Волго-Вятский экономический район




области: Нижегородская, Кировская

республик и: Марий-Эл, Мордовия, Чувашия

Центрально-Черноземный экономический район

облает и: Белгородская, Воронежская, Курская, Липецкая, Там­бовская

Поволжский экономический район

области: Астраханская, Волгоградская, Самарская, Пензенская, Саратовская, Ульяновская

республики: Калмыкия, Татарстан

Северо-Кавказский экономический район

облает и: Ростовская

края: Краснодарский, Ставропольский

республики: Адыгея, Карачаево-Черкесия, Дагестан, Кабарди­но-Балкария, Осетия, Чечня, Ингушетия

Уральский экономический район

области: Курганская, Оренбургская, Пермская, Свердловская. Челябинская

р е с п у б л и к и: Башкирия (Башкортостан), Удмуртия

Западно-Сибирский экономический район

о б л а с г и:Кемеровская, Новосибирская, Омская, Томская, Тюмен­ская

края: Алтайский

округа: Ханты-Мансийский, Ямало-Ненецкий республик и: Горно-Алтайская

Восточно-Сибирский экономический район

о б л а с т и: Иркутская, Читинская края: Красноярский

округа: Таймырский, Эвенкийский, Усть-Ордынский Бурятский, Агинский Бурятский

республики: Бурятия, Тува, Хакасия

Дальневосточный экономический район

области: Амурская, Магаданская, Сахалинская, Камчатская, Ев­рейская автономная

края: Приморский, Хабаровский

округа: Корякский, Чукотский

республики: Якутия-Саха

 

Приложение 5

Климатические данные отдельных населенных пунктов.

Продолжительность отопительного периода

Населенные пункты Температура наружного воздуха, оС Продолжительность отопительного периода, час
расчетная для отопления средняя за отопительный период
       
1. Ангарск -40 -9,4  
2. Анадырь -41 - 11,3  
3. Архангельск -32 - 4,7  
4. Арзамас - 29 - 4,9  
5. Астрахань -22 - 1.6  
6. Барнаул -39 - 8,3  
7. Белгород - 23 - 2,2  
8. Березники -35 - 6,3  
9. Бийск -38 - 8.7  
10. Биробиджан - 31 - 10,3  
11. Благовещенск - 34 - 11.5  
12. Братск -43 - 10,3  
13. Брест - 20 + 0,4  
14. Брянск - 24 -2.6  
15. Верхоянск -60 - 22  
16. Вильнюс - 23 -0.9  
17. Владивосток - 25 -4,8  
18. Владимир - 27 - 4,5  
19. Волгоград - 22 - 3.4  
20. Вологда - 31 - 4.8  
21. Воркута - 41 -9,9  
22. Воронеж - 25 - 3.4  
23. Горно-Алтайск - 33 -7.4  
24. Грозный - 16 +0.4  
25. Екатеринбург - 31 -6.4  
26. Енисейск - 47 -9,8  
27. Ереван - 19 -0.9  
28. Иваново - 28 -4,4  
29. Ижевск -34 -6,0  
30. Иркутск -38 -8,9  
31. Казань -30 -5,7  
32. Калининград - 18 + 0,6  
33. Калуга - 26 -3,5  
34. Караганда - 32 -7,5  
35. Кемерово - 39 -8,8  
36. Киев - 21 - 1.1  
37. Киров - 31 - 5,8  
38. Кишинев - 15 + 0,6  
39. Комсомольск- на-Амуре - 34 - 11,2  
40. Кострома -30 -4,5  
41. Краснодар - 19 + 1,5  
42. Красноярск -40 -7,2  
43. Курган -34 -8,7  
44. Курск -24 -3,0  
45. Липецк -26 -3,9  
46. Минск -25 - 1,2  
47. Москва -25 -3,2  
48. Мурманск - 28 -3,3  
49. Нижний Новгород -30 -4,7  
50. Новокузнецк -38 - 7,9  
51. Новосибирск -39 -9,1  
52. Норильск -46 -14,3  
53. Омск -37 - 7,7  
54. Оренбург - 29 - 8,1  
55. Орел - 25 -3,3  
56. Пенза - 27 - 5,1  
57. -Пермь -34 -6,4  
58. Петрозаводск -29 - 2,9  
59, Петропавловск-      
Камчатский -23 - 1.0  
60. Псков - 2,6 + 2,0  
61. Рига -20 -0,6  
62 Ростов-на-Дону - 22 - 1, 1  
63 Рязань -27 - 4,2  
64. Салехард - 41 - 11.0  
65. Самара - 27 -6,1  
66. Санкт-Петербург - 25 - 2,2  
67. Саранск -28 - 4,9  
68. Саратов - 25 + 5,0  
69. Севастополь - 11 + 4,4  
70. Смоленск -26 - 2,7  
71. Сочи - 3 + 5,9  
72. Ставрополь - 18 +0,3  
73. Сургут -40 - 9,7  
74. Сызрань -29 - 5,4  
75. Таганрог -24 -0,8  
76. Тамбов - 27 - 4,2  
77. Тверь - 29 -3,7  
78. Тобольск - 36 -7,0  
79. Тольятти - 29 -5,4  
80. Томск -40 -8,8  
81. Тула - 28 -3,8  
82. Тюмень - 35 -5,7  
83. Улан-Удэ -33 - 10,6  
84. Ульяновск - 31 - 5,7  
85. Уфа - 29 - 6,4  
86. Хабаровск - 32 - 10,1  
87. Чебоксары - 32 - 5,4  
88. Челябинск - 29 -7,1  
89. Череповец -3! - 4,3  
90. Чита - 32 - 11,6  
91. Элиста - 23 - 1,8  
92. Южно- Сахалинск - 24 -4,3  
93. Якутск - 55 - 19,5  
94. Ярославль - 31 -4,5  

