Ткп 241-2010(02230) установившейся


НазваниеТкп 241-2010(02230) установившейся
страница5/12
Дата публикации06.03.2014
Размер1.21 Mb.
ТипДокументы
referatdb.ru > Экономика > Документы
1   2   3   4   5   6   7   8   9   ...   12
^

Приложение Б


(справочное)

Разработка пароводяного баланса на теплоисточнике



Б.1 Выбор единичной мощности основного оборудования осуществляется на основании разработанного пароводяного баланса теплоисточника, позволяющего определить потребную мощность парогенераторов, проверить целесообразность принятых к установке электрогенерирующих агрегатов, определить необходимую пиковую тепловую мощность, а также загрузку выбранного основного оборудования в характерных режимах.

Б.2 Расчет проводится для шести основных режимов:

^ 1 - максимального зимнего, соответствующего расчетной температуре наружного воздуха для отопления tо. Этот режим определяет максимальную выработку пара и горячей воды и, следовательно, суммарную мощность устанавливаемых парогенераторов и пиковых источников теплоты. Для этого режима отопительно-вентиляционные и технологические нагрузки принимаются максимальными часовыми, нагрузка горячего водоснабжения – среднечасовой за неделю;

2 аварийного, предусматривающего останов одного наиболее мощного оборудования при расчетной температуре наружного воздуха для отопления tо. В соответствии с [10] в этом режиме оставшееся в работе оборудование должно обеспечивать максимальный часовой отпуск теплоты на технологию и отпуск теплоты на отопление, вентиляцию и горячее водоснабжение в размере 70 % от отпуска теплоты на эти цели при расчетной для проектирования систем отопления температуре наружного воздуха;

^ 3 - наиболее холодного месяца при средней температуре наружного воздуха за наиболее холодный месяц года tнх. Этот режим, также как и режим 1, используется при расчете максимальных разовых выбросов вредных веществ от теплоисточника и предусматривает обеспечение максимальной часовой технологической нагрузки, отопительно-вентиляционной нагрузки, соответствующей tнх, нагрузки горячего водоснабжения – среднечасовой за неделю;

4 – при средней температуре наружного воздуха за отопительный период tоm . В этом режиме технологические нагрузки принимаются среднечасовыми за отопительный период, расходы теплоты на отопление и вентиляцию - соответствующими tоm, нагрузка горячего водоснабжения – среднечасовой за неделю;

5 – летний. Технологическая нагрузка принимается среднечасовой за межотопительный период, горячего водоснабжения – среднечасовой за неделю;

6 – ночной летний. Технологическая нагрузка и нагрузка горячего водоснабжения принимаются минимальными часовыми за сутки. Расчет этого режима позволяет оценить техническую возможность использования энергетического оборудования при минимальных тепловых нагрузках.

Ориентировочно технический минимум загрузки основного оборудования можно принимать:

а) паровые и водогрейные котлы газомазутные - 30 %;

б) блоки ПГУ:

- моноблоки - 50 %;

- дубль-блоки - 25 %;

в) газопоршневые агрегаты - 25-50 %;

г) газовые турбины с утилизаторами теплоты - 30-50 %;

д) твердотопливные блоки - 60-70 %.

Режимы 1, 4, 5 используются для расчета годовых технико-экономических показателей.

Б.3 Расчеты тепловой схемы теплоисточников при выполнении проектов их строительства и реконструкции должны выполняться специализированными проектными организациями по [12], [13], [14].

При расчете пароводяного баланса теплоисточника на стадии выполнения ТЭО можно руководствоваться следующей методикой.

Б.4 Расчет пароводяного баланса теплоисточника выполняется параллельно для всех режимов и состоит из четырех частей:

- расчет расхода тепловой энергии внешним потребителям (пар, горячая вода);

- расчет расходов тепловой энергии на собственные нужды теплоисточника;

- расчет суммарной потребной выработки тепловой энергии (пар, горячая вода);

- составление пароводяного баланса теплоисточника.

Б.5 Как правило, на теплоисточнике имеются следующие основные коллекторы:

- сетевой воды;

- пара давлением 0,05 – 0,25 МПа (0,5 – 2,5 кгс/см2);

- пара давлением 0,6 – 1,4 МПа (6 – 14 кгс/см2);

- свежего пара (в зависимости от начальных параметров паровой турбины).

