ПУТЕВОДИТЕЛЬ ПО ПОТЕРЯМ Цеха ТЭЦ-2 июнь 2014

«доля природного газа в смеси»
2.1.2 Расчет ZBB «доля природного газа

в смеси»

2.1.3 Пар котельный. Бенчмаркинг

2.2 Выработка электроэнергии

2.2.1 Удельный расход тепла на выработку электроэнергии

2.2.1 Расчет ZBB «Расход тепла на выработку электроэнергии»

2.2.2 Выработка электроэнергии. Бенчмаркинг

2.3 ХВО: предочищенная и химочищенная вода

2.4 Оборотный цикл ТЭЦ-2

2.5 Расход электроэнергии на собственные нужды

ТЭЦ-2, которая предназначалась для использования пара, вырабатываемого системами испарительного охлаждения

и энерготехнологическими агрегатами нагревательных печей стана 3000 с комбинированной выработкой тепловой и электрической энергии и обеспечения паром и электроэнергией потребителей стана 3000. Паровые котлы БКЗ-75-39Д, установленные в главном производственном корпусе станции, предназначались для обеспечения резервирования электроснабжения особо ответственных потребителей комплекса стана 1-й категории, а также для дополнительной выработки пара по режимам потребления с использованием избытков доменного газа. Доля участия котлов БКЗ в выработке электроэнергии в период с 1984 по 1990 г.г. составляла 0,25-0,40. С 1991 г., в связи с распадом СССР, наблюдался спад производства стана 3000 и, соответственно, была снижена поставка вторичных энергоресурсов. В дальнейшем доля участия котлов БКЗ в выработке электроэнергии возросла до 0,75-0,95. Назначение котлов БКЗ изменилось, они являлись основным поставщиком пара энергетических параметров для выработки электроэнергии. Для увеличения установленной электрической мощности ТЭЦ-2, в 2002-2003 г.г. выполнена реконструкция котлов БКЗ-75-39Д №1 и №2 с увеличением их паропроизводительности с 75 до 90 т/ч.

Главный корпус ТЭЦ-2

Здание ХВО-6 ТЭЦ-2

Описание технологии

, который в свою очередь делится на два участка:
К турбинному

участку относится следующее оборудование:
- Турбины типа ПТ-12-35/10М ст. №1,2,3,4;
- Паропреобразовательная установка ;
- Испарительная установка;
- Захолаживающая установка;
- Подогреватель сетевой воды;
- Градирни ст.№1,2
К котельному участку:
- Котлы типа БКЗ-75-39Д ст.№1,2;
- Деаэрационно-питательная установка.
В настоящее время на ТЭЦ-2 установлены:
1) 2 котла типа БКЗ-75-39Д (ст.№1,2), изготовлены Белгородским котлостроительным заводом. Номинальная паропроизводительность котла –
90 т/час, давление пара – 39кгс/см2, температура – 4400С. котлы однобарабанные, с естественной циркуляцией, П-образной компоновки. Основным видом топлива является доменный газ, резервным – природный газ.
Пар от котлов ПКК-100 (ЛПЦ-3000) и БКЗ-75-39Д направляется на четыре турбогенератора (ст.№1,2,3,4).
2) турбина типа ПТ-12-35-10М (ст.№1,2,3,4), является активной, конденсационной, с двумя регулируемыми отборами (производственным и теплофикационным).
Турбогенераторы предназначены для выработки электроэнергии и снабжения тепловых потребителей паром и состоят из:
- генератора,
- турбины,
- вспомогательного оборудования турбины и генератора.
Пар от регулируемых отборов турбогенераторов и пар от СИО (ЛПЦ-3000) с давлением – 13кгс/см2 и температурой – 3200С – является греющим паром для паропреобразовательной и испарительной установок.
3) Паропреобразовательная установка (ППУ) предназначена для выработки вторичного пара для нужд потребителей комбината, конденсата для питания энергетических котлов БКЗ-75-39Д станции, энерготехнологических котлов
ПКК-100 и систем испарительного охлаждения нагревательных печей стана 3000.
На станции установлено пять паропреобразовательных установок, состоящих из испарителей типа И-1000-2МП и паропреобразователей типа ПП-1200-ТН.

для питания энергетических котлов БКЗ-75-39Д и энерготехнологических агрегатов стана 3000.

При необходимости, тепловая схема ТЭЦ-2 предусматривает питание конденсатом СИО ЛПЦ-3000.
Получаемый вторичный пар ИУ используется на деаэрационно-питательной установке (ДПУ), на подогревателях сетевой воды (ПСВ) в зимнее время, а в летнее время на захолаживающей установке (ЗУ).
Испарительная установка включает в себя четыре испарителя типа
И-1000-2МП, соединенных между собой по пару последовательно, а по воде – параллельно.
5) Деаэрационно-питательная установка (ДПУ) состоит из пяти деаэраторов атмосферного давления, и предназначена для удаления из питательной воды коррозионно-активных газов методом термической деаэрации и запаса питательной воды.
Деаэраторы ст.№1,2 используются для деаэрации химочищенной воды (питательной для ППУ, ИУ, СИО и подпитки теплосети), а деаэраторы ст.№3,4,5 для деаэрации конденсата (питательная вода для котлов БКЗ-75-39Д и
ПКК-100/45).
Производительность деаэраторов ДА-300(ст.№1,2,3,4,5) – по 300 т/час; давление- 1,2-1,3 кгс/см2, температура – 104-1060С.
6) Для теплофикационных целей на ТЭЦ-2 используется подогреватель сетевой воды (ПСВ) типа ПСВ-500-3-23 (ст.№1,2,3).
  7) Захолаживающая установка (ЗУ) предназначена для конденсации избытков пара, поступающего в коллекторы 0,7-2,5 кгс/см2 от испарительной установки и состоит из трех корпусов. Захолаживающая установка включает в себя:
- конденсаторы кожухотрубные, типа 1000ККВ;
- циркуляционная система;
- конденсатные насосы;
- трубопроводы и арматура.
8) В системе оборотного водоснабжения ТЭЦ-2 установлены две однотипные башенные градирни. Градирни ст.№1,2 ( габаритные размеры 46000х46000х53663) охлаждают циркуляционную воду нагретую в конденсаторах четырех турбогенераторов ПТ-12-35/10М, трех корпусах захолаживающей установки, подшипниках насосов, установленных в машзале ТЭЦ-2.
Градирни – брызгальные, противоточные ( производительность 11200м3/час).