 

Приложение 6

Зависимость числа часов использования пиковых водогрейных котлов от продолжительности отопительного периода

Район Число часов ис­пользования ото­пительного отбора hот,ч Число часов ис­пользования пико­вой нагрузки, hпик,ч
Юг Европейской части    
Центр Европейской части Северо-Запад, Урал. Поволжье Волго-Вятский 510.0  
Западная Сибирь, Дальний Восток    
Восточная Сибирь. Дальневос­- точный, Европейская часть России, расположенная севернее полярного круга и приравненная к ним    

 

Приложение 7

Таблица I

Удельный расход электрической энергии на собственные нужды

Давление пара перед турбиной Тип турбины
Т ПТ Р
тв.топл. г-м тв.топл. г-м тв.топл. г-м
Ро = 8,82 МПа (90 кгс/см2) Ро = 12,7 МПа (130 кгс/см2) 11-12 9,5-10,5 8,8-9,6 7,6-8,4 12-14 9,5-12 9,6-11,2 7,6-9,6 14-16,5 13-16,3 12-13,2 11,2-12,8
Ро = 23,5 МПа (240 кгс/см2) 5,1-5,6 3,6-3,9 - - - -

 

Т аблица2

Удельный расход электрической энергии на собственные нужды, приходящийся на

производство электрической энергии, Кээс н (в % от выработки электроэнергии)

Начальное давление пара перед турбиной Тип турбины  
Т ПТ Р  
тв.топл. г-м тв.топл. г-м тв.топл. г-м  
Ро = 8,2 МПа (90 кгс/см2) 3,9-6,5 3,1-5,2 4,2-7,8 3,4-6,2 6,2-7 5-5,4  
Ро = 12,7 МПа (130 кгс/см2) 3,4-5,7 2,7-4,6 3,2-5,3 2,6-4,2 5,8-6,2 4,6-5,0  
Ро = 23,5 МПа (240 кгс/см2) 1,5-2,9 1,1-2,0 _   _ _  

 

