80178

Перевод энергоблока из состояния «Реактор критичен» в состояние «Работа на мощности»

Лекция

Энергетика

Перевод энергоблока из состояния Реактор критичен в состояние Работа на мощности План лекции. Увеличение мощности реактора до 5 Nном. Увеличение мощности реактора до 2039 Nном. Увеличение мощности реактора до 7580 Nном.

Русский

2015-02-16

111.5 KB

2 чел.

                                                                                                  «УТВЕРЖДАЮ»

                                                                                                Заведующий кафедрой

                                          Эксплуатации  и ФЗ ЯЭУ                                                                                                                                                                                                                                                                

                                             В.А. Кирияченко

     «__»____________20__ г.

Лекция  № 8

Тема: Перевод энергоблока из состояния «Реактор критичен»

в состояние «Работа на мощности»

План лекции

                                                                                                                

1. Вводная часть                      5 мин.

2. Основная часть:                                                                                       

2.1. Увеличение мощности реактора до 5% Nном.                               20 мин.                                       

2.2. Увеличение мощности реактора до 20-39% Nном.                        15 мин.     

2.3. Разворот ТГ и включение генератора в сеть.                                  20 мин.                                       

2.4. Увеличение мощности реактора до 75-80% Nном.

       и до номинальной.                        .                                                    15 мин.                                

3.   Заключительная часть.                 5 мин.

Задание на самостоятельное изучение материала – 2 часа.

Приготовление и ввод в работу системы регулирования и защиты турбины. Литература [14, 18].

В результате изучения материала лекции студенты должны:

а) знать:

- возможные способы увеличения мощности реакторной установки;

- действия оператора при пуске турбины;

б) уметь выполнять увеличение мощности реактора и турбогенератора;

в) быть ознакомленными с физическими основами процессов, протекающих на ЭБ при его переводе в состояние «Работа на мощности».

Литература

1. В.А. Иванов «Эксплуатация АЭС». Энергоатомиздат 1994 г.

2. В.А. Острейковский «Эксплуатация АС». Энергоатомиздат 1999 г.

3. Технологический регламент безопасной эксплуатации энергоблоков с реактором ВВЭР-1000.

4. Инструкция по эксплуатации реакторных установок с реактором         ВВЭР-1000.


Вводная часть

На прошлой лекции были рассмотрены операции по переводу энергоблока из состояния «горячий останов» в состояние «реактор критичен», а именно:

- подготовительные операции перед взводом ОР СУЗ и подъем ОР СУЗ;

- операции водообмена в предпусковом и пусковом интервалах;

Материал сегодняшней лекции включает в себя рассмотрение операций по переводу энергоблока из состояния «реактор критичен» в состояние «работа на мощности». Перевод ЭБ в состояние «работа на мощности» является важной технологической операцией, так как при этом происходит толчок турбины, синхронизация генератора с сетью и дальнейшее увеличение нагрузки генератора. Правильное выполнение операций при переводе ЭБ в состояние «работа на мощности» является ключевой операцией при пуске ЭБ, т.к. на этом этапе осуществляется достижение главной цели применения объектов атомной энергетики – производство электрической энергии и подача ее потребителям

.

Основная часть

1. Увеличение мощности реактора до 5% Nном.

Компенсация эффектов реактивности (температурный, мощностной, отравление ксеноном) в процессе вывода реактора на мощность производится извлечением регулирующей группы ОР СУЗ и последующим снижением концентрации борной кислоты в первом контуре при достижении 10 группы ОР СУЗ положения, обеспечивающего оптимальное поле энерговыделения, но не более верхней границы регламентного положения (1–9 группы ОР СУЗ на КВ).

Включить в работу ГЦН, находящиеся в резерве, если пуск реактора производился при неполном числе работающих ГЦН.

Включить в работу фильтры ТС на петлях с вновь включенными ГЦН.

Снять картограмму температурного контроля активной зоны.