- 2 агрегата;
- турбоагрегаты ( турбина ПТ-12-35/10М, генератор Т-12-2УЗ) - 4 агрегата.

Паровой котел БКЗ 75-39 ст.№1

Описание цеха

Турбогенераторы ТЭЦ-2

«доля природного газа в смеси»
2.1.2 Расчет ZBB «доля природного газа

в смеси»

2.1.3 Пар котельный. Бенчмаркинг

2.2 Выработка электроэнергии

2.2.1 Удельный расход тепла на выработку электроэнергии

2.2.1 Расчет ZBB «Расход тепла на выработку электроэнергии»

2.2.2 Выработка электроэнергии. Бенчмаркинг

2.3 ХВО: предочищенная и химочищенная вода

2.4 Оборотный цикл ТЭЦ-2

2.5 Расход электроэнергии на собственные нужды

электроэнергия

служит для производства остальных видов: доменного дутья, пара ППУ, электроэнергии.

электрической и тепловой энергии являются два показателя топливоиспользования: удельный расход

условного топлива на отпущенную электроэнергию и удельный расход условного топлива на отпущенную тепловую энергию.
В связи с тем, что в отпущенной электро и теплоэнергии есть доля вторичных энергоресурсов от ЛПЦ-3000, которая является не оперируемым показателем, т.е. независимым от работы ТЭЦ-2, приоритетными показателями для электростанции приняты:

Выбор показателей

«доля природного газа в смеси»
2.1.2 Расчет ZBB «доля природного газа

в смеси»

2.1.3 Пар котельный. Бенчмаркинг

2.2 Выработка электроэнергии

2.2.1 Удельный расход тепла на выработку электроэнергии

2.2.1 Расчет ZBB «Расход тепла на выработку электроэнергии»

2.2.2 Выработка электроэнергии. Бенчмаркинг

2.3 ХВО: предочищенная и химочищенная вода

2.4 Оборотный цикл ТЭЦ-2

2.5 Расход электроэнергии на собственные нужды

грн
Постоянные затраты,
грн
Амортизация,
грн
Содержание и ТО ОС, грн
ФОТ основных рабочих,

грн

Затраты на ремонты, грн

+

Стоимость сырья и основных материалов
грн/т

Производство тепла БКЗ,
Гкал.

Переменные затраты, грн/Гкал.

Расход сырья и основных материалов, т

+

Энергоресурсы, грн//ед.

Расход тринатрийфосфата на обработку питательной воды,
г/м3

Общие затраты на производство пара,
грн

Паровая нагрузка на котлах, Гкал/час.

Фактическое время работы котлов БКЗ, час

Стоимость энергоресурсов грн/ед.

Расход энергоресурсов ед.

×

Календарное время, час

Текущие простои
(котлы БКЗ), час

КР (котлы БКЗ), сут.

ППР (котлы БКЗ), час,
6,7,8,9

─

×

Расход топлива технологического, тыс.м3

Расход природного газа, тыс.м3

Расход доменного газа, тыс.м3

×

+

Стоимость технологического топлива, грн/тыс.м3

×

Питательная вода, м3

Потери с продувкой,
%

Расход эл.энергии на СН, кВт.ч.

+

Расход эл.энергии на тяго-дутьевые установки котлов
кВт.ч

Расход эл.энергии на собственные нужды отнесенные к паропроизводительности котлов, кВт.ч/т
7,9,17,18

Тех.состояние тяго-дутьевых устройств

Обеспечение ДГ без ограничений

Расход условного топлива на выработку тепла котлами БКЗ-1,2, кг.у.т./Гкал
2,6,7,12,14,15,17

Удельный расход топлива на отпуск эл.энергии от ТЭЦ-2, г.у.т./кВт.ч.
2,3,4,5,12,14,15,
16,17

КПЭ начальника цеха (1)
КПЭ главного инженера (1)
КПЭ зам. гл.инженера (1)
КПЭ нач. турбинного уч-ка (1)
КПЭ м-ра турбинного уч-ка (1)
КПЭ нач. котельного уч-ка (1)
КПЭ м-ра котельного уч-ка (1)
КПЭ нач. электроучастка (1)
КПЭ м-ра электроучастка (1)
10.КПЭ нач. ХВО-6 (1)
11.КПЭ ст. м-ра ХВО-6 (1)
12.КПЭ нач.смены (4)
13.КПЭ нач.лаборатории (1)
14.КПЭ нач. ПТБ (1)
15.Инженер-технолог (1)
16.КПЭ ст.машиниста турбин.отд. (4)
17.КПЭ ст.машиниста котельн.обор. (4)
18.КПЭ эл.монтера по ремонту и
обслужив.эл.обор., 6 разряда (4)
19.КПЭ аппаратчика ХВО эл.станции (4)

Общая численность - 154 чел.
Численность ИТР - 22 чел. (14%)
Численность рабочих 132 чел. (86%)
В КПЭ задействовано:
ИТР – 18 чел.(81,8% от численности ИТР)
Рабочих - 16 чел. (12,1% от численности рабочих)
Всего – 34чел. (22,1% от общей численности)

+

(1)
КПЭ главного инженера (1)
КПЭ зам. гл.инженера (1)
КПЭ нач. турбинного уч-ка (1)
КПЭ м-ра турбинного уч-ка (1)
КПЭ нач. котельного уч-ка (1)
КПЭ м-ра котельного уч-ка (1)
КПЭ нач. электроучастка (1)
КПЭ м-ра электроучастка (1)
10.КПЭ нач. ХВО-6 (1)
11.КПЭ ст. м-ра ХВО-6 (1)
12.КПЭ нач.смены (4)
13.КПЭ нач.лаборатории (1)
14.КПЭ нач. ПТБ (1)
15.Инженер-технолог (1)
16.КПЭ ст.машиниста турбин.отд. (4)
17.КПЭ ст.машиниста котельн.обор. (4)
18.КПЭ эл.монтера по ремонту и обсл.эл.оборудования, 6 разряда (4)
19.КПЭ аппаратчика ХВО эл.станции (4)

Прочие цеховые расходы,
грн

Постоянные затраты, грн.

Амортизация,
грн

Содержание и ТО ОС
грн

ФОТ основных рабочих,
грн

Затраты на ремонты, грн

+

Стоимость сырья и основных материалов, грн/т

Производство эл.энергии
кВт.ч.
2,4,6,8,12,16,17,18

Переменные затраты,
грн.

