Файл: Снижение затрат на энергоресурсы собственных нужд котельных.docx

Скачать файл
Заказать решение

ВУЗ: Не указан

Категория: Реферат

Дисциплина: Не указана

Добавлен: 24.10.2023

Просмотров: 208

Скачиваний: 1

ВНИМАНИЕ! Если данный файл нарушает Ваши авторские права, то обязательно сообщите нам.

СОДЕРЖАНИЕ

Введение

Глава I. Теоретические основы снижения затрат на энергоресурсы тепловая энергия себестоимость 1.1 Снижение потерь теплоты с уходящими газамиОсновными потерями в котельных установках являются потери с теплотой отходящих газов [17]. Потери теплоты с уходящими газами (q2) в котлах без хвостовых поверхностей, работающих с опт, могут достигать 25 %. Мероприятия, способствующие уменьшению потерь q2, следующие.1. Установка водяного питательного поверхностного экономайзера (экономайзера и воздухоподогревателя) – экономия газа 4-7 %, теплофикационного – 6-9 %, контактного – 10-15 % в зависимости от температуры уходящих газов. Запишем выражение для потерь теплоты с уходящими газами в упрощенном виде (без учета теплоты вносимой холодным воздухом) (172)и рассчитаем изменение потерь при увеличении (уменьшении) температуры уходящих газов на ∆tух . (173)Для природного газа V0 ≈ 9,7 м3/м3; м3/м3; МДж/м3. При средней теплоемкости продуктов сгорания сг = 1,5 кДж/м3 и коэффициенте избытка воздуха  = 1,2 отношение . Таким образом увеличение (уменьшение) температуры уходящих газов на 20 ºС приводит к изменению КПД на 1 %. При больших избытках воздуха влияние изменения температуры уходящих газов более существенно.2. Работа котлоагрегата с оптимальным коэффициентом избытка воздуха  = опт. Увеличение коэффициента избытка воздуха в топке выше оптимального приводит к снижению температуры в топке и уменьшению температурного напора, кроме того, увеличивается расход электроэнергии на привод вентилятора и дымососа. Из выражения (172) следует, что при изменении коэффициента избытка воздуха на ∆ потери теплоты с уходящими газами меняются на . (174)При температуре уходящих газов в диапазоне 120-170 ºС увеличение ∆ на 0,1 приводит к увеличению q2 на 0,5-0,7 %.3. Увеличение плотности газоходов приводит к уменьшению присосов воздуха по тракту котла. Увеличение присосов воздуха по газовому тракту котел – дымосос на 10 % приводит к перерасходу газа на 0,5 %, повышению расхода электроэнергии на привод дымососа на 4-5 %.Рассмотрим эффективность установки воздухоподогревателей. Котлы марки КВГМ, как правило, не укомплектованы воздухоподогревателями, что обусловливает в некоторых случаях повышенное значение температуры уходящих газов. Расчетное значение температуры уходящих газов у котла КВГМ-180 составляет 175 °С. Простой срок окупаемости проекта при установке за котлом воздухоподогревателя рассчитывается следующим образом. При известных значениях расхода топлива В1, температуры уходящих газов tух, коэффициенте избытка воздуха ух и КПД котлоагрегата  рассчитывают значения потерь теплоты с уходящими газами . (175)При установке воздухоподогревателя за котлом температура газов снизится до значения . При этом уменьшатся потери теплоты с уходящими газами до значения (176)и возрастет КПД котельного агрегата . (177)Это приводит к снижению расхода топлива: (178)что позволяет рассчитать годовую экономию топлива как , (179)где h – число часов работы котлоагрегата в течении года; Цт – стоимость природного газа.Количество теплоты, отданное продуктами сгорания, определятся выражением . (180)Площадь поверхности теплообмена определится из выражения , (181)где температурный напор рассчитывается как , (182)а коэффициент теплопередачи  по критериальным формулам при предварительно заданной скорости движения газа и воздуха в диапазоне 7 -15 м/с. После определения площади поверхности теплообмена уточняются конструктивные характеристики воздухоподогревателя, а именно: число труб, длина, шаги между трубами  и уточняется значение коэффициента теплопередачи. Обычно воздухоподогреватель изготавливают из труб 40×1,5, шаги между трубами при шахматном их расположении составляют 40-45 мм и 45-60 мм. Для котлов малой мощности используют трубы меньшего диаметра. После уточнения конструктивных характеристик: общего числа труб n, поперечного и продольных шагов, свободного сечения для прохода газа и воздуха  уточняют значения скоростей газа и воздуха. Затем определяют уточненное значение площади поверхности воздухоподогревателя F и его длину . При известной массе металла и стоимости одного килограмма Цм ориентировочные затраты на изготовление и монтаж воздухоподогревателя составят Звп≈2МЦм. На рис. 73 представлены расчеты годовой экономии топлива и затраты на монтаж (в ценах 2006 г.) воздухоподогревателя для котла КВГМ – 180 при различной температуре уходящих газов. Уменьшение температуры продуктов сгорания вплоть до 110 °С окупается практически за один год Звп ≈ Эт. При охлаждении продуктов сгорания до более низких температур возникают дополнительные затраты, связанные с обеспечением надежной работы дымовой трубы. Рис. 73. Годовая экономия топлива и затраты на монтаж воздухоподогревателя для котла КВГМ – 180 1.2 Потери теплоты с химической неполнотой сгоранияОни должны быть сведены к нулю за счет правильного выбора горелок, качества изготовления и монтажа, проведения наладки работы горелок и топочных туннелей. 