Несимметричность значений температуры на выходе из активной зоны реактора не должна превышать 3 %.

Начать подъем мощности реактора с периодом от 90 до 120 с, подъемом регулирующей (10) группы ОР СУЗ и последующим снижением концентрации  борной кислоты в первом контуре при достижении 10 группы ОР СУЗ положения, обеспечивающего оптимальное поле энерговыделения, но не более верхней границы регламентного положения (1–9 группы ОР СУЗ на КВ).

Избыток пара сбрасывать через систему RR, на собственные нужды блока и/или через БРУ-К на конденсаторы турбины.

В случае выхода на мощность после перегрузки при мощности от 1*10-3  до
1*10
-2) Nном, произвести проверку сцепленности ОР СУЗ .

После АЗ или ППР без перегрузки допускается производить проверки сцепленности ОР СУЗ при уровне мощности от 1 до 5 % по условиям чувствительности реактиметра.

При увеличении мощности  своевременно выставлять уставки АЗ по превышению мощности и перемещение БД.

При переходе из ДП в ДЭ (примерно 3 %Nном) контролировать, что БД ДП остались в рабочей зоне.

Мощность реактора 5 % Nном.

Произвести проверку сцепления кластеров с приводами СУЗ.

Проверка сцепления кластеров с приводами СУЗ производится:

-каждый раз после вывода реактора в критическое состояние после перегрузки останова и после ППР, связанного с расцеплением или заменой приводов СУЗ - для данных ОР СУЗ;

-после срабатывания АЗ для всех ОР СУЗ;

-после срабатывания УПЗ для группы, используемой для УПЗ .

В процессе проверки сцепления кластеров с приводами СУЗ обеспечить:

  1.  концентрацию  борной кислоты в теплоносителе 1 контура=const;
  2.  среднюю температуры теплоносителя 1 контура=const;
  3.  уровень в КД=const.

Проверка сцепления кластеров с приводами СУЗ производится следующей последовательности:

- на блоке индивидуального выбора ОР выбрать подлежащий проверке ОР /нажатием кнопок, соответствующих координатам выбранного ОР;

- ключом индивидуального управления перемещать ОР "вниз" на величину до 70 см до заметного изменения нейтронного потока и/или реактивности;

- контролировать перемещение ОР по указателю положения ОР;

- воздействием на ключ индивидуального управления вернуть ОР в исходное положение;

- убедиться, что нейтронный поток изменился до величины, предшествовавшей перемещению ОР;

- отключить на блоке индивидуального выбора проверенный ОР и выбрать следующий;

  •  повторить все операции по проверке сцепления с остальными ОР поочередно.

После окончания проверки сцепления всех кластеров с приводами СУЗ:

  1.  Сделать запись в оперативном журнале ВИУР об окончании проверки сцепления ОР с приводами СУЗ.
  2.  Снять картограмму температурного контроля активной зоны.

В случае первого выхода на МКУ после перегрузки произвести по программе под руководством представителя ОЯБ:

а) проверку эффективности аварийной защиты;

б) определение дифференциальной и интегральной эффективности регулирующей группы ОР СУЗ;

в) определение температурного коэффициента реактивности.


2. Увеличение мощности реактора до 20
-39% Nном.

Давление в главном паровом коллекторе 62 кгс/см2, вакуум в конденсаторах турбины соответствует Р(абс.) менее 0,3 кгс/см2, выполнена проверка защит турбоагрегата и ТПН. Ввести в работу один или два  ТПН.

Выполнить прогрев паропроводов до стопорно-регулирующих клапанов турбины и БРУ-К.

Отрегулировать непрерывную и периодическую продувку ПГ с номинальным расходом с очисткой на фильтрах установки СВО-5 и сбросом в дренажные баки машзала или деаэраторы. Поочередным подключением периодической продувки ПГ добиться получения удовлетворительных анализов воды в ПГ.

Включить (при необходимости) неработающие ГЦН, подключить фильтры СВО-1 включенных ГЦН, проконтролировать перепады давлений на фильтрах СВО-1 и активной зоне.