Приложение 8

Топливные характеристики для определения расхода условного топлива энергетическими котлами

 

Тип турбоагрегата Расход условного топлива, Вку = (bxx nт Tр + а Dгп +ßQго т + ßн аг р Wв)к, т у.т./год
   
ПТ-25-90 Вку = (2,06 пТ Тр + 0,0476 Dгп + 0,0102Qго т + 0,384 Wв)к
ПТ-50-90 Вку = (3,18 пТ Тр + 0,07 Dгп + 0,OI48QZ, + 0,352 Wв)k
ПТ-60-130 Вку = (4,0 пТ Тр + 0,065 Dгп+ 0,0153QqT + 0,325 Wв)k
ПТ-50-130/7 Вку = (3,26 пТ Тр +0,06151 Dгп +0.0l23QoT + 0,3343 Wв)k
ПТ-80-130 Вку =(2,42 пТ Тр + 0,0665 Dгп+0.0088Q*T + 0,348 Wв)k
ПТ-135-130 Вку =(8,6 пТ Тр + 0,073 Dгп + 0,0144QqT +0,267 Wв)k
Т-25-90 Вку = (1,02 пТ Тр + 0,0167 Qго т + 0,3841 Wв)k
Т-50-90 Вку = (1,9 пТ Тр + 0,0167 Qго т + 0,38 Wв)k
T-50-130 Вку = (4,1 пТ Тр + 0,010 Qго т + 0,317 Wв)k
Т-110/120-130 Вку = (6,3 пТ Тр + 0,0107Qго т + 0,3I4 Wв)k
Т-175/210-130 Вку = (10,5 пТ Тр + 0,0102Qго т + 0,305 Wв)k
Т-180/215-130 Вку = (12,1 пТ Тр + 0,0076 Qго т + 0,294 Wв)k
Т-250/300-240 Вку = (15,3 пТ Тр +0,0114 Qго т + 0,271 Wв)k

 

Примечани я:

1) обозначения величин топливной характеристики приведены в по­яснениях к формуле (41);

2) при подсчете расхода условного топлива в т у.т./год в топливную характеристику необходимо подставить

Dгп - в т/год; Wв - в МВт ч/год; Qго т - в ГДж/год;

3) при подсчете расхода условного топлива a n>ic. г у.тЛод размерность величин подставляется в соответствии с рекомендациями к формуле (41).

 

 

Приложение 9

Предельные нормы естественных потерь топлива «меч, %

Потери Торф куско­ вой Торф фрез. Каменный уголь ку­сковой Уголь мелочь Мазут Бурые угли
1. При перевозках но железной дороге 0,6 1,25 0,8 1,0 0,25 0,8
2. При разгрузке из вагонов и сливе из цистерн 0,15 0,5 0,1 0,2 0,05 0,2
3. При перевозке на складах скреперами. кранами, при погрузке в складские бункера, углевозы и вагоны 0,15 0,5 0,2 0,3   0,3
4. При хранении на складе в течение года 2,0 3,0 0,2 0,3 - 0,5
5. При транспорти­- ровке от склада до бункеров котельной 0,1 0,3   - 0,1 - 0,2
Итого 3.0 5.55 1,3 1,9 0,3 2,0

 

Приложение 10

Ориентировочные договорные цены на мазут на 01.01.95 г.

Наименование и марка Поясные цены на 1 т нату­рального топлива, тыс. руб.
  ккал/кг кДж/к1 I пояс II пояс III пояс
Топливо нефтяное (мазут)
40,40 В с содержанием серы не более 0,5%     172.5 187,5  
40 с содержанием серы не более 1,0%         197,5
40,40 В с содержанием серы не более 2,0%         192.5
40 с содержанием серы не более 3,5%         187,5
100,100 В с содержанием серы не более 0,5%         197,5
100 с содержанием серы не более 1,0%     167,5 182,5  
100,100 Вс содержанием серы не более 2%     162,5 177,5  
100 с содержанием серы не более 3.5%     157,5 172,5  