1.3 Потери теплоты в окружающую средуДля снижения расхода газа из-за потерь теплоты в окружающую среду следует тщательно выполнять и поддерживать в исправном состоянии ограждения котла, изоляции оборудования, трубопроводов, задвижек, фланцев и т.д.; при этом температура на поверхности обмуровки не должна превышать 55 С при температуре окружающего воздуха 25 С. 1.4 Работа котельной установки в режиме пониженного давленияРабота котельной установки в режиме пониженного давления характеризуется следующим:а) уменьшение давления пара в барабане котла приводит к снижению степени сухости пара, особенно существенно при рк  0,5рн. Кроме того, увеличение влажности пара может приводить к гидравлическим ударам в сетях и паропотребляющем оборудовании, увеличению времени технологических процессов, а в некоторых процессах и к браку продукции;б) снижение давления пара и уменьшение температуры насыщения увеличивает температурный напор и приводит к более глубокому охлаждению продуктов сгорания, что несколько повышает КПД котла. 1.5 Температура питательной воды tвОна оказывает существенное влияние на экономичность работы котлоагрегатов. Для котлов с рн = 14 кгс/см2 увеличение температуры воды на входе в барабан котла tв.б на каждые 10 С дает экономию газа на 1,7-2,2 % при условии сохранения постоянного значения КПД за счет дополнительных мероприятий. Расход природного газа на выработку пара может быть рассчитан из уравнения прямого баланса котлоагрегата , (183)где D – паропроизводительность котельной; i и iпв – энтальпии насыщенного пара и питательной воды.При температуре питательной воды 105-110 ºС, КПД, равном 90 %, и энтальпии насыщенного пара при давлении 14 кгс/см2, равной 2788 кДж/кг, расход природного газа на выработку одной тонны пара составит м3/т. Повышение температуры питательной воды (при условии сохранения постоянных значений давления пара, производительности и КПД) можно оценить из уравнения прямого баланса котла (183) . (184)Увеличение температуры питательной воды на 10 ºС приводит к уменьшению удельного расхода газа на м3/т, или на (1,5/70)100 % ≈ 2 %.Но увеличение температуры питательной воды приводит к увеличению температуры уходящих газов, особенно когда экономайзер является последней по ходу газов поверхностью, что приводит к снижению КПД. Потому положительный эффект от повышения температуры питательной воды может быть достигнут только при одновременном проведении мероприятий по снижению температуры уходящих газов. Так, например увеличение температуры питательной воды и установка теплофикационного экономайзера за паровым котлом дает суммарный положительный эффект. 1.6 Возврат конденсата в котельнуюВ практике эксплуатации паровых систем теплоснабжения недостаточное внимание уделяется сбору и возврату конденсата в котельную, а это приводит к значительному перерасходу топлива. Перерасход газа (В, м3/ч) в котельной только за счет замещения физической теплоты невозвращенного от потребителя конденсата может быть рассчитан по формуле , (185)где D – паропроизводительность котельной, т/ч;   доля возврата конденсата, доли единицы; D(1- ) – количество конденсата, невозвращенное в котельную, в том числе и от расхода пара на собственные нужды, т/ч; iк и iс.в – действительная энтальпия конденсата в котельной и энтальпия сырой (исходной) воды, кДж/кг. При полном невозврате конденсата φ = 0 удельный перерасход топлива составит , (186)что составляет 10/70·100 ≈ 15 % от расхода топлива на выработку пара. 1.7 Использование тепловой энергии непрерывной продувки котловПри избыточном давлении пара =1,6-1,3 МПа, наиболее распространенном в отопительно-производственных котельных, каждый процент продувки, если тепловая энергия ее не используется, увеличивает расход топлива примерно на , (187)что составляет 0,24/70·100 = 0,34 % от расхода топлива на выработку пара.При максимальной допустимой расчетной продувке 10 %, установленной нормами для котлов с давлением до 1,4 МПа, и без использования тепловой энергии продувочной воды потери топлива могут превысить 3,5 % общего расхода топлива. Рис. 74. Схема установки сепаратора и охладителя непрерывной продувки:1 – барабан котла; 2 – сепаратор непрерывной продувки;3 – теплообменник-охладитель сепарированной воды; 4 – деаэраторДля использования тепловой энергии непрерывной продувки устанавливают сепаратор и теплообменник (рис. 73). Экономия топлива на каждую тонну выработанного пара при использовании тепловой энергии продувочной воды с установкой сепаратора и теплообменника составит: , (188)где Р – процент продувки;  удельная энтальпия сепарированного пара, кДж/кг;  удельная энтальпия сепарированной воды, кДж/кг;  доля сепарированного пара, которая рассчитывается по выражению , (189)где i  энтальпия продувочной воды. При давлении в котле 1,4 МПа и давлении в сепараторе, близком к атмосферному, доля сепарированного пара составляет 0,17-0,2.