Стабилизировать основные параметры РУ при:

Т в пределах от 275 до 280 0С;

Р =160 кгс/см2  +/– 1 кгс/см2;

Тводы КД = 345 0С;

Lкд в соответствии с графиком Приложения №7;

Ргпк = 62 кгс/см2  +/– 2 кгс/см2;

Lпг = 27 +5 см (по метровому уровнемеру);

Т пит.воды = 164 0С.

Произвести контроль температурного поля на выходе теплоносителя из топливных сборок активной зоны с помощью системы ВРК.

РУ готова к дальнейшему увеличению мощности.

Подключение фильтров ТЕ10(20)N03, 02 СВО-2 (если не были подключены ранее).

Обе нитки ТЕ10,20 в резерве:

-ТЕ10,20N01 в Н+ форме;

-ТЕ10,20N02 в NН3+, К+ форме, либо после регенерации в Н+ форме;

-ТЕ10,20N03 в ВО3 –3 форме.

Подключить ТЕ10(20)N02 в соответствии с "Инструкцией по эксплуатации системы СВО-2".

Приступить к вводу в теплоноситель 1 контура NН3+ и КОН с целью перевода фильтра ТЕ10(20)N02 в NН3+, К+ форму, в случае подключения его после регенерации.

Подключить ТЕ10(20)N03 в соответствии с "Инструкцией по эксплуатации системы СВО-2". При подключении фильтров общий расход через установку ТЕ поддерживать от 20 м3/ч  до 30 м3/ч.

Контролировать концентрацию  борной кислоты в теплоносителе первого контура и после ТЕ10(20)N03.

Убедиться, что С НзВОз 1К = С НзВОз после ТЕ10(20)N03.

После 30-минутного прогрева включить АРМ в режим "Н". По программе, утвержденной ГИС, проверить работоспособность АРМ в режиме "Н".

Включить АРМ в режим "Т" с уставкой Р =62 кгс/см2.

По программе, утвержденной ГИС, проверить работоспособность АРМ в режиме "Т".

Проверить работу автоматических регуляторов:

а) давление пара в коллекторе собственных нужд (12 +/- 0,5) кгс/см2;

б) давление пара в деаэраторах RL21,22В01 (6 +/- 0,2) кгс/см2 .

Генератор переведен на водород, система водяного охлаждения обмотки статора генератора в работе.

Отключить АРМ; увеличить мощность реактора до Nнач. (не более 39%Nном.) в ручном режиме со скоростью не более 3 %Nном. при постепенном открытии БРУ-К.

*) После подъема мощности реактора до (10-20) %Nном. и отсутствии необходимости разгрузки реактора в дальнейшем, перевести переключатели режимов перемещения БД ДП обоих комплектов БЩУ в режим "автоматический", проконтролировать уход БД ДП на КН.

*) Зафиксировать ключи управления БД ДП обоих комплектов БЩУ в режим "индивидуального" управления.

*) Ключи управления блоками детектирования ДИ на РЩУ зафиксировать в режиме "авт."

Примечание: *) - применительно только к блокам 2-6.

Для блока 1: при увеличении мощности до (8 – 10) %Nном выставить уставки АЗ в ДР на (20 – 22) % Nном больше чем N текущая.

Для блоков 2-6: при увеличении мощности до (8 – 10) %Nном или появлении сигнала в ДЭ "уставка вверх" выставить уставки АЗ в ДЭ на (20 – 22)% больше
чем N текущая.

Далее для блоков 1-6.

Выдерживать такой запас до срабатывания АЗ в процессе набора нагрузки, но не превышать величину, приведенную в "Таблице допустимых режимов эксплуатации энергоблоков Запорожской АЭС" (приложение 1).

В процессе увеличения мощности перейти на основные регуляторы уровня в ПГ RL71-74S02.

Мощность РУ Nнач.~ (39%Nном.), включить АРМ в режим "Н".

