Меню

Мощность электростанции составит 5 мвт

Строительство мини-ТЭЦ мощностью 5 МВт

Данное технико-коммерческое предложение выполнено на основании опросного листа заполненного Заказчиком.

Настоящее предложение выполнено для оценки возможности выработки собственной электроэнергии при максимальном использовании существующего теплового потребления.

1. Краткое описание существующего положения

На предприятии имеется собственная котельная, на которой установлены паровые котлы. Тип и параметры котлов указаны в табл.1.

Таблица 1. Установленные паровые котлы

Разрешенное давление,
кг/см2 (изб)

Разрешенная температура,
С

Год ввода в эксплуатацию

Вырабатываемый котлами пар идет на покрытие технологической нагрузки предприятия, отопления, включая вентиляцию и горячее водоснабжение, а также на покрытие собственных нужд котельной. Параметры потребителей пара представлены в нижеследующей табл. 2.

Таблица 2. Потребители пара

Продолжительность отопительного сезона 5784 часов.

Схема горячего водоснабжения – закрытая. Температурный график системы отопления – 110С/85С.

Основное и резервное топливо для котлов – природный газ теплотворной способностью 8000 Ккал/нм3.

Потребляемая электрическая мощность предприятия колеблется в пределах 8 МВт.

Тарифы на энергоносители (без НДС):

— электроэнергия с учетом заявленной мощности, руб/кВт*ч: 0,9

— природный газ, руб./нм3: 0,7

2. Предлагаемые технические решения

Для снижения доли покупки электроэнергии от ТЭЦ предлагается установить два газотурбинных агрегата ГТЭС-2,5 электрической мощностью по 2500 кВт с паровыми котлами-утилизаторами на параметры пара 1,3 МПа и 200С.

Котлы-утилизаторы будут подключены в работу параллельно с существующими котлами котельной, что позволит резервировать их работу в случае аварийного останова газовой турбины или останова в плановый ремонт, а также при ограничениях в подаче природного газа на предприятие (при работе на мазуте).

Существующее потребление пара (табл. 2) дает возможность вырабатывать электроэнергию двумя газовыми турбинами в течение всего года на тепловом потреблении.

Основные параметры и характеристики ГТЭС-2,5 (ISO 2314) приведены в табл.3.

Таблица 3. Характеристики газотурбинной установки ГТЭС-2,5

1. Общие сведения

тепловая с использование тепла выхлопных газов на паровой котел:

Коэффициент полезного действия (КПД):

2. Рабочие характеристики

Температура воздуха на входе

Температура в аппаратном отсеке

Относительная влажность воздуха при + 25 С

Средняя рабочая высота при атм. давлении 630 мм рт.ст.

Выдерживает сейсмическое воздействие по шкале MSK-64 интенсивностью

Динамическое давление, необходимое на входе:

Расход топлива при номинальном режиме:

· топливного газа (Нu=50056 кДж/кг)

Содержание NOx в выхлопных газах при работе на:

3. Характеристики вырабатываемой мощности

Нестабильность частоты и напряжения при коэффициенте мощности 0,8:

Колебания частоты и напряжения при 50% спаде/повышении номинальной нагрузки:

Время, необходимое для стабилизации частоты при 50% изменении номинальной нагрузки

4. Показатели маневренности

Время пуска и выхода на обороты холостого хода

Время пуска и набора полной нагрузки

Время пуска и экстренного нагружения

Время проворачивания ГТД после его остановки

5. Габариты и вес установки

Поскольку давление газа перед ГРП ­– 6 кг/см2, а необходимое давление газа на входе в турбоагрегат – 21-25 кг/см2, то перед турбоагрегатом устанавливается дожимная компрессорная станция.

Энергоустановка ГТЭС-2,5 выполнена в виде блочно-транспортабельных блоков в полной заводской готовности и состоит из следующих основных узлов:

1. Энергетического блока в виде контейнера с рамой, в котором размещено основное оборудование ГТЭС:

  • газотурбинный двигатель;

    синхронный турбогенератор с системой возбуждения;

    редуктор и компенсирующие соединительные устройства;

    система автоматического управления (САУ);

    высоковольтное распределительное устройство;

    система электрических защит турбогенератора;

    система возбуждения турбогенератора;

    система электрообеспечения собственных нужд ГТЭС;

    система топливоподачи (газообразного топлива);

    система маслообеспечения ГТД, редуктора, турбогенератора;

    система обогрева отсеков и подогрева масла;

    система освещения (основная и аварийная);

    система контроля загазованности;

    система противопожарной защиты.