Степень использования тепла продувочной воды может быть охарактеризована коэффициентом использования . При установке сепаратора и теплообменника  определяется по формуле . (190)Если установлен только сепаратор, при расчете по этой формуле принимают т.е. второй член в числителе равен нулю. 1.8 Режимы работы котельного оборудованияБольшие, легкодоступные, практически не требующие затрат резервы экономии газа и электроэнергии заключены в оптимальном распределении нагрузок между котлами, работающими на общего потребителя.С уменьшением нагрузки ниже номинальной (рис. 75) уменьшается температура уходящих газов, а значит, падают потери теплоты с уходящими газами. При малых нагрузках уменьшаются скорости истечения газа и воздуха, ухудшается их смешение и могут возникнуть потери с химической неполнотой сгорания. Абсолютные потери теплоты через обмуровку остаются практически неизменными, а относительные (отнесенные на единицу расхода топлива) естественно возрастают. Это приводит к тому, что при пониженных нагрузках имеется максимальное значение КПД (рис. 76). Значение нагрузки котла, при которой КПД достигает максимума, зависит от множества факторов, основными из которых являются вид топлива, тип котла и его номинальная мощность.На основании режимных карт для каждого котлоагрегата может быть построена расходная характеристика, представляющая собой графическую зависимость расхода топлива от количества выработанного пара или тепловой энергии. Характеристика должна быть определена экспериментально при работе котлоагрегата при исправном состоянии оборудования. Расходные характеристики котлоагрегатов, приведенные на рис. 77, можно выразить в виде функциональных зависимостей: и , где ,  часовой расход топлива соответственно котлами №1 и №2; ,  паро- или теплопроизводительность этих котлов. Рис. 75. Изменение потерь с уменьшением нагрузки котла:1 – потери теплоты с уходящими газами; 2 – потери теплоты с химической неполнотой сгорания; 3 – потери теплоты через огражденияСуммарная выработка пара (тепловой энергии) в единицу времени двумя котлами составляет . Если котел №1 загружен до значения , то загрузка котла №2 составит . Следовательно, и .Суммарный расход топлива на два котла составит: . (191) Рис. 76. Изменение КПД при уменьшении нагрузки котлаДля того чтобы расход топлива был наименьшим (оптимальным), необходимо, чтобы первая производная суммы в правой части уравнения, взятая по нагрузке любого из котлов, равнялась нулю, а вторая производная была положительной. Таким образом, условие минимума суммарного расхода топлива можно получить в результате дифференцирования вышеприведенного выражения, например, по , т.е. . (192) Рис. 77. Расходные характеристики котлоагрегатовПроизводная может быть определена из условия , следовательно, . Разделив последнее выражение на , получим или . Подставляя в правую часть выражения , получаем . (193)Это выражение показывает, что для получения минимального суммарного расхода топлива каждый из котлов должен нести такую нагрузку, при которой наклон касательной к характеристике одного агрегата равен наклону касательной к характеристике другого агрегата, или .Заменив производные в выражении отношениями и , получим условие минимального суммарного расхода топлива в котельной в виде . (194)Величину, характеризующую удельный прирост расхода топлива и , отнесенный к дополнительной производительности котлов и , принято называть относительным приростом расхода топлива.Если котлоагрегаты одинаковы, то у них общая характеристика , т.е. для выработки одного и того же количества пара (тепловой энергии) каждым котлом потребуется одинаковый расход топлива . Следовательно, между одинаковыми котлоагрегатами суммарная нагрузка должна распределяться поровну. 1.9 Перевод паровых котлов на водогрейный режимПеревод паровых котлов на водогрейный режим имеет как недостатки, так и преимущества.При переводе всех котлов паровой котельной на водогрейный режим необходима установка вакуумного деаэратора вместо атмосферного, надежность работы которого в условиях разбалансировки тепловой сети крайне низка. При низкой температуре обратной сетевой воды и отсутствующих насосах рециркуляции, как правило, не удается подогреть воду перед вакуумным деаэратором до требуемой температуры.При переводе котла на водогрейный режим уменьшается температура воды на вводе в котел со 105 до 70 ºС, а также увеличивается температурный напор, поскольку средняя температура теплоносителя снижается от температуры насыщения при давлении в котле (194 ºС) до средней температуры воды в водогрейном котле (