Затраты на сырьё и основные материалы, грн.

Расход сырья и основных материалов, т

+

Затраты на энергоресурсы, грн.

Расход ИОМСа в оборотном цикле, кг/ч

Общие затраты на производство эл.энергии,
грн

+

Средняя мощность ТГ, кВт

Фактическое время работы ТГ, час

Стоимость энергоресурсов грн/ед.

Расход энергоресурсов, ед.

Расход тепла на производство эл.энергии, Гкал/кВт.ч.,
4,12,13,16

Расход предочищенной воды от ХВО-6 на подпитку оборотного цикла, м3/кал.час

Расход воды улучшенного качества от ЦВС, на подпитку оборотного цикла, м3/кал.час

×

Календарное время, час

Текущие простои (турбогенераторы), час

КР (турбогенераторы), сут.
3,4,8

ППР (турбогенераторы),час
4,5,8,9

─

×

Компенсация реактивной мощности

Тех. состояние ТГ

Режим работы ТГ

Расход эл.энергии СН турбинной установки отнесенный к произведенной эл.энергии, кВт.ч/кВт.ч.,
5,9,16,18

Общая численность - 154 чел.
Численность ИТР - 22 чел. (14%)
Численность рабочих 132 чел. (86%)
В КПЭ задействовано:
ИТР – 18 чел.(81,8% от численности ИТР)
Рабочих - 16 чел. (12,1% от численности рабочих)
Всего – 34чел. (22,1% от общей численности)

×

расходы, грн.
Постоянные затраты, грн.
Амортизация,
грн.

Содержание и ТО ОС, грн.

ФОТ основных

рабочих, грн.

Затраты на ремонты,
грн.

+

Стоимость сырья и основных материалов, грн/тонну

Производство ХОВ, м3

Переменные затраты, грн.

Затраты на сырьё и основные материалы, грн.

Расход сырья и основных материалов, кг/Гкал.

+

Затраты на энергоресурсы, грн.

Общие затраты на производство ХОВ, грн.

+

Производительность НКФ, м3/час

Фактическое время работы натрий-катионитных фильтров, час

Стоимость энергоресурсов, грн/ед.

Расход энергоресурсов, ед.

Календарное время, час

КР, сут.

ППР, час

─

×

×

Электроэнергия, кВт.ч.

Удельный расход эл.эн. на выработку ХОВ, кВт.ч./м3
10,11,19

Предочищенная вода, м3

+

Расход технологического пара (ППУ), Гкал

Расход эл.энергии, кВт.ч.

Удельный расход тепла на производство ПОВ, Гкал/м3
10,11,12,19

+

Расход В.У.К. от ЦВС на ХВО-6, м3

Сжатый воздух, тыс. м3

Вода улучшенного качества от ЦВС на склад соли, м3

Сжатый воздух, тыс.м3

Соль, тонн

Антрацит, тонн

Катионит, тонн

Удельный расход соли на выработку ХОВ, кг/м3
10,11,12,19

+

Качество ХОВ согласно карт водно-химического режима

Досыпка катионита до проектного уровня,
тонн

Текущие простои,
час

Известь, тонн

КПЭ начальника цеха (1)
КПЭ главного инженера (1)
КПЭ зам. гл.инженера (1)
КПЭ нач. турбинного уч-ка (1)
КПЭ м-ра турбинного уч-ка (1)
КПЭ нач. котельного уч-ка (1)
КПЭ м-ра котельного уч-ка (1)
КПЭ нач. электроучастка (1)
КПЭ м-ра электроучастка (1)
10.КПЭ нач. ХВО-6 (1)
11.КПЭ ст. м-ра ХВО-6 (1)
12.КПЭ нач.смены (4)
13.КПЭ нач.лаборатории (1)
14.КПЭ нач. ПТБ (1)
15.Инженер-технолог (1)
16.КПЭ ст.машиниста турб.отд. (4)
17.КПЭ ст.машиниста котельн.обор. (4)
18.КПЭ эл.монтера по ремонту и
обслужив.эл.обор., 6 разряда (4)
19.КПЭ аппаратчика ХВО эл.станции (4)

Общая численность - 154 чел.
Численность ИТР - 22 чел. (14%)
Численность рабочих 132 чел. (86%)
В КПЭ задействовано:
ИТР – 18 чел.(81,8% от численности ИТР)
Рабочих - 16 чел. (12,1% от численности рабочих)
Всего – 34чел. (22,1% от общей численности)

×

Удельный расход извести на выработку ПОВ, г/м3

«доля природного газа в смеси»
2.1.2 Расчет ZBB «доля природного газа

в смеси»

2.1.3 Пар котельный. Бенчмаркинг

2.2 Выработка электроэнергии

2.2.1 Удельный расход тепла на выработку электроэнергии

2.2.1 Расчет ZBB «Расход тепла на выработку электроэнергии»

2.2.2 Выработка электроэнергии. Бенчмаркинг

2.3 ХВО: предочищенная и химочищенная вода

2.4 Оборотный цикл ТЭЦ-2

2.5 Расход электроэнергии на собственные нужды

среднемесячная выработка пара 120 т/ч. Т.е. существует запас паропроизводительности
Факторы влияющие

на паровую нагрузку котлов:
Обеспечение станции ВЭР. При недостаточном количестве пара от ПКК ЛПЦ-3000, увеличивается производительность котлов.
Производственные мощности. Имеется ввиду работа турбогенераторов. При остановках оборудования (рем) – нет необходимости больших паровых нагрузок БКЗ.
Состояние оборотного цикла. При недостаточном охлаждении конденсатора ТГ снижается вакуум, из-за чего невозможна большая нагрузка турбин паром.
Обеспечение топливом. Используемым топливом для котлов является смесь Пг/Дг. Пг лимитируется, а по Дг возможно ограничение.

природный газ

1961г. стр.16
** -на схеме изображен котел БКЗ-75
В топку котла подается

доменный, природный газ и воздух. Продукты сгорания последователь отдают свое тепло при прохождении через топку и опускной газоход, превращая воду в перегретый пар. Теоретическая температура сгорания природного газа 2016°С, доменного 1427°С*, поэтому увеличение доменного газа в смеси приводит к снижению КПД котла.