    2. Комплексного воздухоочистительного устройства (КВОУ);

    3. Парового котла с сепаратором пара и байпасом котла;

    4. Шахты выхлопа с шумоглушителем;

    5. Блока охлаждения масла;

    6. Устройства забора и очистки воздуха охлаждения турбогенератора;

    7. Выносного пульта управления;

    8. Металлоконструкции под котел-утилизатор и воздухоочистительное устройство.

    ГТЭС выполнена с учетом установки на открытой площадке, оснащена системами отопления, вентиляции, освещения.

    Конструкция ГТЭС обеспечивает замену основного оборудования на месте эксплуатации, доступ к элементам, требующим проверки, регулирования и обслуживания при эксплуатации, а также обеспечивает удобство монтажа и демонтажа.

    Контрольно-измерительные приборы ГТЭС обеспечивают класс точности не ниже 2,5 (кроме частотомеров, приборов контроля изоляции и приборов контроля первичного двигателя, класс точности которых не ниже 4).

    Энергоблок ГТЭС разделен на отсеки ГТД и турбогенератора тепло звукоизолирующей перегородкой, исключающей попадание газа в отсек турбогенератора. Предел огнестойкости перегородки не менее 0,25 часа.

    Энергоблок состоит из рамы, контейнера с перегородкой и пристроенного отсека, имеющего доступ снаружи, для размещения оборудования пожаротушения.

    Газотурбинные электростанции будут размещаться в собственных контейнерах, поэтому строительство здания под их установку не требуется.

    3. Ориентировочные этапы и сроки проекта

    3.1. Разработка рабочего проекта 3-6 месяцев.

    3.2. Заказ, изготовление и поставка оборудования и материалов 10-12месяцев

    3.3.Строительно-монтажные и пуско-наладочные работы со сдачей объекта Заказчику 14-16 месяцев.

    Для сокращения сроков реализации проекта необходимо будет выполнить заказ основного оборудования (турбоустановки) сразу после утверждения ТЭО.

    Сроки и продолжительность работ указаны от начала действия договора (общий срок до 16 месяцев) и при условии стабильного финансирования.

    Определяющим в сроке строительства является срок изготовления турбоагрегата, который по данным завода-изготовителя составляет 9-12 месяцев. Кроме этого, на срок реализации проекта в целом может повлиять время согласование и утверждения проекта.

    Стоимостные показатели

    Общий объем капитальных вложений на условиях «под ключ» по укрупненным показателям в текущих ценах ориентировочно составит (без НДС) 130,83 млн. руб. Указанные затраты будут уточнены после обследования объекта, получения всех необходимых исходных данных и при наличии технического задания, утвержденного Заказчиком.

    Простой срок окупаемости капитальных вложений с момента ввода объекта в эксплуатацию, определенный по общепринятой методике для аналогичных объектов промышленной теплоэнергетики, при указанной Заказчиком стоимости электрической энергии и топлива, составит ориентировочно 95 месяцев с момента начала эксплуатации. (Приложение 1).

    В вышеуказанную стоимость не включено:

    — возможные дополнительные затраты, связанные с выполнением технических условий энергосистемы (под дополнительными затратами понимаются затраты не связанные с установкой ТЭЦ).

    Приложение №1

    Ориентировочный расчет срока окупаемости капвложений

    1. Годовая выработка электроэнергии турбинами:

    225008000 = 40 млн. кВт*ч

    где 2500 кВт – электрическая мощность, развиваемая одной турбиной;

    8000 часов – среднегодовое время работы турбин.

    2. Отпуск электроэнергии в сеть завода, учитывая дополнительные собственные нужды в размере 3,2% при работе дожимной компрессорной станции:

    40(1-0,032) = 38,72 млн. кВт*ч

    3. Уменьшение ежегодной платы на покупку электроэнергии при тарифе 0,9 руб./кВт·ч без НДС составит:

    38,720,9 = 34,85 млн. руб.

    4. Определим годовой расход топлива на выработку электрической мощности:

    4.1. часовой расход топлива на одну газотурбинную установку составит:

    где 2500 кВт – электрическая мощность, развиваемая одной турбиной;

    860 – коэффициент перевода кВт в ккал/ч;

    0,265 – электрический КПД турбины;

    8000 ккал/м3 – теплотворная способность газа;

    0,99 – коэффициент теплового потока.