Глава II. Анализ резервов снижения затрат на энергоресурсы котельной Сакмарской ТЭЦ

2.1 Основные технические показатели деятельности энергоснабжающей организации. Анализ затрат

2.2. Определение отклонений себестоимости тепловой энергии

Глава IV. Безопасность жизнедеятельности и охрана труда

Заключение

Список использованной литературы



Прогрев и пуск паропроводов относятся к наиболее опасным работам, и их выполняют с особой осторожностью.

Заполняют тепловую сеть водой, температура которой не выше 70°С, только через обратную линию. Пользоваться открытым огнём запрещается. Также не разрешается осуществлять ремонтные работы на оборудовании, находящемся под давлением и напряжением. Концентрация газа в камерах и туннелях не должна превышать 1/5 нижнего предела его взрываемости и не быть выше допустимой по санитарным нормам. Работать в камерах, где концентрация газа выше допустимой, не разрешается. Меры безопасности при работах на сетях теплоснабжения. Аварийно-восстановительные работы на сетях теплоснабжения с высокими параметрами теплоносителей связаны с большой опасностью.

Перед проведением работ составляется схема отключений и переключений на сети, питающей аварийный участок, разрабатываются дополнительные меры безопасности, проводится инструктаж участников аварийных работ.

Чрезвычайно важно не допустить подмены проблемы безопасности теплоснабжения вопросами безопасного обслуживания оборудования источников теплоснабжения и тепловых сетей, которое составляет лишь одно из направлений в комплексе обеспечения безопасности теплоснабжения.

Заключение



В ходе достижения цели и решений поставленных в дипломной работе задач, был проведен анализ температурного графика работы теплоисточника, подходов определения себестоимости тепловой энергии на примере котельной Сакмарской ТЭЦ.