3. Разворот ТГ и включение генератора в сеть

К моменту подъема мощности реакторной установки до N = 39 % Nном турбоагрегат должен быть готов к толчку роторов, паропроводы свежего пара после ГПЗ и блоков СРК прогреты, прогреты трубопроводы обвязки БРУ-К и БРУ-СН.

Перед толчком турбины небходимо:

  1.  Проконтролировать и записать в оперативный журнал следующие параметры:
  •  осевой сдвиг ротора;
  •  относительное расширение роторов ЦВД и ЦНД;
  •  прогиб ротора ЦВД;
  •  абсолютное расширение ЦВД и ЦНД;
  •  температуры СРК 1 – 4 (не менее 2400С);
  •  температур «верх - низ» ЦВД в трех сечениях (паровпуск и два выхлопа ЦВД) (+/- 500С);
  •  давление пара в ГПК (62 кгс/см2);
  •  давление пара в конденсаторах (не более 0,12 кгс/см2 абс.);
  •  температуру масла перед подшипниками (35 – 450С).
  1.  Продуть ГПК поочередным дистанционным открытием БРУ-К на 50% на 6 – 7 минут каждый (все 30 мин), при мощности РУ (25 – 30)% Nном.
  2.  Перевести питание КСН паром от БРУ-СН.
  3.  С помощью БРУ-К установить давление в ГПК равным 60 кгс/см2, поставить БРУ-К на «автомат».
  4.  По приборам БЩУ и РМОТ убедиться, что давление в конденсаторах не более 0,12 кгс/см2 (абс.).
  5.  Проверить по месту и убедиться, что механизм управления турбиной (МУТ) выведен в положение «убавить» до упора.

Разворот турбины и ее нагружение до номинальной мощности производится с помощью электро-гидравлической системы регулирования (ЭГСР) или (при неисправности ЭГСР) с разрешения ГИС с помощью гидравлической системы регулирования(ГСР).

Разворот осуществляется ЭГСР по одной из трех временных программ в зависимости от предтолчкового температурного состояния турбины в зоне паровпуска ЦВД:

а) 1 программа – пуск из «холодного» состояния (tм < 800C);

б) 2 программа – пуск из «неостывшего» состояния (tм от 800C до 1800C);

в) 3 программа – пуск из «горячего» состояния (tм > 1800C).

Каждая программа состоит из 4-х этапов:

1 этап – толчок турбины с выходом на частоту вращения (600 + 25) об/мин с постоянным ускорением (90 +/- 10) об/мин для программ 1 и 2, и (180 +/- 10) об/мин для программы 3.

2 этап – выдержка на частоте вращения 600 об/мин:

для программы: 1 – (15 +/- 0,5) минут;

2 - (10 +/- 0,5) минут;

3 - (0 + 0,5) минут.

3 этап – переход на номинальную частоту вращения с постоянным ускорением (90 +/- 10) об/мин для программ 1 и 2, и (180 +/- 10) об/мин для программы 3.

4 этап – выдержка на номинальной частоте вращения (1500 +/- 25) об/мин:

для программы: 1 – (5 +/- 0,5) минут;

2 - (3 +/- 0,5) минут;

3 - (0 + 0,5) минут.

При 600 об/мин начало прогрева и подключения СПП средствами АСУТ, а при отказе регуляторов – в ручном режиме.

При 1000 об/мин происходит автоматическое отключение ВПУ и НГПР (или вручную при отказе автоматики).

При достижении частоты вращения 1400 об/мин кратковременным нажатием кнопки РУ РК (ручного управления регулирущими клапанами) перейти на ручное управление и в течении 2-х минут со скоростью 3 об/мин/сек довести частоту вращения ротора турбины до оборотов необходимых для синхронизации и включения генератора в сеть.

Проценсс разворота заканчивается по истечении времени выдержки ротора на номинальной частоте вращения (на И-210 гаснет световой сигнал «1500 об/мин»).