Удельный расход условного топлива на выработку пара котельного:

Паровой котел предназначен для преобразования энергии топлива в энергию перегретого пара

ZBB показателей работы котла должен привязываться к доле природного газа в смеси

регулирования соотношения газ-воздух
Избыток воздуха в топливной смеси

приводит к некачественному горению факела, снижению температуры в топке котла и увеличению потерь тепла (Q2) с уходящими газами. Недостаток воздуха в топливной смеси проводит к недожогу (неполному сгоранию газа), удлинению и затягиванию факела в зону пароперегревателя , увеличению потерь тепла (Q2).

2. Экраны котла. Коррозия экранных труб
Топка котла предназначена для сжигания органического топлива. Теплота сгорания топлива передается ограждающим изнутри топку экранам, в которых движется вода. Благодаря экранированию топки снижаются потери теплоты в окружающую среду и обеспечивается достаточная жесткость стен топки при восприятии распределенной нагрузки.
Коррозия экранных труб. Коррозионные разрушения возникают как на внутренней, так и на наружной поверхности экранных труб. Причины коррозии различны. Вместе с питательной водой в котел вносятся мельчайшие частицы окислов железа и меди. Эти частицы являются продуктами коррозии подогревателей, трубопроводов и другого оборудования станции. В котлах с естественной циркуляцией воды лишь часть этих окислов удаляется при непрерывной и периодической продувке. Значительно их количество накапливается в котле и циркулирует с котловой водой. При возрастании их содержания в воде они отлагаются на внутренней поверхности экранных труб. Обычно на стенах труб вместе с окислами железа оседает часть растворенных в воде солей. Количество и состав этих солей зависит от особенностей солесодержания воды. Действие таких отложений может быть различным. Иногда оно ограничивается повышением температуры стенки экранных труб, как при других видах накипи. В других случаях, если в осевшем шламе содержится лишь немного неметаллических веществ, возникает подшламовая коррозия металла.
Экранные трубы могут разрушаться стояночной коррозией. При наличии в энергетической системе достаточной мощности часть оборудования и прежде всего старые менее экономичные котлы и турбины периодически останавливают или оставляют в резерве. В нерабочем состоянии в поверхностном слое металла котлов иногда возникают различные химические процессы, именуемые стояночной коррозией. Такая же коррозия может происходить и периоды ремонта котлов.

Описание «физики» процессов основных факторов по КПЭ – «доля ПГ по теплу в общем топливопотреблоении».

Перетоки воздуха
Подсосы воздуха
Подсосы воздуха

3. Воздухоподогреватель. Перетоки воздуха

На всех котлах ТЭЦ-1 установлены трубчатые воздухоподогреватели (рекуперативного принципа действия). Поверхность нагрева в/п состоит из отдельных секций и кубов. Каждая секция представляет собой пакет вертикальных труб, концы которых укрепляются в отверстиях горизонтальных трубных досок. Трубы (Днар-40 или 51 мм) расположены в шахматном порядке, внутри них движутся сверху вниз дымовые газы, тепло которых передается воздуху, движущемуся между трубами. На эскизе показан однопоточный двухступенчатый трубчатый в/п (1,2) . Между ступенями установлена 1-я ступень водяного экономайзера (4).
Расширение в/п при его нагревании во время растопки котла воспринимается горизонтальными компенсаторами, расположенными в верхней и нижней части секции, а также боковыми компенсаторами, расположенными между боковыми стенами и трубными досками. Утечка воздуха в пространстве между соседними секциями предотвращается приваркой к крайним трубам стальных полос.
Разрыв компенсаторов и образование щелей создают перетоки воздуха в зону уходящих газов, увеличивая их объем, приводя к увеличению потерь тепла (Q2).
4. Водяной экономайзер, неплотности газоходов
Экономайзер представляет собой горизонтальные пакеты змеевиков
с горизонтальными коллекторами. Вода движется от нижних
коллекторов к верхним. Поверхность нагрева экономайзера состоит
из труб с нар. диаметром – 32 (42) мм. Трубы размещают в
шахматном порядке . Назначение водяного экономайзера –нагрев
питательной воды до температуры кипения с целью экономии толива
Присосы воздуха в конвективную шахту котла обычно возникают в
местах захода труб экономайзера через обмуровку котла. Присосы
воздуха приводят к увеличению потерь тепла (Q2) , электроэнергии
на собственные нужды и снижению КПД брутто котла.

1

2

4

3

при максимальном отборе тепла от дымовых газов в котле. Для

этого в зоне «относительно» низких температур 200-600°С установлены теплообменники для нагрева котловой воды – водяные экономайзеры.

Продукты сгорания
T = ~440°C

Продукты сгорания
T = ~290°C

Вода
T = 102°C

Вода
T = ~217°C

Тепловосприятие водяного экономайзера:

коэффициент теплопередачи (зависит от чистоты поверхности трубок, толщины и вида отложений);
площадь поверхности трубок теплообмена ;
температура отработавшего пара (зависит от состояния проточной части турбины);
температура воды;
температура дымовых газов

В.А., Сукомел А.С. – Теплопередача.
**Тепловой расчет котлов. Нормативный метод, 1998г.
***Задачник

по теплопередаче. Краснощеков Е.А., Сукомел А.С. 1980 г

Коэффициент теплопередачи **:

Для экономайзера с чистыми трубками:

Для загрязненных трубок:

В процессе эксплуатации поверхности теплообмена водяного экономайзера подвергаются загрязнению, которые снижают эффективность его работы и КПД котла.
Оценим снижение эффективности работы водяного экономайзера при наличии загрязнений:

Наружные загрязнения (пыль, сажа)

Внутренние отложения
(накипь, окислы железа)

Трубка водяного экономайзера

Ø32х3

Нормативный метод, 1998г.

Нормативный метод, 1998г.

«доля природного газа в смеси»
2.1.2 Расчет ZBB «доля природного газа

в смеси»

2.1.3 Пар котельный. Бенчмаркинг

2.2 Выработка электроэнергии

2.2.1 Удельный расход тепла на выработку электроэнергии

2.2.1 Расчет ZBB «Расход тепла на выработку электроэнергии»

2.2.2 Выработка электроэнергии. Бенчмаркинг

2.3 ХВО: предочищенная и химочищенная вода

2.4 Оборотный цикл ТЭЦ-2

2.5 Расход электроэнергии на собственные нужды

режимной карте оптимальным соотношением топлива Дг/Пг является 80/20 %, при

этом температура уходящих газов составляет 173ºC.
При отклонении от рекомендуемого соотношения в сторону увеличения доли доменного газа (Пг=8-10%), увеличивается температура уходящих газов, что влечет за собой увеличение потерь тепла с дымовыми газами. В данной ситуации доменный газ технически не выгодно использовать, так как происходит потеря неиспользованного тепла, выделившегося при сжигании топлива.
С экономической точки зрения Дг использовать выгоднее, так как его стоимость ниже, по сравнению с природным газом.