Он позволяет не только определить факторы, выявить причины, влияющие на перерасход финансовых средств, но и оценить факторы и резервы улучшения социально-экономической эффективности деятельности предприятия.

Основным критерием экономичности работы предприятия, определяющим себестоимость тепловой энергии является соблюдение температурного графика теплосети. Согласно нему производитель энергии должен выдерживать не только заданную температуру, расходы воды в подающем трубопроводе и на подпитку, но и оптимизировать статьи затрат на работу основного оборудования – котлоагрегатов, насосов, водоподготовку, ремонт, модернизацию и персонал. Необходимо отметить очень важный фактор – оптимизация расходов предприятия невозможна без участия конечного потребителя, так как он является неотъемлемым участником данного процесса и имеет возможность неконтролируемого со стороны предприятия изменения в схемах потребления тепловой энергии.

В дипломной работе выполнен анализ по определению перерасхода финансовых средств по статье расхода электрической энергии на привод сетевых насосов, отвечающих за транспортировку теплоносителя по сетям.

Так, при установленном температурном графике 160º–70º со срезкой 150ºС, в действительности предприятие работает по графику 130º–70º.

В результате изменения условий функционирования тепловой сети – работы на пониженном температурном графике, выявлены отклонения по следующим показателям:

- данные подключенной тепловой нагрузки не совпадают с утвержденным на предприятии температурным графиком и объемом циркуляции;

- перерасход циркуляции сетевой воды – 9´211´539 тонн в год (или 27,6% от нормы);

- перерасход электрической энергии на повышенной циркуляции – 6´853´385 кВтч в год (или 20,5% от общего электропотребления);

- сверхнормативные затраты на электрическую энергию (при тарифе на низком уровне напряжения 1,139 руб/кВтч) составляет 7´806,006 тысяч рублей в год;

- разрегулированы гидравлические схемы у конечного потребителя;


- имеется резерв по подключенной тепловой нагрузке потребителей:

а) при графике 170º-70º – 261,6 Гкал/ч или 60,1% от заданного – 435 Гкал/ч;

б) при графике 160º-70º – 197,5 Гкал/ч или 45,4% от заданного – 435 Гкал/ч;

- имеющийся резерв пропускной способности тепловых сетей – 64,5%.

Теоретические аспекты в современных условиях послужили основой для разработки и обоснования целесообразности внедрения формирования себестоимости по методу предельных издержек.

Согласно экономической теории передовых развитых стран, для того, чтобы способствовать всеобъемлющему коллективному оптимуму в рыночных условиях, энергетическое предприятие – монополист должно придерживаться следующих трех правил ценообразования:

а) удовлетворения спроса,

б) сведения к минимуму производственных затрат,

с) продажа по маргинальной цене (по предельным издержкам).

В соответствии с действующим законодательством, регулирование тарифов продажи тепловой энергии с коллекторов генерирующих источников производится в среднем по году, и не отражают стоимости энергии и мощности в условиях меняющегося спроса на продукцию. Расчет через усредненные по году величины прост и удобен для отчетности. При таком подходе искусственно сглаживаются многие острые вопросы, усредняются затраты на единицу продукции и предоставляется возможность оценки товара от любого источника по единому принципу – цене на товар.

В дипломной работе определена методология расчета себестоимости тепловой энергии от теплоисточника котельной Сакмарской ТЭЦ по предельным издержкам предприятия. Для объективной оценки данного показателя в расчет были приняты сложившиеся за отчетный период расходы предприятия.

Для определения себестоимости продукции в течении года были определены три основные категории потребителей, в зависимости от числа потребления заявленной энергии:

- потребители пиковой нагрузки – с числом часов использования нагрузки до 2´100 часов;

- потребители полубазовой нагрузки – с числом часов использования нагрузки до 5´280 часов;

- потребители базовой нагрузки – с числом часов использования нагрузки до 8´760 часов.

При существующем подходе определена себестоимость тепловой энергии, рассчитанной как средняя по году, и составляет 201,08 руб/Гкал.

