
11. Монтажные площадки в машинных и котельных отделениях следует располагать, как правило, на нулевой отметке. Монтажная площадка на участке ремонта трансформаторов должна иметь бетонное ограждение высотой 150 мм, препятствующее растеканию трансформаторного масла, и маслосток для аварийного слива масла в подземный резервуар, расположенный вне здания. Емкость резервуара должна быть не менее объема масла в трансформаторе.
12. В многоэтажной части главного корпуса следует проектировать закрытую лестничную клетку у постоянного торца здания. В качестве второго эвакуационного выхода допускается предусматривать наружные лестницы 3-го типа в соответствии с требованиями СНиП 31-03-2001.
13. Если в проекте предусматривается последующее увеличение мощности ТЭС, конструктивные решения главного корпуса следует разрабатывать с учетом возможности его дальнейшего расширения.
14. Полы помещений котельного и машинного отделений на нулевой отметке должны иметь уклон в сторону каналов гидрозолоудаления или лотков. Величину уклона пола следует назначать не менее 1%. Все проемы (отверстия) в перекрытиях подвала турбинного отделения и междуэтажных перекрытиях следует ограждать бортиками высотой не менее 0,1 м. Участки полов других помещений, расположенных выше отметки первого этажа, на которых возможно появление производственных случайных вод, следует проектировать с уклоном 0,5% в сторону расположения стоков.
15. В перекрытиях над помещениями щитов управления и распределительных устройств, расположенных внутри главного корпуса, а также в перекрытиях помещений с водяным пожаротушением надлежит предусматривать гидроизоляцию. При необходимости над гидроизоляцией следует устраивать защитную железобетонную плиту, рассчитанную на воздействие расположенного на ней оборудования. Уклон чистого пола этих перекрытий следует принимать не менее 0,5%.
16. Золошлаковые каналы должны проектироваться с износоустойчивой облицовкой и перекрытием в уровне пола. Конструкция перекрытия должна обеспечивать осмотр и очистку каналов.
17. В помещениях багерных насосов и гидроаппаратов должны быть предусмотрены дренажные приямки и каналы.
18. Ограждающие конструкции помещений щитов управления должны обеспечивать уровень звукового давления в них не превышающий 60 дБ в октавной полосе со среднегеометрической частотой 1000 Гц.
19. Для дежурного персонала щитов управления следует предусматривать комнату отдыха и санитарный узел.
20. Газоходы на участках от золоуловителей до дымовых труб следует выполнять наземными или надземными. Температурно-осадочные швы в газоходах следует располагать на грани фундамента трубы и в местах примыкания к дымососам. Промежуточные температурные швы назначаются в зависимости от материала газоходов, их длины и конфигурации.
21. Выбор вида антикоррозионного покрытия газоходов производится в соответствии с указаниями СНиП 2.03.11-85 и ведомственных норм.
21.Режимы работы и графики нагрузок промышленных ТЭС, их влияние на надежность и экономичность. Расход электроэнергии на собственные нужды ТЭС.
Производство энергии имеет ряд характерных особенностей:
1. Производство - непрерывное, нельзя отключить воду, пар и т.д. Электроснабжение должно быть непрерывным и абсолютно надежным.
2. Производство электроэнергии в каждый момент времени соответствует его потреблению. Т.к. потребление постоянно изменяется, то и выработка постоянно изменяется. Э/с работает по графику потребления, имеющему пики и провалы. Для планирования и регулирования производственного процесса необходимо знать суточные графики электрической и тепловой нагрузок. Особенно важен зимний суточный график электрической и тепловой нагрузок, т.к. он определяет максимум нагрузки, выбор мощности э/с.
Чтобы сгладить график потреблений, несколько электростанций объединяют в энергосистему. Это даёт возможность:
1). Обеспечить бесперебойное электроснабжение особо ответственных потребителей за счет резерва системы.
2). Обеспечить проведение поочередного ремонта оборудования на всех станциях системы, покрывая нагрузку за счёт резервов системы.
3). Регулировать нагрузку теми электростанциями, где это проще и выгоднее.