В процессе набора оборотов турбины поддерживается давление в главном паровом коллекторе Ргпк = 62 кгс/см2 +/- 2 кгс/см2 работой БРУ-К и контролируется:

  •  отсутствие задеваний и гидроударов в проточной части;
  •  поддержание постоянного уровня в парогенераторах Lпг = 27 + 5 см по уровнемеру с меровой базой(1000 мм);
  •  вибросостояние подшипников турбины и генератора;
  •  температура подшипников имасла на сливе с подшипников;
  •  параметры тепломеханического состояния турбины;
  •  параметры пара и вакуума,

не допуская превышения предельных значений контрольных параметров тепломеханического состояния турбины.

После вывода турбоагрегата на 1500 об/мин при необходимости производится проверка автомата безопасности.

По распоряжению диспетчера энергосистемы собирается электросхема генератора, вводится в работу система возбуждения, выполняется синхронизация и включение генератора в сеть.

Далее производится нагружение турбогенератора до Nэл = Nустановки, согласно инструкции по эксплуатации турбогенератора, в соответствии с программной уставкой АСУТ со скоростью не более 10 МВт в минуту.

Турбина позволяет произвести пуск и нагружение до номанальной нагрузки:

а) из «холодного» состояния  -  за 3,5 часа.

б) после простоя 24 – 30 часов  -  за 2 часа.

в) после простоя 8 – 12 часов  -  за 1 час.

В процессе нагружения контролируется давление в ГПК Ргпк = 62 +/- 2 кгс/см2, которое поддерживается работой БРУ-К.

Контролируется работа ТПН. При мощности не более 50% Nном вводится в работу второй ТПН, если не был введен ранее.

После полного закрытия БРУ-К АРМ-5 включается в режим «Т» и нагружение энергоблока производится от ЭГСР.

При этом контролируется:

  •  скорость роста мощности реактора;
  •  работа АРМ-5 и синхронность перемещения ОР СУЗ;
  •  рост уровня в КД;
  •  основные параметры реактора, 1 и 2 контуров, турбины и генератора.

В случае уменьшения периода роста нейтронной мощности менее 50 секунд немедленно прекращается нагружение турбогенератора.

При первом наборе нагрузки после перегрузки топлива на мощности от 40 до50% Nном стбилизируются параметры реакторной установки и под руководством представителя ОРБ производятся испытания внешнего математического программного обеспечения (ВМПО

СВРК для проверки правильности загрузки активной зоны по программе, разработанной отделом ядерной безопасности и утвержденной главным инженером станции.

Второй этап испытаний проводится при мощности реакторной установки от 80 до 90% Nном.

4.Увеличение мощности РУ до 75-80% Nном и до номинальной

Изменить уставки АЗ по нейтронной мощности в ДЭ - для блоков 2-6 (ДР - для блока 1) в соответствии с требованиями, приведенными в шаге 37 и "Таблице допустимых режимов…" (Приложение 1), в процессе набора нагрузки обеспечить своевременное переключение уставок.

Приступить к увеличению мощности ТГ до достижения Nтепл реактора равной (75-80)%Nном.

При этом контролировать:

1. Скорость роста мощности реактора в соответствии с таблицей 2;

2. Работу АРМ и синхронность движения пусковой группы ОР;

3. Основные параметры реактора, первого, второго контуров и ТГ, своевременное переключение отборов турбины;

4. Соответствие глубины погружения регулирующей группы ОР СУЗ мощности реактора;

5. Увеличение нейтронного потока активной зоны - немедленно прекращать нагружение ТГ при уменьшении периода менее 50 сек;

6. Соблюдение требований п. 2.5.

При электрической нагрузке ТГ более 780 МВт (при необходимости) включить в работу обе нитки ПВД. АРМ при этом перевести в режим "Н".

Мощность реактора от 75 до 80 % Nном.

