Дипломная работа: Характреистика Запорожской АЭС

Дипломная работа: Характреистика Запорожской АЭС

Содержание

Введение

1. Системная характеристика ОП ЗАЭС

1.1 Краткая характеристика ОП ЗАЭС

1.2 Технико-экономическая характеристика предприятия

1.3 Технология выработки электроэнергиии на АЭС

2. Анализ хозяйственной деятельности оп ЗАЭС

2.1 Анализ структуры и общей суммы затрат

2.2 Анализ влияния факторов на общую сумму затрат производства

2.2.1 Анализ влияния материальных ресурсов на затраты предприятия

2.2.2 Оценка материалоёмкости и материалоотдачи

2.2.3 Анализ влияния трудовых ресурсов на динамику затрат

2.2.4 Оценка затрат на 1 гривну товарной продукции

2.3 Анализ и оценка резервов снижения затрат производства

3. Мероприятия по усовершенствованию функционирования ОП ЗАЭС

3.1 Технология бесперебойного энергоснабжения реакторного отделения ОП ЗАЭС

3.2 Совершенствование процесса управления выработкой электроэнергии на АЭС

3.2.1 Экономическое обоснование технологического мероприятия

3.2.2 Расчет затрат на модернизацию

3.2.3 Целесообразность организационно-экономического мероприятия

3.3 Оценка экономической эффективности предлагаемых мероприятий

Заключение

Список использованной литературы

Введение

Выпуск продукции или оказание услуг предполагает соответствующее ресурсное обеспечение, величина которого оказывает существенное влияние на уровень развития экономики предприятия. Поэтому, каждое предприятие или производственное звено должны, знать, во что обходится производство продукции (работ, услуг). Данный фактор особенно важен в условиях рыночных отношениях, так как уровень затрат на производство продукции влияет на конкурентоспособность предприятия, его экономику.

Экономический анализ, в оценке затрат производства, имеет большое значение, т.к. он позволяет объективно оценивать результативность работы, выявить закономерности и тенденции подготовки и развития производства, вскрывать использования условий труда. Экономический анализ это система способов изучения (на основе данных учёта, планов и других источников).

Достигнутых результатов и состояние хозяйственной деятельности, возможных вариантов её улучшения в целях контроля над производством и обоснование управленческих решений, направленных на повышение его эффективности.

Цель данного анализа – оказать методическую и практическую помощь работникам предприятий, во-первых, при выборе оптимальных величин показателей технического уровня и качества продукции, во-вторых в период планирования затрат ресурсов на подготовку и освоение выпуска новой продукции на развитие действующего производства.

Объектом исследования является состояние финансово-хозяйственной деятельности Обособленного подразделения Запорожской атомной электростанции (ОП ЗАЭС).

1. Системная характеристика ОП ЗАЭС

1.1 Краткая характеристика предприятия

Запорожская атомная электростанция ЗАЭС находится на юго-востоке Украины в Каменско-Днепровском районе запорожской области. Она расположена рядом с тепловой электростанцией, работающей на органическом топливе (уголь, мазут, газ). Взятые вместе, Запорожская АЭС и Запорожская ТЭС образуют мощный энергетический комплекс, эксплуатационный персонал которого проживает в расположенном неподалеку городе Энергодаре.

В 1997 году в связи с обострением проблемы обеспечения энергией южных районов страны, Советом Министров СССР было принято решение о строительстве Запорожской АЭС, и с 1979 года она стала головной стройкой в серии атомных электростанций, строящихся по унифицированному проекту. В 1980 году был утверждён технический проект первой очереди Запорожской АЭС, а составе четырёх энергоблоков с реакторами ВВЭР-1000 суммарной мощностью 4000 МВт. Первого апреля уложен первый кубометр бетона в фундамент реакторного отделения первого энергоблока, и в конце 1982 года начался монтаж его реактора.

В 1983 году сооружения ЗАЭС было объявлено всесоюзной комсомольской стройкой.

9 ноября 1984 года первый энергоблок Запорожской АЭС мощностью один миллион кВт начал вырабатывать энергию. Три следующих блока вводились в эксплуатацию ежегодно, так: второй – в 1985 году; третий энергоблок – в 1986 году; четвёртый энергоблок – в 1987 году.