Поясное деление приведено в прил. 11

 

Приложение 11

Поясное деление договорных цен на мазут по России

Номер пояса Наименование республики, края, области
I Республики: Башкирия, Бурятия, Калмыкия, Татарстан, Тува, Удмуртия; Края: Алтайский, Красноярский, При­морский, Хабаровский; Области: Амурская, Астрахан­ская, Волгоградская, Иркутская, Камчатская. Кемеров­ская, Курганская, Магаданская, Новосибирская, Омская, Оренбургская, Пензенская, Пермская, Самарская, Сара­товская, Сахалинская, Свердловская, Тюменская, Улья­новская, Челябинская, Читинская
II Республики: Коми, Марий-Эл, Мордовия Чувашия Области: Нижегородская, Кировская
III Республики, края, области Российской Федерации (кроме отнесенных к I и II поясам)

 

Приложение 12

Ориентировочные договорные цены на природный газ (на 01.01.95 г.)

Республики, края, области Цена, тыс. pvo./тыс. м3
Для электростанций в районе Уренгоя 30,6
Для электростанций в районе Сургута 56,1
Тюменская обл. 76,5
Коми, Красноярский край (г. Норильск), Сахалинская обл.. Оренбургская обл., Курганская обл., Якутия-Саха 107,1
Сведловская обл., Пермская обл., Удмуртия, Челябин­ская обл. 132,6
Алтайский край. Иркутская об i. Кемеровская обл., Новосибирская обл.. Томская обл. 137,7
Республики: Да1естан, Кабардино-Балкария, Осетия, Ингушетия, Чечня. Ставропольский край. Ростовская обл.  
Все остальные 142,8

П р и м ечан и я:

1. В ценах учтены все расходы по транспортировке газа.

2. Цены установлены при расчетной удельной теплоте сгорания Qрн = 34330 кДж/м3 (8200 ккал/м3).

3. При Qрн больше или меньше 34330 кДж/м3 на 420 кДж/м3 и более договорную цену в прил. 12 корректируют по формуле (61).

4. В I квартале 1995 г. рост цены на газ составил около 10% ежемесячно.

 

Приложение 13

Ориентировочные договорные цены на некоторые виды угля на 01.01.95 г.

 

Наименование бассейнов и месторождений углей Марки, классы Удельная теплота сгорания, Qрн Цена топлива, тыс. руб./т н.т.
кДж/кг ккал/кг
         
1. Донецкий ГР ГМСШ ДР дмсш ТР АРШ АСШ     108,6 85,8 85,8 74,4 107,7 94,2
2. Кузнецкий ГР ГКО гомсш ССР ссом ссомсш ТР ТОМСШ ДР ДСШ Шлам     55.2 74,2 55,2 68,4 57,6 49,5
3. Подмосковный БР БК БО БОМСШ БР     40,8 50,2 50,2 40,5 41,3
4. Печорский (Воркутинский, Интинский) ЖР КР ЖСШ Ж-промпрод. Ж-шлам ДР     103,2 92,7 42,9 35,7 56,1
5. Кизеловский ЖР ГР ГМСШ     96,9 69,3 63,3
6. Свердловский Буланашское (Егоршинское) Богословское (Золчанское)        
ГР     69,9
       
БР     21,9
       
7. Челябинский БР Б-концентрат БМСШ     53,5
8. Башкирский, Бабаевское, Тюльчанское БР Брикет БУ Бой брикета     12,9 40,2 36,3
9.Черногорское (Хасанский)   Тувинское ДКО ДОМ ДМСШ КЖР     59,9 49,8 33,6 41,7
10. Черемховский ДР ДКО ДМСШ Д-концентрат Д-концентрат 0-13     21,9 51,6 21,0 43,5 24,0
11. Канско-Ачинский (Ирш-Бородинское, Назаровское, Бере- зовское) БР     13,8
12. Читинский (Букачитинское) Черновское, Хара- норское, Гусино- озерско, Азейское Райчихинское ГР      
       