природного газа, %
Предлагается: не учитывать период чрезвычайного положения на комбинате

с 29 января по 02 февраля при расчете КПЭ по доле природного газа в смеси топлив

Факт 7,26%

Цель 4%

Факт (испр) 3,49 %

«доля природного газа в смеси»
2.1.2 Расчет ZBB «доля природного газа

в смеси»

2.1.3 Пар котельный. Бенчмаркинг

2.2 Выработка электроэнергии

2.2.1 Удельный расход тепла на выработку электроэнергии

2.2.1 Расчет ZBB «Расход тепла на выработку электроэнергии»

2.2.2 Выработка электроэнергии. Бенчмаркинг

2.3 ХВО: предочищенная и химочищенная вода

2.4 Оборотный цикл ТЭЦ-2

2.5 Расход электроэнергии на собственные нужды

«доля природного газа в смеси»
2.1.2 Расчет ZBB «доля природного газа

в смеси»

2.1.3 Пар котельный. Бенчмаркинг

2.2 Выработка электроэнергии

2.2.1 Удельный расход тепла на выработку электроэнергии

2.2.1 Расчет ZBB «Расход тепла на выработку электроэнергии»

2.2.2 Выработка электроэнергии. Бенчмаркинг

2.3 ХВО: предочищенная и химочищенная вода

2.4 Оборотный цикл ТЭЦ-2

2.5 Расход электроэнергии на собственные нужды

ММК им. Ильича
АС ТЭЦ – ТЭЦ Азовсталь
АС ПЭВС – ПЭВС

Азовсталь
ЕМЗ – ТЭЦ-ПВС ЕМЗ
ЗС – ТЭЦ Запорожсталь

2013г.
Обозначения:
ММКИ – ТЭЦ ММК им. Ильича
АС ТЭЦ – ТЭЦ Азовсталь
АС

ПЭВС – ПЭВС Азовсталь
ЕМЗ – ТЭЦ-ПВС ЕМЗ
ЗС – ТЭЦ Запорожсталь

2013г.
Обозначения:
ММКИ – ТЭЦ ММК им. Ильича
АС ТЭЦ – ТЭЦ Азовсталь
АС

ПЭВС – ПЭВС Азовсталь
ЕМЗ – ТЭЦ-ПВС ЕМЗ
ЗС – ТЭЦ Запорожсталь

«доля природного газа в смеси»
2.1.2 Расчет ZBB «доля природного газа

в смеси»

2.1.3 Пар котельный. Бенчмаркинг

2.2 Выработка электроэнергии

2.2.1 Удельный расход тепла на выработку электроэнергии

2.2.1 Расчет ZBB «Расход тепла на выработку электроэнергии»

2.2.2 Выработка электроэнергии. Бенчмаркинг

2.3 ХВО: предочищенная и химочищенная вода

2.4 Оборотный цикл ТЭЦ-2

2.5 Расход электроэнергии на собственные нужды

необходимостью его отпуска с паром и горячей водой;
тепловой нагрузкой конденсаторов

турбин в летний период
Из этого следует сезонность в выработке электроэнергии, минимумы которого приходятся на зимние и летние месяцы.

ст.№1,2,3,4 с генераторами Т-12-2У3

Турбоагрегаты с генераторами предназначены для выработки электроэнергии

и снабжения тепловых потребителей паром. Потребляемый ресурс – пар энергетических параметров P=32-40 кгс/см2, T=415-440 ºC.
Смесь пара от паровых котлов БКЗ №1,2 ТЭЦ-2 и котлов утилизаторов ПКК ЛПЦ-3000, поступает на первую ступень давления. Через 17 ступеней давления кинетическая энергия пара превращается в механическую, которая вращает ротор турбины, соединенный со статором генератора. Выработанная генератором электроэнергия, с вычетом расхода электроэнергии на собственные нужды цеха, передается на 41 подстанцию. Турбина типа ПТ-10-35/10М является конденсационной с двумя регулируемыми отборами (производственным и теплофикационным). Отработанный пар поступает в конденсатор, который служит для создания вакуума в выхлопном патрубке турбины, что происходит в процессе конденсации пара на поверхности охлаждающих трубок, образовавшийся конденсат откачивается насосами в деаэраторы №3,4,5. В конденсатор, по левой и правой стороне, циркуляционными насосами подается вода из оборотного цикла, после чего сбрасывается в самотечный канал для охлаждения в башенных градирнях. Для восполнения потерь предусмотрена подпитка оборотного цикла предочищенной водой и сброс технической воды после охлаждения оборудования.

самотечный канал

«доля природного газа в смеси»
2.1.2 Расчет ZBB «доля природного газа

в смеси»

2.1.3 Пар котельный. Бенчмаркинг

2.2 Выработка электроэнергии

2.2.1 Удельный расход тепла на выработку электроэнергии

2.2.1 Расчет ZBB «Расход тепла на выработку электроэнергии»

2.2.2 Выработка электроэнергии. Бенчмаркинг

2.3 ХВО: предочищенная и химочищенная вода

2.4 Оборотный цикл ТЭЦ-2

2.5 Расход электроэнергии на собственные нужды

эл. энергии», Гкал/кВт.ч.
Загрязненность конденсатора тв. отложениями.
Сезонность работы ТГ. В

зимний период: два ТГ в работе с П-отбором до 50 т/час, два ТГ в конденсационном режиме. В летний период: один ТГ с П-отбором, три ТГ в конденсационном режиме. В зимний период из-за лучшего вакуума увеличивается производство эл. эн. , следовательно из 1 Гкал можно выработать большее кол-во кВт.ч.. Что дает уменьшение удельного расхода Гкал/кВт*ч.
Режим работы ТГ №1÷4 – конденсационный реж. или П-отбор. В конденсационном режиме удельный выше.

«Расход тепла на выработку эл. энергии», Гкал/кВт.ч.