В 1988 году был предложен проект расширения станции (вторая очередь), предусматривающий строительство ещё двух энергоблоков с аналогичными реакторами. Так, в 1989 году начал работать пятый энергоблок, а в октябре 1995 года блок № 6.

Эксплуатацию станции осуществляет обособленное подразделение “Запорожская АЭС” (ОП ЗАЭС) государственного предприятия Национальная атомная энергогенерирующая компания “Энергоатом юридическое лицо, имеющее соответствующую государственную лицензию.

Вход ОЭС "ОП ЗАЭС"

Обобщенный параметр "входа" представляет собой совокупность ресурсов, требуемых для функционирования системы. Его основное предназначение – всестороннее и бесперебойное обеспечение ОЭС "ОП ЗАЭС" всеми видами необходимых ресурсов. Дифференциация данного параметра представлена в табл. 1.

Таблица 1. Дифференциация параметров "входа"

В целом можно констатировать высокий уровень обеспечения предприятия всеми видами ресурсов.

Выход ОЭС " ОП ЗАЭС "

Основным элементом выхода данной системы является электроэнергия, перераспределяемая далее электроэнергетической системой Государственного предприятия “Национальная энергетическая компания “Укрэнерго”. В 2003 году было выработано 42441,366 млн кВтч, что составило 52,1% от общего объема выработанной электроэнергии всеми АЭС Украины. За 19 лет эксплуатации на ЗАЭС выработано 538,6 млрд кВтч электроэнергии.

Еще одним из элементов выхода данной ОЭС являются строительно-ремонтные работы, выполненные в 2003 году на сумму 48323,0 тыс. грн.

Выходом данной системы является отработанное ядерное топливо, хранящееся в сухом хранилище ядерного топлива на предприятии.

Внутренняя среда ОЭС " ОП ЗАЭС "

Прежде всего необходимо отметить, что Государсвенное предприятие НАЭК ''Энергоатом'' объединяет в себя все пять атомных станций Украины: Запорожская АЭС, Ровенская АЭС, Хмельницкая АЭС, Чернобыльская АЭС и Южно-Украинская АЭС. В своей деятельности персонал ОП ЗАЭС руководствуя действующим законодательством Украины, уставом, а также нормативно-техническими документами, входящими в перечень учреждений Главной Государственной Инспекцией Министерства экологической безопасности Украины (ГГИ МЭБУ).

Рассмотрим внутреннюю среду и структуру ОЭС "ОП ЗАЭС". Она представляет собой совокупность взаимосвязанных элементов. Так в структуру данной системы входит 56 промышленных подразделений и 26 непромышленных подразделений с общей численностью работающих свыше 13000 человек.

Внешняя среда ОЭС " ОП ЗАЭС "

Так как ОЭС "ОП ЗАЭС" является закрытой системой, в связи с чем снижается по сравнению с открытыми системами значение определения внешней среды.

В то же время как и для функционирования любой ОЭС необходимы ресурсы, которые система получает извне. По этому поставщики, обеспечивающие ОЭС этими ресурсами, являются примером фактора прямого воздействия внешней среды на операции и успешную деятельность рассматриваемой ОЭС. Помимо поставщиков, факторами прямого воздействия являются также потребители.

К поставщикам данной ОЭС "можно относятся организации, обеспечивающие трудовые ресурсы, а также различные государственные предприятия обеспечиваюшие данную ОЭС сырьем и материалами.

Непосредситвенным потребителем ОЭС "ХГЭУ" является Государсвенное предприятие НАЭК ''Энергоатом''.

В состав контактных аудиторий прежде всего необходимо отнести Кабинет министров Украины, и Министерство топлива и энергетики Украины, Министерство экономики Украины, Министерство внешних экономических связей Украины, Государственная налоговая администрация Украины, государственные учреждения, которые представлены органами, контролирующими деятельность государственного предприятия как хозяйствующего субъекта: статистические органы, государственная налоговая администрация, Пенсионный фонд и другие. Особую роль в процессе хозяйствования данной ОЭС играют научные и производственные учреждения и организации как Украины, так и стран ближнего и дальнего зарубежья, которые сотрудничают с ОП ЗАЭС, среди которых необходимо отметить: Институт им. Патона (Киев),, Госуниверситет (Харьков), МАГАТЭ (Россия), АО «Шкода» (Чехия), АЭС «Темелин» (Чехия), АЭС «Бюже» (Франция), АЭС «Козлодуй» (Болгария), “Taprogge (Германия), DOE (США), DGT (Польша), “Tensor AB” (Швеция) и многими другими.