С его помощью, при определенных по факту условно-постоянных и условно-переменных расходах предприятия рассчитана рыночная одно- и двуставочная себестоимость тепловой энергии от характера спроса нагрузок на заявленную потребителем мощность:


- 435 Гкал/ч и учетом мощности на резерв, ремонт и пароснабжения, суммарной рабочей мощностью 500 Гкал/ч, обеспечивая спросом полной установленной мощности – вариант X.

- 520 Гкал/ч и учетом мощности на резерв, ремонт и пароснабжения, суммарной рабочей мощностью 585 Гкал/ч, обеспечивая спросом полной установленной мощности – вариант Y.

Главным результатом применения маргинальных тарифов в энергетике станет существенная разница в ценах на энергию в зависимости от технологии производства и структуры спроса тепловой и электрической энергии на рынке. Разница в ценах вызовет жесткую борьбу за рынок. Мгновенно выявятся необоснованно завышенные и неиспользуемые установленные тепловые и электрические мощности источников. Моментально возрастет спрос на энергосберегающие технологии, мероприятия и оборудование, такие как: теплофикация, тепловые насосы, тепловое аккумулирование, утепление строительных конструкций, сокращение совмещенного максимума нагрузок, поиск более дешевых пиковых и аварийных источников энергоснабжения. Производители энергии будут вынуждены самостоятельно находить технологические решения, позволяющие максимально экономить затраты на производство энергии. Так, в условиях Омска применение маргинальных тарифов открывает экономические направления для дальнейшего развития теплофикации Омска с большим экономическим потенциалом энергосбережения.

Использование метода определения себестоимости теплоэнергии по предельным издержкам позволит:

- прояснить финансовые потребности, проработать все финансовые детали и оценить шансы на получение прибыли;

- определить управленческие решения, обеспечивая схему, которой необходимо следовать;

- ориентировать инвесторов и возможных партнеров в нужном направлении.

Применение определения себестоимости тепловой энергии по предельным издержкам и соблюдение температурного графика в организации помогает руководству компании реально оценить свои сильные и слабые стороны, рассмотреть возможности применения альтернативных решений, предложить своевременные меры по предотвращению финансовых рисков, благодаря чему обеспечить успех функционирования предприятия в конкурентных рыночных условиях.

Результатом выполненной дипломной работы является:

1. Выявление экономической нецелесообразности работы на пониженном температурном графике работы для предприятия;


2. Определение фактической одноставочной и двуставочной себестоимости теплоэнергии, в зависимости от условий спроса по методу предельных издержек;

3. Определение ожидаемых в краткосрочном и долгосрочном периоде факторов повышения социально-экономической эффективности деятельности потребителя и энергоснабжающей организации, снижения нагрузки на бюджеты регионов и привлечения инвестиций в стратегически важную отрасль как энергетика.

Список использованной литературы





  1. Налоговый кодекс Российской Федерации. М.: Инфра-М, 2007 – 484 с.

  2. Федеральный Закон «О бухгалтерском учете» от 21.11.96г. №129-ФЗ

  3. Андрющенко А.И. Основы термодинамики циклов теплоэнергетических установок: Учебное пособие. - 3-е изд., перераб. - М.: Высшая школа, 1985. - 319 с.

  4. Баканов М.И., Шеремет А.Д. Теория экономического анализа М.: Финансы и статистика, 2004 – 288 с.

  5. Бакластов А.М., Горбенко В.А. , Удыма П.Г. Проектирование, монтаж и эксплуатация тепломассообменных установок.- М.: Энергоиздат, 1981.- 336 с.

  6. Бакластов А.М., Горбенко В.А., Данилов О.Л. и др. Промышленные тепло- массообменные процессы и установки. М.: Энергоиздат, 1986. - 362 с.

  7. Балабанов И.Т. Основы финансового менеджмента М.: Финансы и Статистика, 2010 – 280 с.

  8. Батенин В.М. Масленников В.М. О некотрых нетрадиционных подходах к разработке стратегии развития энергетики России. Теплоэнергетика №10 2000.