Уд. расход пара на ЭЭ, ккал/кВт*ч

месяц

(экспертная оценка), мм.рт.ст.
1
1
2
3
4
5
6
7
4
5
3
7
6
2

т/ч
температура, С

работы ТГ. В летний период работы температура воды выше, чем

в зимний. Летний период: ср. t=31 ⁰C, зимний: ср. t=22 ⁰C.
Температура циркуляционной воды зависит от температуры окружающей среды. Но наибольшее влияние оказывает охлаждение воды в башенной градирне.
Для охлаждения циркуляционной воды проектом, при строительстве ЛПЦ-3000, были предусмотрены две башенные пленочные градирни, но было выполнено строительство брызгальных градирен. При проведении эксплуатационных испытаний установлено, что среднее недоохлаждение воды градирней №1 по сравнению с пленочной составляет – 5 ºС, а градирней №2 – 7 ºС.
Повышение температуры охлаждающей воды после 25 ºС на каждый градус снижает нагрузку ТГ на 0,6%, т.е. + 26 ºС – 0,6%; +27 ºС – 1,2%; +28 ºС – 1,8%.
По факту, в период с мая по сентябрь, температура охлаждающей воды на входе в конденсаторы турбин составляет 30-38 ºС, т.е. эл. нагрузка на ТГ снижается до 8%.

в конце процесса расширения пара. Это увеличивает мощность и экономичность

паротурбинных установок.

Конденсатор представляет собой теплообменник, в котором происходит превращение отработанного пара в конденсат путем охлаждения водой, проходящей по трубкам внутри конденсатора. При конденсации создается разряжение или вакуум. Способность конденсатора создавать вакуум, определяется его тепловой мощностью:

Ключевым показателем характеризующим работу конденсатора турбины является вакуум

подвод
охлаждающей
воды (12-38°С)

отвод
нагретой
воды

отработавший пар
из турбины

конденсат пара

отсос паровоздушной
смеси

Макет конденсатора

t = 35-65°C

t = 35-65°C

вакуум 450-720 мм. рт. ст.

Осипова В.А., Сукомел А.С. – Теплопередача.
Коэффициент теплопередачи для каждой трубки
Где

α1 и α2 – коэффициенты теплоотдачи со стороны пара и воды;
s – толщина стенки трубки (1мм);
s1, s2 – толщина загрязнений (1 мм и 0,01 мм);
λ1, λ 2 и λ– коэффициенты теплопроводности загрязнений и трубы.

Наружные загрязнения (масляная пленка)

Внутренние (карбонатные) отложения

Для чистых трубок:

Трубка конденсатора турбины

Для загрязненных трубок:

В процессе эксплуатации поверхности теплообмена конденсатора подвергаются загрязнению, которые снижают эффективность работы конденсатора и турбины вцелом.
Определим перерасходы пара при загрязнении трубок конденсатора изнутри карбонатными отложениями толщиной 1 мм (λ1=0,9 Вт/м*К) и тонкой масляной пленкой толщиной 0,01 мм (λ2=0,11 Вт/м*К) мм снаружи.

Ø19х1

часть конденсатора
с конденсатосборником
конденсат
уровень

«доля природного газа в смеси»
2.1.2 Расчет ZBB «доля природного газа

в смеси»

2.1.3 Пар котельный. Бенчмаркинг

2.2 Выработка электроэнергии

2.2.1 Удельный расход тепла на выработку электроэнергии

2.2.1 Расчет ZBB «Расход тепла на выработку электроэнергии»

2.2.2 Выработка электроэнергии. Бенчмаркинг

2.3 ХВО: предочищенная и химочищенная вода

2.4 Оборотный цикл ТЭЦ-2

2.5 Расход электроэнергии на собственные нужды

определения ZBB значения был проведен теоретический расчет показателя «Расход тепла

на выработку 1 кВт.ч турбоагрегатами ст. №1,2,3,4 ТЭЦ-2». Полученный результат сравнили с фактическим **, «Удельный расход тепла на выработку электроэнергии» производится ежемесячно, согласно Методике по расчету технико-экономических показателей ТЭЦ-2, г.Харьков, 1986 г., отражен в отчетной форме №183,ТЭЦ-2.
При теоретическом расчете была учтена сезонность и работа турбоагрегатов с П-отбором и в конденсационном режиме.
В зимний период: два ТГ в работе с П-отбором до 50 т/час, два ТГ в конденсационном режиме.
В летний период: один ТГ с П-отбором, три ТГ в конденсационном режиме. кал/кВт.ч.

ст.№1,2,3,4 ТЭЦ-2».

В зависимости от режимов работы турбоагрегатов, необходимо рассматривать сезонный

удельный расход тепла на выработку электроэнергии.
В зимний период: два ТГ в работе с П-отбором до 50т/час, два ТГ в конденсационном режиме.
В летний период: один ТГ с П-отбором, три ТГ в конденсационном режиме.
1. Исходными данными для расчета являются номинальные параметры агрегата, согласно паспортным данным:
- номинальная мощность – 12 000 кВт (в год 12000*8760 = 105 120 000 кВт.ч.)
- расход пара на турбину определяем по диаграмме режимов турбины ПТ-12-35/10М
(при нагрузке 12МВт, 50т/ч – П-отбор, расход пара на турбину равен 95 т/час, в конд.режиме – 55 т/час)
- расход конденсата ( с П-отбором: 95-50 = 45 т/час, в конд.режиме: 55 т/час)
- давление пара перед стопорным клапаном - 35 кгс/см2
- температура пара перед стопорным клапаном – 435 град.С
- давление пара П-отбора – 13 кгс/см2
- температура пара П-отбора – 320 град.С
- вакуум в конденсаторе при мощности 12 МВт – 91%.
- давление в конденсаторе: 1-0,91=0,09 кгс/см2
2. Расход тепла на выработку электроэнергии турбоагрегатом определяем по формуле:

Qэ = D0*i0 – Dотб.*iотб. – Gконд.*iконд. (Гкал)

где: D0, Dотб, Gконд - расход пара на турбину, расход пара в регулируемый отбор, расход конденсата (тн)
i0, iотб. , iконд. - энтальпия пара поступающего на турбину, пара отбора, конденсата определяем
по В.М.Вукалович и др. «Таблицы теплофизических свойств воды и водяного пара», соответственно 788,9; 736,9; 43,41 ккал/кг или 0,7889; 0,7369; 0,04341 Гкал/тн
Qэ с отб. = 95*0,7889 – 50*0,7369 – 45*0,04341 = 36,15 Гкал/час или в год: 36,15*8760 = 316674 Гкал

«Расход тепла на выработку эл. энергии», Гкал/кВт.ч. Расчет ZBB

в год: 41,00*8760 = 359160 Гкал

3. Удельный расход тепла

брутто турбиной (ккал/кВт.ч.):

gТГс отб. = Qэ*106/Эвыр.= 316674*106 /105120000 = 3012,5 ккал/кВт.ч. или 0,003013 Гкал/кВт.ч.

gТГконд. = Qэ*106/Эвыр.= 359160*106 /105120000 = 3416,7 ккал/кВт.ч. или 0,003417 Гкал/кВт.ч.