Факторы среды косвенного воздействия обычно не влияют на операции организаций также заметно, как факторы среды прямого воздействия, и, тем не менее, их обязательно необходимо учитывать.

Относительно факторов среды косвенного воздействия, то их значимость для ОЭС "ОП ЗАЭС" можно представить следующим соотношением (табл. 2):

Таблица 2. Определение уровня значимости факторов косвенного воздействия

Исходя из экспертной оценки уровня значимости факторов косвенного воздействия можно сделать вывод о том, что наиболее значимыми по принципу Паретто являются такие факторы как экономическая и научно-техническая ситуации, составляющие 65% успеха функционирования предприятия.

Системный потенциал ОЭС " ОП ЗАЭС "

Общесистемный потенциал – способность системы производить конкурентоспособный и соответствующий стратегической цели выход при эффективном процессе общесистемного преобразования входа в выход в условиях воздействия государственной системы и конкурентной рыночной среды.

Для целей системного углубленного анализа состояния потенциала ОЭС "ОП ЗАЭС" и основываясь на приведенном выше материале о входе и выходе системы, ее внутренней среде, анализе ответов по опросу специалистов предприятия, привлеченных в качестве референтной группы для анализа потенциала производим обобщенную оценку реального положения системного потенциала в разрезе его функциональной и менеджерской части. Полученные экспертные оценки приведем в таблице 3.

Таблица 3. Ранжирование показателей стратегического потенциала ОЭС "ОП ЗАЭС"

Таким образом, можно утверждать о достаточно высоком уровне системного потенциала ОП ЗАЭС.

Регламенты ОЭС " ОП ЗАЭС "

Конституция Украины

Кодекс законов о труде

Закон Украины "Об электроэнергетике" 575/97-ВР от 16.10.97

Указ Президента Украины "О внесении изменений в Указ Президента Украины от 02.08.99 г. №944 "О некоторых вопросах приватизации объектов электроэнергетического комплекса" (27.02.2001)

Указ Президента Украины от 14 марта 1995 г. №213 (213/95) "О мероприятиях по обеспечению деятельности Национальной комиссии по вопросам регулирования электроэнергетики Украины" и от 21 апреля 1998 г. N 335 (335/98) "Вопрос Национальной комиссии регулирования электроэнергетики Украины"

Инструкция о порядке выдачи лицензий Национальной комиссией регулирование электроэнергетики на осуществление отдельных видов предпринимательской деятельности от 28.10.99

Положение о порядке наложения на субъектов хозяйственной деятельности штрафов за нарушение законодательства об электроэнергетике от 21.07.99

Меморандум о взаимопонимании между Правительством Украины и Правительством Соединенных Штатов Америки относительно технической помощи со стороны Правительства Соединенных Штатов Америки по вопросам реформирования электроэнергетического сектору Украины от 04.12.99

1.2 Технико-экономическая характеристика предприятия

Анализ хозяйственной деятельности энергопредприятия заключается в изучении основных показателей его работы с целью оценить качество этой деятельности и выявить резервы производства. Это изучение производится с помощью совокупности приемов, образующих метод анализа.

Анализ выполнения производственной программы проводится для того, чтобы выявить, как энергопредприятие выполнило плановое задание, как изменился объем производства, и какие резервы имеются. На энергопредприятиях сопоставляют фактическую выработку энергии с планом и показателями предыдущего периода, рассчитывают процент выполнения плана и процент прироста против прошлогоднего периода. При этом устанавливаются основные факторы, повлиявшие на выполнение производственной программы.

Технико-экономические показатели (ТЭП) тепломеханического оборудования АЭС – показатели, которые отражают эффективность преобразования и использования тепла выделенного ядерным топливом при производстве электроэнергии и тепла.

Технико-экономические показатели условно можно разделить на: гарантийные, фактические, нормативные, отчетные. ТЭП бывают станции, блока, реактора, турбоустановки и ее вспомогательного оборудования.

Гарантийные ТЭП – это гарантии предприятия изготовителя по экономичности (удельному расходу теплоты (брутто)) и по мощности. Гарантийные показатели записываются в техусловиях на поставку турбины и проверяются на первой (головной) турбине.