  9. Берсенев А.П. Еремин Л.М. Малафеев В.А. Достижения и проблемы развития теплофикации и централизованного теплоснабжения в России. М.: Энергетик, №11, 1999

  10. Бродянский В.М. Письмо в редакцию. К дискуссии о методах разделения затрат на ТЭЦ. М.: Теплоэнергетика, № 9, 1992.

  11. Водяные тепловые сети. Справочное пособие по проектированию. Под ред. Н.К. Громова и Е.П. Щубина. - М.: Энергоатомиздат, 1988.

  12. Вопросы определения КПД теплоэлектроцентралей. Сборник статей под редакцией ВинтераА.В. Гоэнергоиздат, 1953.

  13. Г. Бекман П. Гилли Тепловое аккумулирование энергии. Перевод с английского Москва «Мир» 1987

  14. Данилевский Ю. А. Практика аудита. М.: Финансы и статистика, 2000 – 128 с.

  15. Денисов В.Е. Кацнельсон Г.Г "О преимуществах эксергетического подхода к оценке работы ТЭЦ" Электрические станции №11 1989г

  16. Дьяков А.Ф. Белов Е.И. Демидов О.И. и др. Основные направления технического перевооружения ТЭЦ АК «Омскэнерго». М.: Электрические станции, №9, 1996.

  17. Жабо В.В. Охрана окружающей среды на ТЭС и АЭС: Учебн.для техникумов. - М.: Энергоатомиздат, 1992. - 240 с.

  18. Зыков А.К. Паровые и водогрейные котлы. - М.: Энергоатомиздат, 1987.

  19. Илюша А.В. Комбинированное использование термодинамических циклов – основа повышения эффективности теплоэнергоснабжения. М.: Промышленная энергетика,№7, 1996

  20. Каверина О. Д. Управленческий учёт. М.: Финансы и статистика, 2003 – 352 с.

  21. Каморджанова Н.А., Карташова И.В. Бухгалтерский финансовый учет. СПб: Питер, 2000. 432 с.

  22. Кириллин В.А., Сычев В.В., Шейндлин А.Е., Техническая термодинамика: Учебник. - 4-е изд., перераб. - М.: Энергоатомиздат, 1983. - 416 с.

  23. Кириллов П.Л., Юрьев Ю.С., Бобков В.П. Справочник по теплогидравлическим расчетам (ядерные реакторы, теплообменники, парогенераторы). М.: Энергоатомиздат, 1990.

  24. Кожинов В.Я. Бухгалтерский учёт М. ИНФРА-М, 2010 – 328 с.

  25. Кондраков Н.П. Бухгалтерский учёт. М.: Норма, 2011 – 640 с.

  26. Котлы малой и средней мощности и топочные устройства. Отраслевой каталог 15-83. - М.: НИИЭИнформэнергомаш, 1983.

  27. Кривоногов Б.М. Повышение эффективности сжигания газа и охрана окружающей среды. Л., Недра, Ленинградское отделение, 1986.

  28. Кривоногов Б.М., Худокормов Н. Н., Берлинская Л.М Интенсификация методов обезвреживания жидких и газовых выбросов при сжигании топлива. В сборнике Экономия энергоресурсов в системах теплогазоснабжения и вентиляции Л., ЛИСИ, 1987.

  29. Кулаков Н.Г., Бережнов И.А. Справочник по эксплуатации систем теплоснабжения. - Киев.: Будивельник, 1977.

  30. Кутателадзе О.О. Теплопередача и гидродинамическое сопротивление. Справочное пособие. - М.: Энергоатомиздат, 1990.

  31. Лебедев П.Д. Теплообменные, сушильные и холодильные установки. - М.: Энергия, 1972.-319 с.

  32. Лебедев П.Д., Щукин А.А.Теплоиспользующие установки промпредприятий - Энергия, 1971. - 408с.

  33. Либерман Н.Б., Нянковская М.Т. Справочник по проектированию котельных установок систем централизованного теплоснабжения. - М.: Энергия, 1979.

  34. Манюк В.И. и др. Наладка и эксплуатация водяных тепловых сетей. Справочник. - М.: Стройиздат, 1988.