^ Б.6 Расчет отпуска тепловой энергии внешним потребителям

Б.6.1 Среднечасовая технологическая нагрузка рассчитывается через годовую величину с учетом числа часов использования ее максимума:

а) суммарный годовой отпуск пара на технологию Dтехгод, тыс. т/год, находится по формуле

, (Б.1)

горячей воды Qтехгод, тыс. Гкал/год

, (Б.2)

где Dтех, Qтех – максимальный часовой отпуск соответственно пара, т/ч, и горячей воды, Гкал/ч, на технологические нужды. Задается в исходных данных;

Нтех - число часов использования максимума технологической нагрузки в паре или в горячей воде, ч. Задается в исходных данных по каждому виду технологической нагрузки;

б) часовой отпуск пара Dтех, т/ч, и теплоты Qтех, Гкал/ч, в зависимости от рассматриваемого режима находится по формулам, приведенным в таблице Б.1.

^ Таблица Б.1 – Определение часового отпуска пара и теплоты на технологию в зависимости от режима

Технологическая нагрузка

Основные режимы

1,3

2

4

5

6

Часовой отпуск пара Dтех, т/ч


Dтех


Dтех




Dтех .αтехлет

Dтех5 . αтехноч

Часовой отпуск теплоты на технологию Qтех, Гкал/ч


Qтех


Qтех




Qтех .αтехлет

Qтех5 αтехноч


В таблице Б.1:

αтехлет - коэффициент, учитывающий снижение максимальной часовой технологической нагрузки в паре или в горячей воде в неотопительный период относительно максимальной часовой величины;

αтехноч коэффициент, учитывающий снижение среднечасовой технологической нагрузки в паре или в горячей воде в неотопительный период в ночное время;

Нот - продолжительность отопительного периода, ч.

Коэффициенты αтехлет и αтехноч задаются в исходных данных на основании анализа фактических суточных и годовых режимов отпуска тепловой энергии на технологические нужды предприятия. Для новых предприятий коэффициенты принимаются по данным аналогичных производств.

Б.6.2 Тепловая нагрузка в сетевой воде определяется в зависимости от рассматриваемого режима по формулам, приведенным в таблице Б.2.

^ Таблица Б.2 – Формулы для определения часового отпуска теплоты в сетевой воде

Тепловая нагрузка в сетевой воде, Гкал/ч

Режим

1

2

3,4

5

6

Тепловая нагрузка отопления и вентиляции Qов

Qов (задается в исходных данных)





0

0

Среднечасовая нагрузка горячего водоснабжения Qгв

или задается в исходных данных



как для режима 1

или задается в исходных данных



В таблице Б.2:

tо – расчетная температура наружного воздуха для проектирования отопления, °С;

ti – температура наружного воздуха для рассматриваемого режима, °С;

αгв – доля среднечасовой нагрузки горячего водоснабжения от суммарной максимальной часовой нагрузки (задается в исходных данных);

αгвноч – доля ночной нагрузки горячего водоснабжения в летний период от среднечасовой величины (задается в исходных данных);

в) потери теплоты с утечкой и через изоляцию трубопроводов Qпот, Гкал/ч, определяются в соответствии с [19] или документом, ее заменяющим, и задаются в исходных данных для всех режимов;

г) суммарный отпуск теплоты с сетевой водой в тепловую сеть в каждом режиме Qтс, Гкал/ч, составит
^
Qтс= Qов + Qгв + Qтех + Qпот. (Б.3)

Б.7 Расчет коллектора сетевой воды

Б.7.1 На теплоисточниках подготовка подпиточной воды, как для подпитки тепловой сети, так и для подпитки парового цикла, как правило, должна включать в себя три ступени подготовки:

-подогрев исходной воды в подогревателе сырой воды перед химводоподготовкой (ХВО);

- подогрев химочищенной воды после ХВО;

- деаэрацию.

На новых теплоисточниках при отсутствии на них паровой нагрузки подогрев подпиточной воды можно предусматривать от коллектора сетевой воды с установкой подогревателя сырой воды и вакуумного деаэратора.