Фактические ТЭП – показатели, рассчитанные и зарегистрированные на УВС по показателям приборов.

Нормативные ТЭП – регламентированные техническими документами показатели, соответствующие максимальной тепловой экономичности турбоустановки.

Отчетные – по форме № 3-ТЕХ (АЭС), бланки формы Т1-5,10 (суточные, месячные, годовые, по АЭС, по блоку, по РУ, по ТГ).

Технико-экономические показатели блока: выработка электроэнергии, отпуск электроэнергии, коэффициент мощности, коэффициент использования установленной мощности, отпуск тепла из отборов, время работы блока, время в плановом и внеплановом ремонтах, удельные расходы электроэнергии на собственные нужды блока, выработку электрической и тепловой энергии, удельные потери в трансформаторе, удельный расход тепла на ТПН, расход питательной воды, удельные расход тепла (нетто) на 1 кВт отпущенной электроэнергии, удельный расход тепла на 1 Гкал отпущенной тепловой энергии.

Основные показатели тепловой экономичности блока – удельный расход теплоты (нетто) на 1кВт отпущенной электроэнергии и связанный к ним КПД блока по отпуску электроэнергии.

Технико-экономические показатели РУ: тепловая мощность реактора, выработка тепла реактором, коэффициент использования номинальной мощности реактора, давление воды над активной зоной.

Технико-экономические показатели турбоустановки: электрическая нагрузка ТГ, давление пара до СРК, температура пара за СПП, температура питательной воды на ПГ, давление пара в конденсаторе ТГ, температура охлаждающей воды до и после конденсатора ТГ, температурный напор в конденсаторе ТГ, удельный расход теплоты (брутто) на выработку электроэнергии и связанный с ним КПД турбоустановки по выработке электроэнергии.

Анализ технико-экономических показателей по производству энергии является важнейшей предпосылкой совершенствования планирования, оценки деятельности персонала и премирования на объективной основе. Анализ деятельности электростанции должен предшествовать разработке плана на последующие периоды ее работы. Главная задача анализа – выявление внутрипроизводственных резервов и оптимизация работы электростанции. Анализу подлежат как основные (директивные), так и расчетные показатели, связанные с производственной программой.

Анализ основных технико-экономических показателей ОП ЗАЭС за период с 2001 по 2002 гг. проведём по таблице 4.

Анализируя таблицу 4, в 2002 году наблюдаем снижение выработки электроэнергии по отношению к 2001 году, которое произошло по причине реконструкции I и II системы безопасности. Реконструкция (замена старых изношенных шкафов УКТС на новые) в общей сложности длилась 5,5 месяцев. Система безопасности III будет заменена в ближайшем будущем. И как следствие этого снизился и отпуск электроэнергии с шин на 4489 М.кВтч. По причине простоя блока на реконструкции I и II систем безопасности потребление на собственные нужды снизилось с 6,7% до 5,9%, что, в свою очередь, ведет к снижению затрат производства.

Таблица 4. Анализ технико-экономических показателей ОП ЗАЭС

Объём товарной продукции за 2002 год снизился по причине снижения выработки энергии. Сумма снижения составляет 301844 тыс. грн., но поскольку в 2002 году повысились тарифы на электроэнергию и теплоэнергию, то общая сумма снижения товарной продукции составляет 68188 тыс.г рн..

Объём реализованной продукции увеличился на 137590 тыс. грн.. Причиной этого увеличения является повышение цен на электро- и теплоэнергию на оптовом энергорынке, а также погашения абонентской задолженности за предыдущие периоды.

Балансовая прибыль снизилась в 2002 году на 12885 тыс. грн. за счет изменения е составляющих, а именно: уменьшения объема товарной продукции, абонентской задолженности за предыдущие периоды, затрат на производство продукции, и, в связи с использованием услуг сторонних организаций уменьшилась стоимость капитального ремонта, выполняемого хозяйственным способом.

При анализе использования средств на материальное поощрение наблюдаем снижение затрат по фонду на 5486 тыс. грн. за счет уменьшения численности рабочих на 81 человека.

При анализе использования средств на социальное развитие наблюдаем увеличение затрат по фонду на 8907 тыс. грн. за счет мероприятий по улучшению бытового обслуживания АЭС, а именно: удешевления стоимости питания в столовых и буфетах, гашения ссуд, содержания СМСЧ-145 города.