БР     17,7
       
БР     18,3
БЛК      
БО      
БМСШ      
13. Приморский ДР     70.4
(Партизанское)        
Подгородненское ТР     76.9
Ургальское ГР     65,3
Липовецкое        
Артемовское ДР     67,8
Тавричанское Ретгиховское Чихезское        
Смоляниновское БР      
Лучегорское БП      
(Бикинское)        
Шкотовское БК     64,5
  БКО     55,2
  БО     58,9
  БОМ     69,3
  БОМСШ     49,5
Сахалинское ГР     100,4
  ГМСШ     99,2
  ДР     95,1
  БР     83,6
  Д     99,3
14. Карагандинский К2Р     60,4
  KCШ     55,2
  Промпродукт     42,3
КУУ-Чекинское К2Р     37,8
15. Экибастузский ССР     18,9
  ССР     10,9
  ССР      
  ССР      
16.Якутский СангарскоеДжебарини-Хая ДР     107,1
Нерюнгринское юяук ССР     101,4
Кангаласское БР     74,4
Зырянское 17. Магаданский ЖР     113,7
Аркагалинское Тал-Юряхское Бухта Угольная ДР ГР     69,9 83,1
(Бринговское)        
Анадырское БР     62,1
Галимовское (Омсукчанское) ДР     77,4

 

Приложение 14

Ориентировочные тарифы на железнодорожные перевозки энергетического топлива.

Стоимость перевозки 1 т натурального топлива в зависимости от рас­стояния, тыс. руб./т н.т. на 01.01.95 г.

Расстояние, км                
Топливо "уголь" 5,5 6,5 8.8 11.3   16,2 21,8 29,5
                 
Расстояние, км                
Топливо "уголь" 33,3 39,3 43,7 51,7 64,8 94,5 113,1  

 

Приложение 15

Укрупненные нормативы численности промышленно-производственного

 

 

персонала ТЭЦ с турбоагрегатами Nн <120 МВт и котлами Dнк <500 т/ч

Мощность турбо­агрегата, МВт Производительностъ котлов. т/ч Вид топли­ва Количество турбоагрегатов
               
                    II
15-25   уголь мазут газ                
    уголь мазут газ                
50-60   уголь мазут газ                
60-110   уголь мазут газ                
80-110 480-500 уголь мазут газ                

Примечание. При наличии водогрейных котлов дополнительно предусматривается на первый котел 8 чел., на каждый последующий-2 чел.

 

Приложение 16.

Удельная численность промышленно-производственного персонала ТЭЦ с котлами 500 т/ч и выше и турбоагрегатами 120 МВт и выше.

 

- удельная численность промышленно-производственного персонала

- установленная мощность станции.

Приложение 17

Районные коэффициенты к заработной плате Кр зп

Наименование республик, краев, областей России Районный коэффициент
Экономические районы: Северо-Западный, Центральный. Вол­го-Вятский, Центрально-Черноземный. Поволжский, Северо- Кавказский 1.0
Алтайский край; Башкортостан; Вологодская, Кемеровская, Киров­ская, Курганская, Новосибирская, Омская Оренбургская, Пермская, Свердловская, Челябинская области 1,15 - 1,2
Иркутская обл., Красноярский край, Тюменская обл. (южнее 60-й параллели), Хабаровский край (южная часть). Читинская обл.. Амурская обл., Приморский край (южная часть) 1,2
Коми, Архангельская обл., Приморский край (северный район) 1,3- 1,4
Сахалинская обл.(южные районы), Хабаровский край (северные районы). Иркутская обл. (северные районы), Братск 1,4- 1,6
Тюменская обл., Сургут, Ханты-Мансийский нац. округ, Мага­данская обл. и другие районы, приравненные к северным со слож­ными климатическими условиями, и особо отдаленные трудные районы 1,7-2,0

Примечание. Перечень районных коэффициентов неполный. При нали­чии дополнительных данных по регионам страны необходимо применять действую­щие на данный период времени районные коэффициенты к заработной плате (Кр зп).