Б.7.2 Расчет подпитки тепловой сети:

а) объем воды в тепловой сети Vтс, м3, принимается по фактическим данным, а при их отсутствии находится в соответствии с п .6.2.8 ТКП 45-4.02-182 по формуле

, (Б.4)

где – удельный объем воды в теплосети на 1 МВт расчетной тепловой нагрузки (для закрытой системы ГВС 65 м3/МВт, при наличии транзитных магистралей 50 м3/МВт);

б) расход воды на подпитку теплосети Gподптс, м3/ч, в отопительный период (режимы 1-4) принимается равным 0,4 % от Vтс, в межотопительный период (режимы 5, 6) – 0,3 % от Vтс;

в) расчет схемы подпитки тепловой сети осуществляется по формулам, приведенным в таблице Б.3, в зависимости от существующей тепловой схемы и греющей среды при Gподп = Gподптс.

^ Таблица Б.3 – Формулы для определения расхода тепловой энергии на подпитку

Элементы тепловой схемы

Потребность в тепловой энергии

Гкал/ч

т/ч

Подогреватель сырой воды

^ Q1ст= Gподп (t1ст-tх).1,25/1000

D1ст= Q1ст/ q

Подогреватель химочищенной воды

^ Q2ст= Gподп (t2ст-( t1ст-2))/1000

D2ст = Q2ст/q

Деаэратор

^ Q3ст= Gподп (t3ст- t2ст)/1000


D3ст = Q3ст/q


Всего

Qподп = Q1ст + Q2ст + Q3ст

Dподп =D1ст+ D2ст+ D3ст


В таблице Б.3:

1,25 – коэффициент, учитывающий потери воды на химводоподготовке;

t1ст – температура воды после подогревателя сырой воды, оС;

^ 2 - снижение температуры воды на химводоподготовке, оС;

t2ст температура подпиточной воды после подогревателя химочищенной воды, оС;

t3ст температура подпиточной воды после деаэратора, оС. Принимается (40-50) оС для вакуумного деаэратора и 104 оС для атмосферного;

q – разница энтальпий используемого пара и его конденсата, Гкал/т

q = (iп tк)/1000, (Б.5)

где iп, tк – соответственно энтальпия пара, ккал/кг, iп = f(P, t), и температура насыщения при давлении используемого пара, оС, определяются по [20];

P, t – соответственно давление, МПа (кгс/см2), и температура, оС, используемого пара (задаются в исходных данных).

Температуры подогрева подпиточной воды по ступеням задаются в исходных данных.

г) из полученного расхода теплоты на подпитку теплосети к собственным нуждам теплоисточника относятся только потери теплоты на химводоподготовке:

QпотХВО = 0,25 Q1ст +2 Gподп /1000, (Б.6)

где 2 – температура воды, теряемая на ХВО, оС;

0,25 – доля потерь воды на ХВО;

Gподп = Gподптс – расход подпиточной воды, т/ч;

д) остальная тепловая энергия Qподп, Гкал/ч, в качестве «подпитки теплосети» вносится в обратный коллектор сетевой воды в количестве

Qподптс = QподпQпотХВО. (Б.7)

Б.7.3 Тепловая нагрузка, которая должна быть обеспечена от коллектора сетевой воды Qсв, Гкал/ч, составляет

Qсв = Qтс + Qснсв, (Б.8)

где Qснсв – собственные нужды теплоисточника, обеспечиваемые за счет тепла сетевой воды, Гкал/ч

Qснсв = ΣQпотХВО + Qовпл, (Б.9)

ΣQпотХВО – суммарные потери тепловой энергии, Гкал/ч, на химводоподготовке при нагреве подпиточной воды сетевой водой.

Если часть подпиточной воды греется паром, в формуле (Б.9) учитывается только та часть, которая нагревается сетевой водой;

Qовплотопление производственной площадки теплоисточника (производственные цеха и цеховая администрация), Гкал/ч. Рассчитывается аналогично как нагрузка отопления внешних потребителей по формуле, приведенной в таблице Б.2.

Б.7.4 Распределение тепловой нагрузки Qсв, Гкал/ч, между установленным на теплоисточнике оборудованием можно осуществлять в следующем порядке:

- загрузка до номинальной величины теплофикационных отборов (Т-отбор) DТ-отб, т/ч, сетевых подогревателей турбин QСП, Гкал/ч, встроенных пучков паровых турбин и котлов-утилизаторов Qпуч, Гкал/ч, газопоршневых агрегатов (ГПА) QГПА, Гкал/ч;

- включение пиковых сетевых подогревателей при наличии избытка тепловой мощности производственных отборов турбин (П-отбор) и работающих паровых котлов QПБ, Гкал/ч;

- включение водогрейных котлов QВК, Гкал/ч.