Если электростанции, расположены вне системы, то в случае аварии, возможны перерывы в электроснабжении на время пуска агрегатов из холодного состояния. Относительный резерв мощности на таких станциях должен быть значительно больше, чем при работе в энергосистеме.
Важнейшее значение для решения вопросов рационального энергоснабжения имеют графики потребления теплоты, отпускаемой для технологических нужд предприятий, а также для отопления, ГВС и вентиляции производственных и жилых зданий. Обычно такие графики составляются раздельно по видам теплоносителя – пара низкого и среднего давления и воды.
Рисунок 13.1-Структура суммарного зимнего суточного графика электрической нагрузки.
По отпуску теплоты в паре и горячей воде станции работают изолированно. Если станция работает по графику с сильно меняющейся нагрузкой, то нагрузка агрегатов может меняться в пределах допустимой надежности даже с возможным ухудшением экономических показателей.
Оптимальные экономические показатели для любого агрегата можно получить только в диапазоне нагрузки, близкой к номинальной. В реальных условиях оборудование ТЭС работает при отклонении расчётного режима по нагрузке, а иногда и по параметрам. Ухудшение тепловой экономичности ТЭС при снижении нагрузки зависит в основном от снижения к.п.д. турбины. Т.к. при допустимом по условиям надежности снижении нагрузки парогенераторов до 50 – 70% номинальное ухудшение их экономичности сравнительно невелико
Рисунок 13.2-Суточный график отопительно-бытовой нагрузки.
.
В некоторых случаях тепловая экономичность ТЭС при снижении электрической нагрузки может возрасти, если снизить конденсационную выработку, сохранив при этом неизменной выработку электроэнергии на базе теплового потребления.
Кроме суточного графика электрической нагрузки, практическое значение имеет годовой график продолжительности нагрузки, позволяющий рассчитать годовую выработку электроэнергии.
На собственные нужды электростанций требуется от 1 до 12% вырабатываемой электроэнергии, не считая теплоты на отопление, вентиляцию, ГВС и технологические потребности. Наименьшую долю расхода на собственные нужды имеют газотурбинные ТЭС на газовом топливе, наибольшую – паротурбинные ТЭЦ на каменном угле с высокой зольностью и влагосодержанием.
Основные факторы, определяющие расход энергии на собственные нужды: тип ТЭС (ГТУ, ПТУ, КЭС, ТЭЦ), начальные параметры пара, вид топлива, установленная мощность, условия водоснабжения, наличие внешних тепловых потребителей и их удалённость, режимы работы станции.
При снижении электрической нагрузки относительная величина расхода на собственные нужды увеличивается.
Рисунок 14.1-Зависимость расхода электроэнергии на собственные нужды ТЭЦ от нагрузки.
Из рис. 14.1 видно, что при снижении нагрузки на станции до 50% расход на собственные нужды увеличивается до 15% вместо 10%, а при нагрузке 30% расход на собственные нужды составляет 20%. Это объясняется большим влиянием мощности холостого хода механизмов собственных нужд, которая сохраняется неизменной, а также наличием нерегулируемых приводов на механизмах собственных нужд и ухудшением эффективности работы центробежных нагнетателей, углеразмольных мельниц и других механизмов при снижении нагрузки станции.
Расходы электроэнергии на собственные нужды ТЭС распределяют между машинным залом и парогенераторным цехом.
Парогенераторный цех: на тягу и дутьё, питательные насосы, топливоподачу и пылеприготовление, золо- и шлакоудаление, газоочистку и химводоподготовку.
Машинный зал: на циркуляционные, дренажные, конденсатные, сетевые и Подпиточные насосы, на собственные нужды электроцеха.
На ТЭЦ расход электроэнергии на собственные нужды. распределяются между двумя видами продукции: отпускаемой электроэнергией и теплотой, отпускаемой внешним потребителям. Расход электроэнергии на собственные нужды по турбинному залу, за вычетом расхода на собственные нужды на теплофикационное отделение, непосредственно связанного с отпуском теплоты, относится на производство электроэнергии. Расход электроэнергии на собственные нужды парогенераторного цеха распределяется на производство электроэнергии и на отпуск теплоты пропорционально затратам, связанным с их производством.
Дата: 2019-03-05, просмотров: 415.