4. Для зимнего периода: gТГ =[(0,003013*2)+(0,003417*2)]/4=0,003215 Гкал/кВт.ч.

5. Для летнего периода: gТГ =[(0,003013*1)+(0,003417*3)]/4=0,003316 Гкал/кВт.ч.

«Расход тепла на выработку эл. энергии», Гкал/кВт.ч. Расчет ZBB

«доля природного газа в смеси»
2.1.2 Расчет ZBB «доля природного газа

в смеси»

2.1.3 Пар котельный. Бенчмаркинг

2.2 Выработка электроэнергии

2.2.1 Удельный расход тепла на выработку электроэнергии

2.2.1 Расчет ZBB «Расход тепла на выработку электроэнергии»

2.2.2 Выработка электроэнергии. Бенчмаркинг

2.3 ХВО: предочищенная и химочищенная вода

2.4 Оборотный цикл ТЭЦ-2

2.5 Расход электроэнергии на собственные нужды

ММК им. Ильича
АС ТЭЦ – ТЭЦ Азовсталь
АС ПЭВС – ПЭВС

Азовсталь
ЕМЗ – ТЭЦ-ПВС ЕМЗ
ЗС – ТЭЦ Запорожсталь

Бенчмаркинг
январь – ноябрь 2013г.
Обозначения:
ММКИ ТЭЦ-1 – ТЭЦ-1 ММК им. Ильича
ММКИ

ТЭЦ-2 – ТЭЦ-2 ММК им. Ильича
АС ТЭЦ – ТЭЦ Азовсталь
АС ПЭВС – ПЭВС Азовсталь
ЕМЗ – ТЭЦ-ПВС ЕМЗ
ЗС – ТЭЦ Запорожсталь

«доля природного газа в смеси»
2.1.2 Расчет ZBB «доля природного газа

в смеси»

2.1.3 Пар котельный. Бенчмаркинг

2.2 Выработка электроэнергии

2.2.1 Удельный расход тепла на выработку электроэнергии

2.2.1 Расчет ZBB «Расход тепла на выработку электроэнергии»

2.2.2 Выработка электроэнергии. Бенчмаркинг

2.3 ХВО: предочищенная и химочищенная вода

2.4 Оборотный цикл ТЭЦ-2

2.5 Расход электроэнергии на собственные нужды

эн.
Сухая известь
Баки ПОВ
Мех. Фильтры ФОВ-3,4-0,6
промывка
ПОВ
воздух
о.ц. ТЭЦ-2
о.ц. МНЛЗ
1я ст.
2я ст.
сброс воды

в кан-цию

Na- катионитные ф-ры

ПОВ на отмывку

ПОВ на взрыхление

ХОВ после 1й ст. на отмывку

солевой р-р

катионит

Баки ХОВ

на ДА-1,2

на ККЦ

повторный сол. р-р

≥ 5-6%

на 1ю ступень

раб. р-р соли 10%

В.У.К.

р-р соли 15-20%

соль

В.У.К.

недопал

В.У.К.

В.У.К. – вода улучшенного качества, от цеха водоснабжения
ППУ- паропреобразовательная установка
ПОВ-предочищенная вода
ХОВ-химочищенная вода

сжатый воздух

Технологическая схема ХВО-6

Расчет ZBB
* Приложение №4. Теоретический расчет показателя «Расход тепла

на подогрев технической воды, поступающей в ВТИ-400И», (Гкал/м3)
** Фактический расчет выполнен по Методике расчета ТЭП ТЭЦ-2, г. Харьков, 1986 г.
*** Объясняется температурой окружающей среды. График «Расход тепла на подогрев технической воды, поступающей в осветлители ВТИ, 2011 г.», «Анализ температуры технической воды, поступающей в осветлители ВТИ и температуры ПОВ на выходе, 2011 г.». Октябрь, ноябрь 2011 г.

Значения показателя имеют сезонный характер, т.к. температура входящей технической воды в осветлитель выше в летний период.

Расчет ZBB показателя «Расход тепла на подогрев технической воды, поступающей в ВТИ-400И», (Гкал/м3).

На графике показана зависимость расхода пара на подогрев воды в

осветлителях ВТИ-400И , в зависимости от сезонности работы, так как в зимний период температура входящей технической воды ниже, чем летом, поэтому необходимо большее количество пара. Также показано отклонение от нормы в течении года.

- летний период
работы

установка
1 – корпус
2 – барботажное усторойство
3 – перегородки
4

– воздушник

Выход технической воды

2

3

4

1

Параметры пара от ППУ (T,P)

Температура входящей воды

Качество входящей воды (жесткость, щелочность и др)

Температура окружающей среды (сезонность)

ВТИ-400И «Гкал/м3»
Техпроцесс
Оборудование
Материалы
Персонал
Способ измерения
Температура окр. среды
Параметры пара от ППУ
Температура и давление
ТМЦ

на содержание

качество ТМЦ

Квалификация

опыт работы

уровень образования

ПАТ

ошибочные действия

Точность измерения

переодичность обслуживания

тип

сезонность

Вода

Температура входящей воды

Автомат. регулирование
подачи пара

Потери с продувкой

Осветлители

Смеш. теплообменник

Паропровод
к осветлителям

Вода от ЦВС

жесткость

щелочность

сухой остаток

наличие масел

корозионно-акт. газы

Внешняя среда

- Приоритетность причины

1

2

3

1

1

2

3

Температура исходящей воды

Отклонения в работе
водоподогревателя

По технологии пар расходуется на подогрев технической воды, поступающей в

осветлители ВТИ 400И. Предварительный подогрев исходной воды способствует интенсификации химического процесса, снижению остаточной щелочности и улучшению выделения осадка в процессе известкования.
Вода подогревается паром от ППУ до оптимальной температуры 40±1 ⁰C, согласно ПТИ 227=122-01-2002.
Необходимо отметить сезонность tс.в.: зимний период tс.в.=11,8 ⁰C, летний период tс.в.=23,1⁰C.

t ПОВ - на выходе из осветлителя
t с.в. – на входе в осветлитель.