Стабилизировать мощность и параметры реакторной установки на время не менее трех часов на уровне  75 - 80 % Nном с отклонением не более 2 % Nном от зафиксированного уровня мощности.

Контролировать:

-температуру теплоносителя на выходе из кассет;

-коэффициенты неравномерности энерговыделений активной зоны;

-параметры систем первого, второго контуров и турбоагрегата.

В случае отклонения параметров от допустимых значений осуществить подавление ксеноновых колебаний в соответствии с Приложением 3.

Снять картограмму температурного контроля активной зоны -убедиться в отсутствии замечаний.

Проверить возможность увеличения мощности реактора.

В случае первого набора нагрузки после перегрузки топлива под руководством представителя ОЯБ провести второй этап испытаний ВМПО СВРК для проверки правильности загрузки активной зоны по программе, разработанной ОЯБ.

Перевести АРМ в режим "Т" и продолжить нагружение ТГ до N=100 %Nном реактора, соблюдая требования Приложения 7 и таблицы 2 настоящей инструкции.

При этом контролировать:

-скорость увеличения мощности реактора не более указанной в таблице 2;

-период увеличения нейтронного потока (не менее 60 с);

-запас до срабатывания АЗ по увеличению нейтронной мощности;

-работу АРМ и синхронность движения регулирующей группы ОР СУЗ;

-температуру теплоносителя на выходе из кассет;

-основные параметры реактора, первого и второго контуров, турбоагрегата.

Закончено увеличение мощности РУ до Nном., перевести АРМ в режим "Н".

По окончании переходных процессов , связанных с увеличением мощности реакторной установки:

-снять картограмму температурного контроля активной зоны реактора;

-проверить соответствие коэффициентов неравномерности энерговыделения в активной зоне таблице допустимых режимов (Приложение 1);

-проверить соответствие показаний по 1, 2 комплектам АКНП (поканально) Nакнп и Nакз по ВМПО СВРК. При рассогласовании | Nакнп - Nакз | > 3 % провести тарировку АКНП по программе утвержденной ГИС;

-проверить соответствие уставок АЗ в ДЭ - для блоков 2-6 (ДР - для блока 1) "Таблице допустимых режимов" (Приложение 1);

        -в случае пуска РУ после перегрузки, после работы РУ на мощности
(100
+/- 2) % Nном не менее 72 часов проверить правильность выставления уставок АЗ, ПЗ-1 по повышению температуры горячих ниток петель в соответствии с методикой 320-Э.204-014.

В течение 24 часов после проведения проверки произвести корректировку уставок.

Одними из основных параметров РУ и энергоблока являются нейтронная мощность реактора и электрическая нагрузка турбогенератора.

Операторы БЩУ: ВИУР, ВИУБ, ВИУТ, НСБ осуществляют постоянный контроль за указанными параметрами, их изменением во времени с целью прогнозирования влияния технического состояния оборудования на изменение мощности блока.

Заключительная часть

Таким образом, на лекции были рассмотрены основные операции, осуществляемые персоналом БЩУ при переводе энергоблока из состояния «реактор критичен» в состояние «работа на мощности». Этот этап является заключительным в процедуре пуска ЭБ. Следующее лекционное занятие будет посвящено вопросам эксплуатации ЭБ при его работе на мощности, т.е. будет рассмотрены вопросы эксплуатации и технического обслуживания систем и оборудования реакторного и турбинного отделений при номинальных параметрах.

Лекцию разработал

доцент кафедры Эксплуатации и ФЗ ЯЭУ                            В.Н. Петрыкин


 