Б.8 Определение производительности котельного цеха

Б.8.1 Расчет производительности котельного цеха может осуществляться в сумме для парогенераторов с одинаковыми начальными параметрами. Котлоагрегаты с разными параметрами свежего пара и энергоблоки рассчитываются раздельно. Для расчета производительности котельного цеха необходимо определить загрузку коллекторов теплоисточника.

Б.8.2 Загрузка коллекторов может быть определена следующим образом:

а) коллектор свежего пара (питается паром паровых котлов среднего и высокого давления) DПК, т/ч,

DПК = 1,02 (DТУ + Dтех + DРОУ), (Б.10)

где DТУ - расход пара на турбины, подключенные к коллектору свежего пара, т/ч;

Dтехотпуск технологического пара от рассматриваемого коллектора, т/ч;

DРОУ – отпуск пара через РОУ от рассматриваемого коллектора (как правило, используется для обеспечения пиковой тепловой нагрузки в паре), т/ч;

1,02 - коэффициент, учитывающий неучтенные потери теплоты в цикле теплоисточника, связанные с теплоизлучением трубопроводов в окружающую среду, потерями режимного характера (растопка котлоагрегатов), неучтенными утечками теплоты, периодической продувкой котлов и эксплуатационными отклонениями от расчетных режимов;

б) коллектор пара давлением 0,6-1,4 МПа (питается паром производственного отбора или паровых котлов среднего давления) DП-отб (DПК), т/ч

DП-отб (DПК) = 1,02 (DТУ + Dтех+ DРОУ + DД6 + Dмх + Dкф + DПБ), (Б.11)
где DД6 – расход пара на деаэратор 0,6 МПа (6 кгс/см2), т/ч;

Dмх расход пара на мазутное хозяйство, т/ч;

Dкфрасход пара на калориферы котлов, т/ч;

DПБ – расход пара на пиковый подогреватель сетевой воды, т/ч;

Через РОУ пар из этого коллектора обычно используется для подогрева подпиточной воды Dподп, т/ч, на чисто паровых котельных;

в) коллектор пара давлением 0,05 – 0,25 МПа DТ-отб (питается паром из теплофикационного отбора турбины), т/ч

DТ-отб = 1,02 (DСП + Dподп), (Б.12)

где DСП - расход пара на сетевые подогреватели, т/ч;

Dподп - расход пара на подготовку подпиточной воды (обычно используется на теплоисточниках с паровыми турбоустановками) , т/ч

Dподп = Dподптс+ DподпПК, (Б.13)

Dподптс, DподпПК – соответственно расход пара на подпитку тепловой сети и цикла паровых котлов, т/ч.

Б.8.3 Расход пара на турбину DТУ, т/ч, определяется по диаграммам режимов, в которых учтены расходы пара на регенеративный подогрев конденсата и питательной воды

DТУ = f (Nэ, DТ-отб, DП-отб), (Б.14)

где Nэ – электрическая мощность турбины, МВт;

DТ-отб, DП-отб – величины соответственно теплофикационного и производственного отборов рассматриваемой турбины, т/ч.

Б.8.4 Расход исходного пара на РОУ определяется по формуле

, (Б.15)

где i', iредэнтальпии соответственно исходного и редуцированного пара, определяющиеся по давлению и температуре исходного и редуцированного пара, ккал/кг;

tпв – температура питательной воды котлов, используемая для охлаждения пара впрыском (принимается на основании фактических данных), оС;

ηРОУ – коэффициент, учитывающий потерю теплоты установкой в окружающую среду, обычно принимается равным 0,98;

Dред – требуемый расход пара после РОУ, т/ч.

Б.8.5 Тепловая нагрузка в паре до 1,4 МПа (14 кгс/см2) распределяется между оборудованием теплоисточника в зависимости от эффективности его использования в следующем порядке:

- загрузка до номинальной величины производственного отбора паровой турбины DП-отб, т/ч;

- включение паровых котлов до 1,4 МПа (14 кгс/см2) DПК, т/ч;

- использование паровых котлов высокого давления с отпуском пара через РОУ DРОУ, т/ч.

Б.9 Расход теплоты на подпитку цикла паровых котлов можно рассчитывать в сумме для всего теплоисточника. При этом надо учитывать, что расход теплоты на мазутное хозяйство и калориферы котлов обеспечиваются, как правило, от коллектора 0,6-1,4 МПа (6-14 кгс/см2), а при его отсутствии – от коллектора более высокого давления через РОУ.