  35. Маркова М.В. Отражение в бухгалтерском учете управляющей организации (службы заказчика) расчетов //Бухгалтерский учёт, 2004, № 15, с.32-36

  36. Маркова М.В. Учет и налогообложение средств целевого финансирования на предприятиях ЖКХ //Бухгалтерский учёт, 2004, № 16, с.39-43

  37. Палий В.Ф. Международные стандарты учёта и финансовой отчётности. М.: Инфра-М, 2004 – 472 с.

  38. Ривкин С.Л. Термодинамические свойства воды и водяного пара: Справочник. - М.: Энергоатомиздат, 1984. - 80 с.

  39. Ривкин С.Л. Термодинамические свойства газов: Справочник. - 4-е изд. - М.: Энергоатомиздат, 1987. - 288 с.

  40. Ривкин С.Л., Александров А.А. Термодинамические свойства воды и водяного пара. Справочник. - М.: Энергоатомиздат, 1984.

  41. Рихтер А.А., Волков Э.А., Покровский В.Н. Охрана водного и воздушного бассейнов от выбросов ТЭС. Учебное пособие - М.: Энергия, 1980 - 447 с.

  42. Роддатис К.Ф., Полтарейкин А.Н. Справочник по котельным установкам малой производительности. - М.: Энергоатомиздат, 1989.

  43. Русланов Г.В., Розкин М.Я., Ямпольский Э.Л. Отопление и вентиляция жилых и гражданских зданий. Справочник. - Киев: Будивельник, 1983.

  44. Сахарнов Ю.В. Роль государственных органов регулирования в тарифной политике, создающей условия стимулирующих энергосбережение. Сайт http://www.MTU-NET.ru/marek/Sakharnov_pl.html

  45. Сигал И.Я. Защита воздушного бассейна при сжигании топлива. Л., Недра, 1977. 294 с.

  46. Скоун Т. Управленческий учет М.: Изд-во ЮНИТИ, 2003 – 144 с.

  47. Соколов Я. В. Бухгалтерский учёт в зарубежных странах. М.: Проспект, 2011 – 672 с.

  48. Справочник по золоулавливанию /М.И. Биргер, А.Ю. Вальдберг и др. Под ред. А.А. Русанова - М.: Энергоиздат, 1983 - 312 с.

  49. Справочник по пыле- и золоулавливанию. Под ред. А.А. Русанова. - М.: Энергия, 1975.

  50. Справочник по теплообменникам. т.1 и 2. - М.: Энергоатомиздат, 1987.

  51. Справочник проектировщика. Проектирование тепловых сетей. Под ред. А.А. Николаева. - М.: Стройиздат, 1965.

  52. Справочник проектировщика. Часть 1 и 2. Под ред. И.Г. Староверова. - М.: Стройиздат, 1975 и 1977.

  53. Справочное пособие теплоэнергетика электрических станций. Минск.: Беларусь, 1974.

  54. Теплоэнергетика и теплотехника. Справочная серия. В четырех книгах: Теплоэнергетика и теплотехника. Теоретические основы теплотехники. Тепловые и атомные электрические станции. Промышленная теплоэнергетика. Под общ. ред. В.А. Григорьева и В.М. Зорина. - М.: Энергоатомиздат, 1989, 1990, 1991.

  55. Теплоэнергетический справочник. т.1 и т.2 - М.: Энергия, 1975, 1976.

  56. Термодинамика. Жуковский С.В. Под ред. Гухмана А.А. - М.:Энергоатомиздат, 1983. - 304 с.

  57. Фомичева Л.П. Комментарии к Положениям по бухгалтерскому учету (ПБУ 1/98-20/03) СПб.: Питер, 2004 – 336 с.

  58. Энергетика и охрана окружающей среды /В.М. Бабий, А.Ф. Белоконова, Р.А. Белый и др. Под ред Н.Г. Залогина - М.: Энергия, 1979 - 376 с.

  59. Энергосбережение в системах теплоснабжения, вентиляции и кондиционирования воздуха. Справочное пособие. Под ред. Л.Д. Богуславского и В.И. Ливчака. - М.: Стройиздат, 1990.

Смотрите также файлы