    4.2. годовой расход топлива при работе 2-х газовых турбоустановок:

    1024,428000 = 16,4 млн. нм3

    где 2 – количество устанавливаемых турбоустановок;

    8000 часов – среднегодовое время работы турбин.

    4.3. уменьшение расхода топлива потребляемого существующими котлами котельной при замещении их котлами-утилизаторами:

    где 8000 ккал/м3 – теплотворная способность газа;

    0,9 – ориентировочная оценка КПД существующих котлов котельной (см. табл.1);

    61920 Гкал – годовая выработка тепловой энергии котлами-утилизаторами (по данным завода-изготовителя);

    4.4. тогда годовой расход топлива на выработку электрической мощности при работе 2-х газотурбинных установок составит:

    16,4 – 8,6 = 7,8 млн. нм3

    5. Увеличение затрат на покупку газа при тарифе 0,70 руб./нм3:

    7,80,7 = 5,46 млн. руб.

    1. Увеличение стоимости основных фондов ориентировочно составит 122 млн. руб.

    7. Учитывая, что ресурс работы турбины составляет 15 лет принимаем амортизацию в размере 6,7 %, тогда амортизационные отчисления:

    122*6,7% / 100% = 8,17 млн. руб.

    8. Затраты на капитальный ремонт в расчете на год (приняты исходя из стоимости капитального ремонта двигателя ДО49Р; наработки двигателя до капитального ремонта = 20000 часов; количества работы установки = 8000 часов) составят 3,84 млн. руб.

    9. Затраты на покупку масла ТП-22С, ТП-22 по цене 24,2 руб/кг с учетом безвозвратных потерь масла 1,4 кг/ч (по данным завода-изготовителя):

    24,21,4 8000 = 0,27 млн. руб.

    10. Увеличение налога на основные фонды 2%:

    1220,02 = 2,44 млн. руб.

    11. Годовое увеличение расходов на заработную плату из расчета 15 человек с окладами 6000 рублей и отчислений с ФОТ (36%)

    600015121,36 = млн. руб.

    12. Прочие затраты принимаем 15%:

    0,15(8,17 + 3,84 + 0,27 + 1,47) = 2,1 млн. руб.

    13. Годовые эксплуатационные затраты связанные с установкой турбины составят:

    5,46 + 8,17 + 3,84 + 0,27 + 2,44 + 1,47 +2,1 = 23,75 млн. руб.

    14. Годовая экономия средств при реконструкции котельной в мини-ТЭЦ составит:

    34,85 – 23,75 = 11,1 млн. руб.

    15. После выплаты налога на прибыль в размере 24%, чистая прибыль составит:

    11,1(1-0,24) = 8,44 млн. руб.

    16. Поток денежных средств (экономия +амортизация)

    8,44 + 8,17 = 16,61 млн. руб.

    17. Стоимость капвложений в реконструкцию ориентировочно составит 130,83 млн. руб. (без НДС)

    18. Простой срок окупаемости капвложений с момента ввода в эксплуатацию:

    Источник

    

    Сколько домов можно запитать от электростанции 5 МВт?

    гадание на конечно-элементной гуще

    Электрики меня поправят, но у меня квартира с электроплитой, на вводе автомат 40А, это где-то 9кВт. На предыдущей квартире была газовая плита и вводной автомат на 25А, т.е. примерно 5 кВт.
    Если тупо разделить 5 МВт на 5 кВт, то будет 1000 квартир. Но там у них ещё какие-то заморочки с коэффициентами, т.е. по факту будет побольше.

    П.С. 5 мВт — это пять милливатт, а 5МВт — это пять мегаватт. Будьте точнее с формулировками, ошибка всего лишь в 1000000000 раз.

    Вложения

    СП 31-110-2003 (RU) жил_о оБщ_здания_Эл..doc (884.5 Кб, 424 просмотров)

    , а точнее раздел ЭМ оттуда. Там по схемам найдете, сколько общая Pрасч. на этот дом и посчитаете. То что говорит эксплуатация, это конечно отлично, но такой аргумент к делу же не пришьешь, если часть домов останется без света или дома посадят станцию (вдруг всем вечерком чайку часов в 18.00 захочется попить).