Б.9.1 Для расчета расходов пара на подпитку цикла определяется расход сырой воды, требуемый для восполнения потерь воды и пара в цикле теплоисточника, следующим образом:

а) потери воды с непрерывной продувкой всех котлов Gпр, т/ч, задаются в исходных данных на основании расчета водного режима котлов. При отсутствии фактических данных Gпр можно принять на уровне 1- 3 % от расхода свежего пара;

б) потери с невозвратом конденсата пара от потребителей Gневп, т/ч

Gневп = Dтех (1-αвп ), (Б.16)

где αвп – доля возвращаемого конденсата с производства (задается в исходных данных);

в) потери с невозвратом конденсата с мазутного хозяйства Gневмх, т/ч

Gневмх = Dмх (1-αвмх), (Б.17)

где αвмх – доля возвращаемого конденсата с мазутного хозяйства (слив загрязненного конденсата). При отсутствии данных αвмх можно принять равным 0,7 (задается в исходных данных);

г) внутристанционные потери пара (принимается 2 % для ТЭЦ высокого давления, 3 % для остальных теплоисточников)

Gстан = (0,02-0,03) DПК; (Б.18)

д) суммарный расход сырой воды на подпитку парового цикла на теплоисточнике, т/ч, составит

GподпПК= Gпрод+ Gневп + Gневмх + Gстан. (Б.19)

Б.9.2 Расходы теплоты и пара на подогрев сырой и химочищенной воды для подпитки цикла паровых котлов определяются аналогично, как и для подпитки тепловой сети, по таблице Б.3 при Gподп = GподпПК.

При расчете расхода тепла на подпитку цикла котлов надо учесть, что в деаэраторе подпитки парового цикла, кроме подпиточной воды, также деаэрируется конденсат, возвращаемый с мазутного хозяйства и с производства.

В итоге расход теплоты на деаэратор, Гкал/ч, находится по формуле

QД = (GподпПК (t3ст t2ст)+ Gвмх (t3стtмх)+ Gвп( t3стtпр)) /1000, (Б.20)
где tмх, tпр - температуры возврата конденсата соответственно с мазутного хозяйства и с производства (средняя по всем потокам), оС. Задаются в исходных данных. При отсутствии данных могут быть приняты на уровне 70 оС;
Gвмх , Gвп – возврат конденсата с мазутного хозяйства и с производства соответственно, т/ч, определенный через соответствующие коэффициенты возврата конденсата.

Суммарный расход теплоты на подпитку паровых котлов QподпПК, Гкал/ч, составит сумму всех имеющихся ступеней подогрева сырой воды и ее деаэрации.

Потери тепловой энергии на химводоподготовке цикла паровых котлов определяются по формуле (Б.6).

Б.9.3 Расход пара на подогрев мазута для сжигания и при его хранении может быть найден по формуле

Dмх = DПКмх + DВКмх, (Б.21)

где DПКмх= DПК. dПКмх - расход пара на подогрев мазута для паровых котлов, т/ч;

DВКмх= QВК . dВКмх - расход пара на подогрев мазута для водогрейных котлов, т/ч;

dПКмх, dВКмх – удельный расход теплоты на подогрев мазута для паровых и водогрейных котлов соответственно, принимается dПКмх =0,025 т/т, dВКмх  = 0,035 т/Гкал;

DПК, QВК – соответственно отпуск пара, т/ч, от всех паровых котлов и отпуск тепловой энергии, Гкал/ч, от всех водогрейных котлов теплоисточника.

Б.9.4 Расход пара на подогрев воздуха в калориферах котлов, работающих на мазуте, Dкф, т/ч, определяется по формуле

Dкф = DПКкф + DВКкф, (Б.22)

где DПКкф= DПК. dПКкф - расход пара на подогрев воздуха в калориферах паровых котлов, т/ч;

DВКкф= QВК dВКкф - расход пара на подогрев воздуха в калориферах водогрейных котлов, т/ч;

dПКкф, dВКкф – удельный расход теплоты на калориферы соответственно для паровых и водогрейных котлов, т/т или т/Гкал.

Удельные расходы теплоты на калориферы котлов в зависимости от рассматриваемых режимов приведены в таблице Б.4.