Приложение 18

Средние базовые ставки земельного налога в городах

и других населенных пунктах, руб / м2 (на 01.01.92 г.) [3]

Экономические районы Численность населения (тыс. чел.)
до 20   20-50 50- 100- 250- 500- 1000- свыше
Северный 0,5 1,1 1,2 1,4 1,5 - - -
Северо- Западный 0,9 1,4 1,6 1,7 1,9 - - 3,5
Центральный 1,0 1,5 1,7 1,8 2,0 2,3 - 4,5
Волго-Вятский 0,8 1,3 1,5 1,6 1,8 - 2,4 -
Центрально­- черноземный 0,9 1,4 1,6 1,7 1,9 2,2 - -
Поволжский 0,9 1,4 1,6 1,7 1,9 2,2 2,5 -
Северо- Кавказский 0,8 1,3 1,5 1,6 1,8 2,1 2,4 -
Уральский 0,7 1,2 1,4 1,5 1,7 2,0 2,3 -
Западно- Сибирский 0,6 1,2 1,3 1,5 1,6 1,9 2,1 -
Восточно- Сибирский 0,5 1,1 1,2 1,4 1,5 1,8 - -
Дальневос­- точный 0,6 1,2 1,3 1,5 1,6 1,9 - -

 

Коэффициент инфляции к базовым ставкам (1992 г.)

Год            
Коэффициент инфляции            

 

 

Приложение 19

Нормативные удельные расходы условного топлива на отпущенную электроэнергию

(по нормативным энергетическим характеристикам)

Таблица 1

Нормативный удельный расход условного топлива

на отпущенную электроэнергию для турбин типа ПТ, Ь э(н) о , г у.т./кВт ч

Число часов испо­льзования устано­вленной мощности hу,ч Число часов испо­льзования отопитель­ного от­бора hот ,Ч ПТ-60/75-130/13 при N =60 М Вт ПТ-80/100/130/13 при N = 80 МВт ПТ-135/165-130/15 при N = 135 МВт
hу = 4000 ч hу = 5000 ч hу = 6000 ч hу = 4000 ч hу = 5000 ч hу = 6000 ч hу = 4000 ч hу = 5000 ч hу = 6000 ч
        -     -     -
        -     -     -
      - -   - -   - -
                     
                     
        -     -     -
        -   - -     -
                     
        2IS         . 224  
                     
                  . 213  
                     
                     
                     
                     

 

Продолжение прил. 19

Таблица 2

Нормативный удельный расход условного топлива на отпущенную электроэнергию

для турбин типа Т, bэ(н)o, г/кВт ч

  Т-60/60-130 при N = 60 МВт Т-110/120-130 при N =110 МВт Т-175/210-130 при N = 175 МВт Т-250/300-240 при N = 250 МВт
hот ,ч hу = 5000 hу= 6000 hу = 6500 hу = 5500 hу = 6000 hу = 6500 hу = 5500 hу = 6000 hу = 6500 hу = 5500 hу = 6000 hу = 6500
  ч ч ч ч ч ч ч ч ч ч ч ч
                hу245        
                         
                         
                         
  -     -     -     - ' 178  
  - -   - -   -     -    

 

 

Таблица 3

Нормативный удельный расход условного т оплива

на отпущенную электроэнергию для турбин типа Р, bэ(н)o, г/кВт ч

 

Тип турбины Коэффициент среднегодовой
  1,0 0,9 0,8 0,7 0,6
Р-50-130/13          
Р-100-130/15          

 

 

Приложение 20

 