- летний период
работы

*Данные взяты из ежемесячного баланса ТЭЦ-2.

«доля природного газа в смеси»
2.1.2 Расчет ZBB «доля природного газа

в смеси»

2.1.3 Пар котельный. Бенчмаркинг

2.2 Выработка электроэнергии

2.2.1 Удельный расход тепла на выработку электроэнергии

2.2.1 Расчет ZBB «Расход тепла на выработку электроэнергии»

2.2.2 Выработка электроэнергии. Бенчмаркинг

2.3 ХВО: предочищенная и химочищенная вода

2.4 Оборотный цикл ТЭЦ-2

2.5 Расход электроэнергии на собственные нужды

схема циркуляции воды в оборотном цикле ТЭЦ-2
БГ№1
БГ – башенная градирня
ЦЭН

– циркуляционный насос, ст. №1÷6
ЗУ – захолаживающая установка, ст. №1,2,3.

БГ№2

конденсатор
ЗУ

ЦЭН

самотечный канал

ЦЭН

Воздухоохладитель генератора №1÷4

маслоохладитель

Тех. вода после охлаждения оборудования (ПЭНов)

Подпитка об/ц

Технологическая схема циркуляции воды в оборотном цикле ТЭЦ-2

№2 - Техническая характеристика об. цикла ТЭЦ-2

градирни ТЭЦ-2. По инициативе комбината была построена брызгалтная градирня.
Проектом,

выполненным Укргипромезом, предусматривалось строительство башенной пленочной градирни в соответствии с типовым проектом серии БГ-1600-70-5 Ленинградского отделения ТЭП. Строительство брызгальной градирни выполнено по инициативе комбината по чертежам общественного конструкторского бюро треста «Азовстальстрой». Причем изменение конструкции градирни не согласовывалось с авторами типового проекта и Укргипромезом. Изменение конструкции градирни было обнаружено при ознакомлении с объектом. Замена пленочного оросителя брызгальным приводит значительному ухудшению охладительного эффекта градирни

вместо 9 000 м3 /час, предусмотренных проектом Укргипромеза для пленочной

градирни. Снижение расчетной производительности (капельной) градирни до необходимой (предусмотренной проектом) приведет к понижению давления перед форсунками и, соответственно, укрупнению структуры капельного потока, что совместно с конструктивно несовершенным брызгальным оросительным устройством усугубляет неэффективную работу градирни.
Согласно техническому отчету о пусконаладочных работах оборотного цикла водоснабжения 1й очереди ТУЭС мет. комбината им. Ильича. г. Харьков, 1986 г.
Проведение испытаний и их результаты. После сравнения полученных значений температуры охлажденной воды показывает, что при всех равных условиях градирня №1 охлаждает воду примерно на 2⁰C лучше, чем градирня №2. среднее недоохлаждение воды градирней №1 по сравнению с пленочной градирней составляет 5⁰C, а градирней №2 – соответственно 7⁰C. При этом нужно учитывать, что гидравлическая нагрузка каждой градирни составила 50% от расчетной. Увеличение расхода воды на градирню до расчетного значения 11 000 м3 /час , приведет к существенному ухудшению охладительного эффекта каждой градирни.
Согласно техническому отчету о эксплуатационных испытаниях башенных градирен №1 и №2 ТЭЦ-2 Ждановского мет. комбината им. Ильича. г. Харьков, 1987 г.
Мероприятия. Необходимо рассмотреть коммерческие предложения по реконструкции башенных градирен, т.е. перевод из капельного в пленочный тип охлаждения.

Анализ оборотного цикла ТЭЦ-2

производится по методике косвенным методом, согласно данных ГЩУ и паспортных

данных циркуляционных насосов Д-3200-33-2.

«доля природного газа в смеси»
2.1.2 Расчет ZBB «доля природного газа

в смеси»

2.1.3 Пар котельный. Бенчмаркинг

2.2 Выработка электроэнергии

2.2.1 Удельный расход тепла на выработку электроэнергии

2.2.1 Расчет ZBB «Расход тепла на выработку электроэнергии»

2.2.2 Выработка электроэнергии. Бенчмаркинг

2.3 ХВО: предочищенная и химочищенная вода

2.4 Оборотный цикл ТЭЦ-2

2.5 Расход электроэнергии на собственные нужды

с/н является сезонным: максимум приходится на летние месяцы;
Показатель слабо зависит

от производства продукции и имеет зависимость от количества работающего оборудования

Мощность генераторов, МВт

Мощность ЦЭН, кВт

Мощность ЦЭН, кВт

Питательная вода м3/ч

(г/м3).

Расход извести ( в пересчете на 100%-ный СаО ) на

выработку 1м3 исходной воды рассчитывается по формуле (Методика расчета расхода реагентов для ВПУ,Москва,1989г., п.1.2.,стр.7):

РСаО = 28*( Щобщ. + Мg/2 + СО2 + Fe + Ук + 0,4 ), г/м3
 где:
Щобщ. - щелочность общая – 4,5г-экв./м3;
Мg - содержание магния - 6,0 г-экв/м3;
СО2 - содержание углекислоты – отсутствует
Fe - содержание железа - 0,2 г-экв/м3;
Ук - удельный расход коагулянта - не вводится;
0,4 - избыток СаО в осветленной воде (Правила устройства и технической эксплуатации ВПУ,Харьков,1999г.,п.5.3.12,стр.55)
28 - эквивалентная масса СаО

РСаО = 28* ( 4,5 + 6,0/2 +0 +0,2 +0+0,4 ) = 227 г/м3
Расход товарной извести на выработку 1м3 исходной воды:
ТРСаО = РСаО*100/И, г/м3
где: И - содержание СаО в товарном продукте по сертификату – не менее 94%
ТРСаО = 227*100/94 = 242 г/м3 или 0,242 кг/м3
 Примечание: по данным таблицы 1, стр.11 методики удельный расход извести в пересчете на 100%-ный продукт для предочистки ХВО-6 составляет 240 г/м3 (данные 1989 г.).

Приложение №1