^ Таблица Б.4 – Удельные расходы теплоты на калориферы котлов в зависимости от рассматриваемых режимов

Режимы

dПКкф, т/т

dВКкф, т/Гкал

1,2

0,047

0,026

3

0,036

0,020

4

0,032

0,014

5, 6

0,022

0


Б.9.5 Выработка тепловой энергии паровыми котлами (в сумме для оборудования с одинаковыми начальными параметрами пара), Гкал/ч, определяется по уравнению

(Б.23)

где DПКотпуск пара от парового котла, т/ч;

Dпп – расход пара через промперегреватель пара, т/ч (задается в исходных данных на основании диаграмм режимов);

, tпв энтальпия свежего пара, ккал/кг, и температура питательной воды, оС;

- энтальпия пара, поступающего в промежуточный перегреватель и выходящего из него, ккал/кг;

iкв энтальпия котловой воды, ккал/кг.

Б.9.6 К собственным нуждам теплоисточника в паре Qснпар, Гкал/ч, относятся:

- суммарные потери теплоты на ХВО при подготовке воды для подпитки тепловой сети и парового цикла ΣQпотХВО, Гкал/ч, в случае если подогрев подпиточной воды осуществляется паром;

- потери теплоты с непрерывной продувкой котлов Qпр, т/ч
^
Qпр = Dпр iкв αпот/1000, (Б. 24)
где iкв энтальпия продувочной воды, определяемая давлением пара в барабане котла, ккал/кг;

αпот – доля теплоты продувочной воды, не возвращаемая после расширителя непрерывной продувки, задается в исходных данных. При отсутствии данных может приниматься 0,3-0,5 %;
^
- потери теплоты на мазутном хозяйстве Qпотмх, Гкал/ч

Qпотмх =Gневмх (iкtх )/1000, (Б.25)

^
где iк, tх, энтальпия конденсата, возвращаемого с мазутного хозяйства, ккал/кг, и температура холодной воды;
- внутристанционные потери теплоты Qстан, Гкал/ч

Qстан = (0,02-0,03) Qкбр . (Б.26)

Б.9.7 Суммарные собственные нужды в тепловой энергии теплоисточника Qсн, Гкал/ч, составляют

Qсн = Qснпар +Qснсв. (Б.27)

Б.9.8 После определения всех собственных нужд в паре осуществляется пересчет по формулам (Б.10) – (Б.27). Пересчет осуществляется до достижения разницы величины DПК на предыдущем и последующем шаге не более 3 %.

1   2   3   4   5   6   7   8   9   ...   12

Похожие рефераты:

Установившейся практики ткп 339-2011 (02230)
Линии электропередачи воздушные и токопроводы, устройства распределительные и трансформаторные подстанции, установки электросиловые...
Библиографический указатель литературы, поступившей в библиотеку белмапо в 1 кв. 2011 г
Правила применения и испытания средств защиты, используемых в электроустановках : ткп 290-2010(02230). Офиц изд. Введ с 27. 12. 2010....
Установившейся практики ткп 292-2010 (02040)
Ключевые слова: лекарственные средства природного происхождения, клинические испытания, эффективность, безопасность, контроль качества,...
План-график информационно-просветительских и консультационно-обучающих мероприятий
«ткп 458-2012 (02230) «правила технической эксплуатации теплоустановок и тепловых сетей потребителей»
Об утверждении и введении в действие технических нормативных правовых актов в строительстве
Технический кодекс установившейся практики "Административные и бытовые здания. Строительные нормы проектирования" (ткп 45 02-209-2010...
2. Технические кодексы установившейся практики (ткп), государственные...
Технические кодексы установившейся практики (ткп), государственные стандарты (стб), рекомендации технического комитета по стандартизации...
Главы шестого издания Правил устройства электроустановок, действующие...
Обращаем Ваше внимание на то, действие ткп 339-2011 распространяется на электроустановки, вновь вводимые в эксплуатацию и вводимые...
Технический кодекс установившейся практики
Настоящий технический кодекс установившейся практики (далее – технический кодекс, или ткп) устанавливает общие правила сбора, хранения,...
Глуское райпо цех по заморозке ягод и грибов
Глусский район, г п. Глуск, ул. Карла Маркса, 6, тел. 02230 42-1-49, тел./факс 02230 41-6-68
Ткп 064-2012 (07040) установившейся практики
Процессы формирования интерфейса пользователя и выходных документов периферийным оборудованием для

Вы можете разместить ссылку на наш сайт:
Школьные материалы


При копировании материала укажите ссылку © 2013
контакты
referatdb.ru
referatdb.ru
Рефераты ДатаБаза