При анализе использования средств на развитие производства наблюдаем снижение затрат по фонду на 26190 тыс. грн. по причине неполного использования средств по таким статьям ФРП как: “финансирование капстроительства”, “затраты на организацию и развитие подсобного сельского хозяйства (ТОК)”.

Все особенности ежегодных затрат АЭС до 1998 года были связанны с особенностями использования ядерного горючего и находят своё выражение в методике расчёта условно–переменных, или топливных затрат.

Особенности расчёта топливной составляющей определялись спецификой ядерного горючего первой топливной загрузки. Специфика использования ядерного горючего определяется: необходимостью для начала эксплуатации первой топливной загрузки; длительностью пребывания ядерного горючего в реакторе; степенью использования его; постепенностью переноса его стоимости на себестоимость электроэнергии; наличием остаточной стоимости при частичной перегрузке; много зонностью активной зоны, наличием переходного периода эксплуатации до достижения проектных показателей; наличием или отсутствием регенерации отработавшего ядерного горючего.

Затраты на топливо являлись дискретными. В основе расчёта топливной составляющей себестоимости электроэнергии лежал принцип постепенного переноса стоимости ядерного горючего на электроэнергию, пропорционально достигнутому выгоранию топлива. Для учёта затрат на ядерное горючее за хозяйственный год исходят из линейного закона снижения его стоимости от начального значения до нуля (при отсутствии регенерации отработавшего топлива) или до цены отработавшего топлива [50].

Но так как с 1998 года планированием объёмов размещения заказов на приобретение ядерного топлива и его закупной занимается НАЭК ''Энергоатом'', следовательно, в общей структуре затрат на производство электроэнергии ЗАЭС затраты на топливо отсутствуют.

Для АЭС при расчёте постоянной составляющей затрат учитываются особенности условий их эксплуатации, что находит своё выражение не только в топливной составляющей, но и в более высокой норме амортизационных отчислений, среднегодовой заработной платы производственного персонала, прочих расходах производственной деятельности.

Наибольший удельный вес в расходах на услуги производственного характера имеют услуги по транспортировке и захоронению ядерного топлива, т.к. на атомной станции ядерное топливо является основным сырьём для производства энергии.

На сегодняшний день НАЭК “Энергоатом” решила с департаментом ядерного регулирования вопросы по процедуре ввода СХОЯТ (сухого хранилища отработавшего ядерного топлива) в эксплуатацию. В своей деятельности станция руководствуется требованиями Закона Украины “Об использовании ядерной энергии и радиационной безопасности”. По подсчетам затраты на хранение 1 кг отработавшего ядерного топлива в СХОЯТ составляют 27$, в отличие от затрат на обработку в России и захоронения на Украине – 340$.

В глобальном масштабе хранения отработавшего ядерного топлива (ОЯТ) на АЭС предусматривает создание постоянных хранилищ, которые должны полностью обеспечивать хранение ОЯТ на несколько тысяч лет; в течение этого времени топливо утратит свою остаточную радиоактивность. Но сегодня ещё ни одного государство в мире не имеет полноценного хранилища. Это вынудило начать поиск вариантов хранилища ОЯТ до тех пор, пока не будут сооружены постоянные хранилища.

Проектными решениями ЗАЭС с ВВЭР – 1000 был предусмотрен ввоз ОЯТ (после 3-х летний выдержки в бассейнах) в стационарное хранилище (Россия). Однако, ещё в СССР стало ясно, что из-за ограниченной дороговизны данного способа необходимо решать эту проблему своими усилиями, иначе возникнут проблемы с поддержанием жизнеспособности, ЗАЭС при неукоснительном обеспечении безопасности эксплуатации.

В 1992 году начались поиски радикального изменения складывающейся ситуации для крупнейшей АЭС Украины, т.к. по прогнозам специалистов, из-за дефицита свободных ячеек в бассейнах выдержки уже в 1998 году пришлось бы остановить блоки ЗАЭС и таким образом оставить без электроэнергии четвёртую часть населения и предприятий Украины.

По согласованию с Госкоматомом Украины Запорожская АЭС выбрала проект, основанный на технологии сухого вентилируемого контейнерного хранения фирмы DESS. Технология фирмы была признана самой экологически безопасной и наиболее отвечающей специфическим потребностям ЗАЭС.