Среднеотраслевые технико-экономические показатели

(для сравнения) в зависимости от типа турбин

Тип турбин без учета коэфф. и тыс. руб./кВт Удельный расход условного топлива Удельный расход электроэнергии на собств. нужды
, % , %
г/кВт*ч кг/Гдж кг/Гкал
ПТ-60-130/13 650-900 283,7 42,2 176,8 11,2 5,6
ПТ-50-130/7 750-930 279,5 42,1 176,4 11,2 5,6
ПТ-80-130/13 700-850 274,3 42,6 178,5 10,9 5,4
ПТ-135-130/15 450-510 265,8 41,8 175,1 10,7 5,6
Т-50-130 550-680 269,5 42,5 178,1 10,2 5,0
Т-110-130 480-560 266,4       5,3
Т-175-130 480-560   41,3   9,95 5,0
Т-250-240 380-500 246,2 41,2 172,6 5,35 2,2
Р-50-130 400-560 165,5 42,1 176,4 15,1 7,6
Р-100-130 350-400   41,8 175,1 12,1 6,0

 

Приложение 21

Ввод компьютерную программу исходных данных для расчета технико-

экономических показателей работы ТЭЦ (часть 1)

Наименование Обозначение Величина
     
АБСОЛЮТНЫЕ ВЛОЖЕНИЯ КАПИТАЛА В СТРОИТЕЛЬСТВО ЭЛЕКТРОСТАНЦИИ 1. Установленная мощность станции 2. Коэффициент на территориальный район строительства 3. Коэффициент, зависящий от системы технического водоснабжения 4. Коэффициент инфляции 5. Капиталовложения в головной блок, млн. руб. 6. Капиталовложения в каждый поступающий блок, млн. руб 7. Число блоков 8. Капиталовложения в каждый пиковый водогрейный котел, млн. руб. 9. Количество пиковых водогрейных котлов, шт. ГОДОВОЙ ОТПУСК ПАРА И ТЕПЛОТЫ С КОЛЛЕКТОРОВ ЭЛЕКТРОСТАНЦИИ (по данным расчета тепловой схемы) 10. Часовой отпуск пара на производство из отборов турбин, г/ч 11. Число часов использования производственных отборов турбин, ч. 12. Энтальпия пара производственного отбора, кДж/кт 13. Энтальпия конденсата, возвращаемого с производ­ства 14. Доля возврата конденсата с производства 15. Часовой расход пара в верхний отопительный отбор одной турбины из расчета сетевой подогревательной установки, т/ч 16. Энтальпия пара в верхнем отопительном отборе тур­бины, кДж/кг 17. Энтальпия насыщения конденсата греющего пара верхнего отопительного отбора, кДж/кг 18. КПД сетевого подогревателя (относят, величина) 19. Количество установленных турбин 20. Число часов использования отопительного отбора, ч 21. Коэффициент использования верхнего отопительного отбора в течение отопительного периода 22. Часовой отпуск пара в нижний отопительный отбор одной турбины, т/ч 23. Коэффициент использования нижнего отопительного отбора турбины в течение отопительного периода 24. Часовой отпуск теплоты на отопление и горячее водо­снабжение с коллекторов ТЭЦ (по заданию), ГДж/ч 25. Энтальпия пара в нижнем отопительном отборе тур­бины, кДж/кг 26. Энтальпия насыщения конденсата греющего пара нижнего отопительного


Поделиться:




Поиск по сайту

©2015-2024 poisk-ru.ru
Все права принадлежать их авторам. Данный сайт не претендует на авторства, а предоставляет бесплатное использование.
Дата создания страницы: 2016-08-08 Нарушение авторских прав и Нарушение персональных данных
 

Поиск по сайту:

Читайте также:

Деталирование сборочного чертежа

Когда производственнику особенно важно наличие гибких производственных мощностей?

Собственные движения и пространственные скорости звезд

Тема 11. Банковские риски и способы их оценки

Опросник «Активность повседневной жизни»

Интересно:

Роль музыки в эстетическом воспитании

Что такое операционная система?

История возникновения народной куклы

Роль грибов в заболеваниях растений

Обратная связь