    Или 2 вариант:
    Заходим в электрощитовую существующего многоквартирного дома и смотрим, во ВРУ, какой стоит вводной автомат/рубильник/защ. устр., на этом устройстве смотрим Iном.
    Затем по формуле, рассчитаваем теоретическую максимальную мощность: Pрасч.макс.=U*I*√3*cosf(0,8 возьмем для запаса)

    После исходную мощность Pэл.ст.=5000 кВт, делим на Pрасч.макс. = результат/ответ на вопрос.

    Источник

    Мощность электростанции составит 5 мвт

    Написать, что происходит в электроэнергетической отрасли, подготовить интервью с экспертом, или информационное сообщение по энергетике не так просто. Слишком много непонятных профессиональных терминов, физических явлений и технологических процессов. Учитывая гуманитарное образование журналистов и подчас сжатые сроки, отведенные руководством на подготовку материала, на выходе зачастую получается текст, который читатель или не поймет, или не захочет читать, профессионал посмеется, а издание и журналист потеряют немного авторитета. В результате все в проигрыше. В то же время профессиональные энергетики, хоть и разбираются в теме, также редко могут создать читабельный материал, по причине отсутствия соответствующего журналистского опыта. Ниже я попытался максимально просто объяснить, как работает электроэнергетика и что означают термины, которые так часто встречаются в пресс-релизах отраслевых компаний. Возможно, это окажет помощь вашей работе.
    АББРЕВИАТУРЫ И ФИЗИЧЕСКИЕ ВЕЛИЧИНЫ
    Трудно найти статью, в которой журналист не запутался в терминах или неправильно использовал аббревиатуру. Конечно, большинству читателей может тоже все равно – кВ (киловольт) или кВт (киловатт), ГЭС или ГРЭС и, тем не менее, не вижу ничего плохого, если все же будет написано правильно. Согласны? Тогда поехали.

    МВт (Мегаватт)
    В Ваттах измеряется электрическая мощность, обозначается латинской «P» (1 МВт – это 1 000 000 Вт, 1 кВт – это 1 000 Вт). Вообще, мощность это отношение работы, выполненное за некоторый промежуток времени, к этому промежутку времени. Понятно?:) Вот, например, Вася за час может перенести с места на место 500 кирпичей, а Петя 1000. Значит Петя в 2 раза мощнее. Если отвлечься от скучных определений, каждый из нас интуитивно понимает, что такое мощность. Ясно, что утюг, на котором написано 1700 Вт, мощнее, чем утюг с надписью 500 Вт (в первом случае утюг быстрее нагревается). Работа всех электрических приборов сопровождается потреблением электрической мощности. Чем мощнее (электрически) прибор, тем больше потребление. Вся проблема в том, что для человека, не связанного непосредственно с работой в энергетике (в том числе журналиста), все, что больше 10 000 Вт (10 тыс. Ватт или 10 киловатт) не поддается осмыслению. Просто не с чем сравнивать. Поэтому ниже я привел цифры для сравнения.

    Город Алматы потребляет примерно 1 500 МВт (1 500 Мегаватт или 1 500 000 киловатт или 1 500 000 000 Ватт). Весь Казахстан потребляет 12 000 МВт (12 000 Мегаватт или 12 Гигаватт). Город Москва потребляет столько же, сколько весь Казахстан. Вся Россия потребляет 150 000 МВт. Вся Европа потребляет 400 000 МВт. По линии электропередачи напряжением 500 кВ можно передать примерно 500 МВт (в идеале 900 МВт, но есть разные ограничения), напряжением 220 кВ – 200 МВт, напряжением 110 кВ – 50 МВт. Алматинская ТЭЦ-1 может генерировать 100 МВт, Алматинская ТЭЦ-2 – 400 МВт, Экибастузская ГРЭС-1 – 2 500 МВт (после окончания строительства имела мощность 4 000 МВт, но эффективный менеджмент…), Жамбылская ГРЭС – 1 200 МВт. На Саяно-Шушенской ГЭС до аварии было установлено 10 генераторов по 600 МВт, то есть мощность станции составляла 6 000 МВт (самая мощная в России до аварии 2009г., правда, линии электропередачи, отходящие от ГЭС, позволяли передать только 4 000 МВт). Чернобыльская АЭС до аварии была мощностью 4 000 МВт. Самая мощная электростанция в мире – бразильская «Итайпу» — 12 600 МВт (ее одной хватит, чтобы закрыть потребности всего Казахстана). Суммарная установленная мощность всех электростанций Казахстана – 18 000 МВт, России – 220 000 МВт.