Таким образом, ЗАЭС одна из первых украинских атомных станций, что имеет практический опыт строительства и использования СХОЯТ.

1.3 Технология выработки электроэнергии на АЭС

Подавляющее большинство энергетических реакторов работают на обогащённом уране 235 и 238. Для поддержания управляемой ценной реакции в ядерном реакторе используются замедлители: графит, тяжелая вода, бериллий. Ядерное топливо в реакторе находится в виде ТВЭЛоВ (тепловыделяющих элементов), ТВЭЛы объедены в тепловыделяющие сборы ТВС. Количество ТВС в реакторе 163. Выделенное тепло от реактора переносит тяжелая вода при помощи ГЦН (главный циркуляционный насос к теплообменнику—парогенератору, затем, отдав часть тепла, возвращается в реактор. В парогенераторе вода 1 контура отдаёт тепло воде 2 контура, которая, подогревшись, переходит в парообразное состояние. В парогенераторе происходит разделение 1 и 2 контура (вода 1 и 2 контура не смешивается) поэтому принципу станция относится к 2-х контурному типу. Технология выработки электроэнергии на АЭС изображена на рисунке 2.1.

В состав основного оборудования 1 контура входит:

а) ядерный реактор ВВЭР—1000;

б) компенсатор давления (КД);

в) 4 главных циркулярных насоса (ГЦН);

г) 4 парогенератора (ПГ);

д) 4 петли теплообмена.

В состав основного оборудования 2 контура входит:

а) турбина;

б) сепаратор парогенератора (СПП);

в) генератор;

г) конденсатор турбины;

д) конденсаторные насосы 1 и 2 ступени;

е) блочная обессоливающая установка (БОУ);

ж) подогреватели нужного давления (ПНД);

з) деаэратор;

и) турбинно-питательный насос (ТПН);

к) конденсатор (ТПН);

л) подогреватели высокого давления.

2 контур условно начинается с парогенератора (ПГ). Свежий пар поступает на турбину, турбина имеет цилиндр высокого давления (ЦВД) и три цилиндра низкого давления (ЦНД). На трубопроводе от (ПГ) к турбине находится быстродействующее редукционное устройство сброса пара в атмосферу БРЧА, предназначено для сброса давления пара в атмосферу в случае аварийного останова турбины. Пар после ПГ подаётся в ЦВД, приводит во вращение турбину, затем выходит из ЦВД и попадает в СПП. Пар, отработав в ЦВД ещё имеет достаточно высокую температуру, поэтому его можно ещё использовать для подачи на лопатки турбины. В сепараторе пароперегрева отработанный пар из ЦВД подогревается, из него удаляется конденсат и подаётся на ЦНД. Здесь пар подается на 2 ступень турбины и тоже совершает работу аналогичную как в ЦВД. К валу турбины жёстко закреплён ротор генератора: вращаясь со скоростью вращения турбины генератор, вырабатывает электроэнергию. После этого, как пар отработал в, ЦНД он попадает в конденсатор турбины. В конденсаторе турбины пар конденсируется (охлаждается) и превращается в воду. Пар проходит через систему охлаждённых труб и на них охлаждается в виде капель воды, затем конденсат собирается на дне конденсатора. Вода в систему охлаждения подаётся из пруда—охлаждения при помощи циркуляционных насосов. После конденсатора вода конденсатным электронасосами КЭН 1 ступени подаётся на блочную обессоливающую установку БОУ. На БОУ вода проходит через фильтр, очищается от механических частиц и из воды удаляются соли и другие химические примеси. После БОУ вода прокачивается КЭНами 2 ступени. Для повышения КПД выработки электроэнергии вода подогревается в 4 ступенях подогрева ПНД—подогреватель нужного давления. Для подогрева воды используется пар. После ПНД вода попадает в деаэратор; в деаэраторе из воды удаляется растворенный кислород. После деаэратора воду качают турбинно-питательные насосы ТПН. После ТПН вода подогревается ещё в подогревателе высокого давления ПВД. После выхода из ПВД температура воды достаточно высокая +235С и давление 75кгс/см. Вода поступает в парогенератор, подогревается водой 1 контура, превращается в пар и подаётся на турбину.

Страницы: 1, 2, 3