А также другие работы, которые могут Вас заинтересовать

33751. Содержание договора поставки 15.89 KB
  Обязанности поставщика: передать товар в обусловленный срок равномерными партиями в соответствии с установленными графиками; восполнить недопоставленный товар в следующий период; вывезти товар от которого отказался покупатель но принял его на ответственное хранение; подготовить товар к вывозу и уведомить об этом покупателя если договор заключен с условием выборки товара; выполнить указание покупателя об отгрузке заказанного им товара другому лицу; возместить расходы понесенные покупателем в связи с ответственным хранением...
33752. Ответственность сторон за нарушение условий договора поставки 14.48 KB
  Ответственность сторон за нарушение условий договора поставки. Ответственность по договору поставки в основном регламентируется общими положениями о куплепродаже но существуют следующие особенности: покупатель вправе предъявить требования предусмотренные статьей 475 ГК Последствия передачи товара ненадлежащего качества при нарушении поставщиком условий договора о качестве и комплектности товара только если поставщик незамедлительно после получения уведомления о допущенных недостатках не заменит недоброкачественный товар либо не...
33753. Прекращение договора поставки 14.05 KB
  Прекращение договора поставки. Основаниями прекращения договора поставки являются: ненадлежащее исполнение договора; соглашение сторон о расторжении договора; односторонний отказ от исполнения договора в случае существенного нарушения договора другой стороной ст. Основаниями для одностороннего отказа от исполнения договора поставки являются: нарушения допущенные поставщиком; поставка товаров с недостатками не устранимыми в приемлемый для покупателя срок п.
33754. Поставка товаров для государственных нужд 15.58 KB
  Поставка товаров для государственных нужд разновидность договора поставки. Срок выполнения действий по заключению договора ограничен законом он определен либо в 30 дней либо в 20. Особенности договора поставки для государственных нужд состоят в том что участниками этого типа договора являются три лица: заказчик; поставщик; получатель товара. Предметом вышеназванного договора являются вещи определяемые родовыми признаками; потребность в заказываемых вещах выявляется из государственных программ форма этого договора должна быть всегда...
33755. Договор контрактации, обязанности сторон 22.42 KB
  Характеристика договора контрактации консенсуальный взаимный возмездный. Разновидностью данного договора является поставка сельскохозяйственной продукции для государственных нужд. Предметом договора контрактации могут быть вещи трех видов: непереработанная продукция; переработанная продукция; сырье. Предмет этого договора не предназначен для личного семейного домашнего т.
33756. Договор о снабжении энергетическими и другими ресурсами 15.89 KB
  Договор о снабжении энергетическими и другими ресурсами. По договору энергоснабжения энергоснабжающая организация обязуется подавать потребителю абоненту энергию через присоединенную сеть а потребитель абонент обязуется оплачивать принятую энергию а также соблюдать предусмотренный договором режим ее потребления. Договор энергоснабжения является разновидностью договора куплипродажи и по своей природе двусторонний и возмездный. Особенности договора энергоснабжения: необычность электроэнергии как объекта: электроэнергию нельзя...
33757. Institute on Mathematics and Mechanics, Urals Branch of Russian Academy of Science 16.5 KB
  Semiotics, dealing with sign systems and with practice of their functioning, may be considered as tools for descriptions of theories of HCI and Computer Visualization just as Mathematics is tools for descriptions of Physics Theories.
33758. Договор дарения 16.24 KB
  Договор дарения. Договор дарения договор по которому одна сторона даритель безвозмездно передает или обязуется передать другой стороне одаряемому вещь в собственность либо имущественное право требование к себе или третьему лицу либо освобождает или обязуется освободить ее от имущественной обязанности перед собой или третьим лицом. Разновидностью договора дарения является пожертвование дарение сделанное в отношении неопределенного круга лиц в общеполезных целях. Договор дарения может быть как консенсуальным так и...
33759. Договор ренты (понятие, виды) 14.34 KB
  Договор ренты понятие виды. По договору ренты одна сторона получатель ренты передает другой стороне плательщику ренты в собственность имущество а плательщик ренты обязуется в обмен на полученное имущество периодически выплачивать получателю определенную денежную сумму либо предоставить средства на его содержание в иной форме. Виды договора ренты: постоянная рента; пожизненная рента; пожизненное содержание с иждивением. Эти виды договора ренты имеют ряд общих признаков но различаются: формой предоставления содержания...