    Здесь нужно пояснить еще кое-что. Электростанция или город это не лампочка, включил – и пошло потребление или генерация мощности, в соответствии с циферкой на колбе (например, 100W). Все немного сложнее. Дело в том, что потребление и генерация величины не постоянные. Они меняются каждую секунду. Чтобы это понять, представьте объект, покрупнее бытового прибора, например квартиру. Смотрите, потребление квартиры в целом постоянно меняется. Холодильник автоматически время от времени включается-отключается. В дневные и ночные часы лампочек в квартире «горит» намного меньше, чем вечером, бытовая техника тоже работает не круглосуточно (микроволновые печи, пылесосы, телевизоры, утюги и т.д.). Вышеприведенные цифры это пиковые значения потребления и генерации. На самом деле, в каждый момент времени в Казахстане включена только часть от всех имеющихся в стране лампочек, стиральных машин, компьютеров, электродвигателей станков, насосов, и.т.д. Если измерить и сложить потребление каждого электроприбора в стране, мы получим некую цифру – суммарное потребление на определенный момент времени. Если измерения производить, скажем, каждый час, можно построить «суточный график потребления».

    Выше характерный суточный график потребления. Смотрите, все начинается в 00:00. Это время когда жители ложатся спать, увеселительные заведения закрываются, рабочий день на предприятиях давно окончен. До самого раннего утра потребление постепенно падает. Примерно в 05:00 потребление минимально, это точка «ночного минимума», затем начинается рост потребления – люди начинают просыпаться, они включают свет, греют чайники, включают воду (что тоже требует расхода электричества), готовятся к открытию магазины и.т.д. Рост идет примерно до 10:00 – эту точку на графике называют «утренний максимум», затем происходит небольшой спад, вызванный отключением части освещения, поскольку солнце уже достаточно хорошо освещает помещения, а также из-за того, что после 10:00 люди вообще меньше потребляют электроэнергию – чайники наполнены, руки вымыты, еда приготовлена, всех развезли по рабочим местам и т.д. Спад после утреннего максимума продолжается по 14:00. Затем начинается рост потребления, вызванный как уменьшением количества солнечного света, так и увеличением активности людей и предприятий (после окончания обеденного перерыва). Рост продолжается до 22:00 – эта точка «вечерний максимум», после которого начинается спад потребления. Если просуммировать мощность потребления энергосистемы за каждый час суток, мы получим значение потребленной электроэнергии в кВт·ч за сутки.

    кВт·ч (киловатт·час)
    В киловатт·часах измеряют электроэнергию (электрическая мощность, умноженная на время). Лампочка мощностью 100 Вт, за один час потребляет 0,1 кВт х 1 час = 0,1 кВт·ч. За 15 минут, необходимых электрическому чайнику мощностью 1 500 Вт для доведения воды до кипения, он «возьмет» из сети 1,5 кВт х 0,25 часа = 0,38 кВт·ч. В году 8760 часов, если 60 Ваттную лампочку оставить включенной на целый год, она потребит 0,06 кВт х 8760 часов = 525,6 кВт·ч. Квартирный счетчик электроэнергии меряет именно киловатт·часы. Вроде все понятно и просто. Однако частенько вижу в журналистских работах вместо правильных кВт·ч, неправильные кВт/ч, или киловатт-час. В журналистских материалах «кВт·ч» появляются, чаще всего, при цитировании представителей операторов. Например, «Выработка электростанции такой-то в этом году составила 15 млн. кВт·ч», или «Новая линия электропередачи позволит передать 7 млрд. кВт·ч ежегодно», или «Из-за роста потребления среднемесячный дефицит региона возрос до 100 млн. кВт·ч». Все эти цифры, приведенные без анализа, обычному человеку ни о чем не говорят. Ни журналисту, ни читателю не понятно – все это хорошо или плохо? Давайте разберемся.

    Годовое потребление СССР в 1990 году составило примерно 1 800 млрд. кВт·ч (в 1940 году около 50 млрд. кВт·ч, в 1975 году – 1000 млрд. кВт·ч). Годовое потребление КазССР в 1990 году составило 100 млрд. кВт·ч. Развал Союза привел к тому, что в 1998 году потребление Казахстана составило всего половину от вышеприведенной цифры – 50 млрд. кВт·ч. Чтобы оценить масштаб кризиса переходного периода, скажу, что за время Великой Отечественной Войны, когда была нарушена привычная работа народного хозяйства, а часть территорий побывала на линии фронта и под оккупацией, спад потребления электроэнергии составил 10% (это разница между потреблением СССР в 1940 г. и 1945г.). Годовое потребление Казахстана сегодня, составляет примерно 80 млрд. кВт·ч. (до уровня 1990 года еще далеко), России – 1 200 млрд. кВт·ч (в отличие от нас, российский спад потребления в кризис 90-х составил «всего» 25%), Белоруссии – 40 млрд. кВт·ч, Грузии и Киргизии – по 10 млрд. кВт·ч, Узбекистана – 50 млрд. кВт·ч, Украины – 200 млрд. кВт·ч. По дальнему зарубежью: США – 4 000 млрд. кВт·ч, КНР – 2 000 млрд. кВт·ч, Япония – 1 000 млрд. кВт·ч, Индия – 600 млрд. кВт·ч, Германия – 600 млрд. кВт·ч, Италия – 250 млрд. кВт·ч, Франция – 500 млрд. кВт·ч, Великобритания – 400 млрд. кВт·ч.
    Это просто цифры для сравнения. Как они получаются, я уже говорил выше – суммируется мощность потребления целой страны за каждый час года и складывается.

    Страновое потребление в кВт·ч это еще и важный показатель для аналитиков. Согласитесь, беглый просмотр вышеприведенных цифр даже без какого либо дополнительного анализа позволяет ранжировать страны по «силе» экономики. Добавьте к кВт·ч цифры по ВВП и населению, и вы без особого труда увидите и структуру экономики и возможности страны по ведению обороны, и уровень научно-технического прогресса. Кстати, годовой рост потребления электроэнергии в % достаточно точно соответствует реальному росту экономики страны за тот же период (при условии неизменных цен на экспортируемые и импортируемые товары). Но это я так, для сведения.

    Теперь о том, что нам делать с этими кВт·ч. Например, речь идет об определенном регионе, скажем Алматинской области. Допустим суточное потребление составляет 20 млн. кВт·ч, выработка электростанциями региона 7 млн. кВт·ч, тогда дефицит региона составит 13 млн. кВт·ч (в данном примере цифры условные). Чтобы покрыть дефицит, нужно передать недостающую электроэнергию из внешних источников. И здесь возникает 2 вопроса: есть ли на внешних источниках достаточно мощности, для покрытия дефицита, и второй вопрос – достаточна ли пропускная способность существующих ВЛ, которые питают регион для передачи такого количества электроэнергии. Пусть все хорошо – и мощность вне региона есть и ВЛ без проблем все пропускают. Но вот есть еще и ежегодный рост потребления, допустим на 10%. Понятно, что рано или поздно пропускной способности ВЛ будет недостаточно, что приведет к веерным отключениям, если не построить дополнительные ВЛ или электростанцию внутри региона. Вот такой простой анализ может помочь «нарыть» проблему. Еще пример. Энергетики рапортуют – построили электростанцию. Новенькая, вся блестит. Пресс-релизы во все СМИ отправили, репортаж по новостям прокрутили, дескать, ух мы теперь. Нелишне проанализировать соответствие степени восхищения реальному положению дел. Допустим, годовая выработка новой электростанции составит 1,5 млрд. кВт·ч, поинтересуйтесь годовым потреблением и дефицитом региона, в котором построили электростанцию, и если оно составляет 30 млрд. кВт·ч и 20 млрд. кВт·ч соответственно, думаю, поводов для грусти много больше, чем для пресс-конференций с разноцветными шариками.

    Вы поняли, что я хотел сказать? У простого гражданина возможности опрашивать экспертов, делать запросы в организации, нет. Такие возможности есть у журналистов, однако они ими практически не пользуются, предпочитая Ctrl-C+Ctrl-V абзацев пресс-релизов. В энергетике проблема возникает ни тогда, когда о ней уже все знают, а примерно за 5-10 лет до этого, но этот срок журналисты могут сократить, если запасутся цифрами и калькулятором:)

    Источник

Читайте также:  Как узнать мощность конденсатора