Содержание к диссертации
Введение
ГЛАВА 1 Литературный обзор 8
1. Причина возникновения коррозионных повреждений дисков и лопаточного аппарата 8
2. Обзор существующих методов консервации лопаточного аппарата турбин 12
2.1. Консервация азотом 14
2.2. Консервация летучими ингибиторами коррозии 14
2.3. Консервация с использованием ОДА 16
2.4. Способы консервации с использованием атмосферного воздуха 17
3. Теоретические представления об условиях формирования и существования защитных пленок 20
3.1. Пассивность металлов 20
3.2.Теория пассивности металлов 22
4. Постановка задачи 2 5
ГЛАВА II Экспериментальная часть 26
1. Методическая часть 26
1.1. Исследование образцов-индикаторов турбинной стали 30
1.2. Исследование защитных свойств образованных оксидных пленок с течением времени 31
1.3. Рентгенофазовый анализ 31
2. Результаты экспериментальных исследований 32
2.1. Результаты, полученные на энергетических объектах 3 5
2.2. Временная выдержка турбинных образцов-индикаторов 42
2.3. Результаты исследования фазового состава пленки 45
ГЛАВА III. Промышленная апробация 48
1. Принципиальные схемы проведения ПКО, П и К на различных турбоагрегатах 48
2. Технология проведения парокислородной очистки, пассивации и консервации турбоагрегата 52
3. Внедрение и результаты проведения ПКО, П и К на различных турбоагрегатах 56
4. Результаты осмотра турбин 73
5. Выводы 79
ГЛАВА IV. Оценка эффективности парокислородной обработки турбин 80
1. Исходные данные 80
2. Методика оценки эффективности ПКО 81
3. Результаты расчета эффективности ПКО 83
4. Заключение 92
Выводы по работе 93
Список литературы 94
Приложения 101
- Обзор существующих методов консервации лопаточного аппарата турбин
- Результаты экспериментальных исследований
- Технология проведения парокислородной очистки, пассивации и консервации турбоагрегата
- Методика оценки эффективности ПКО
Введение к работе
Коррозионно-эрозионный износ стальных теплосиловых узлов, деталей и элементов проточной части паровых турбин, относящийся в целом к эксплуатационной группе повреждений, является одним из наиболее распространенных и опасных видов износа, сопровождающего каждую конкретную турбину на всей стадии её жизненного цикла, называемого эксплуатацией.
Эксплуатацию целесообразно разделить на две её составные части, а .именно: эксплуатацию активную (турбина работает, т. е. используется по назначению); эксплуатацию пассивную (турбина не работает, простаивает по разным причинам; в ремонте, в резерве, аварийные остановы и т. д.). Процессы коррозии и эрозии металла в проточной части паровых турбин протекают на стадии (в периоды) их активной эксплуатации;
Процесс эрозии металла в проточной части паровых турбин на пассивной стадии их эксплуатации (на остановленном оборудовании) не происходит, в то время как процессы коррозии могут протекать (и нередко довольно интенсивно) в случае отсутствия должной защиты металла от этого вида эксплуатационного износа.
Проблема коррозионных повреждений проточной части турбин стала проявляться в конце 70-х годов, когда возникли поломки рабочих лопаток ступеней, ранее работавших надежно.
К началу 80-х годов эта проблема обострилась. В 1981 и 1982 годах произошли тяжелые аварии с двумя конденсационными турбинами К-300-240 ПО ЛМЗ на Сырдарьинской ГРЭС, которые сопровождались разрушением турбин и пожарами. В обоих случаях причиной разрушения турбин явилась групповая (около 30 лопаток) поломка коррозионно- поврежденных рабочих лопаток последних ступеней. При анализе причин аварий этих турбин установлено, что непосредственной причиной являлось обширное коррозионное повреждение лопаточного аппарата части низкого давления.
В 1983 году ситуация усложнилась в связи с выявлением на ряде турбин, в частности на турбинах Т-100-130 ПО ТМЗ, коррозионного растрескивания насадных дисков. * * <
В этот период в технической литературе стала появляться информация о случаях выявления коррозионных повреждений рабочих лопаток и дисков турбин на тепловых и атомных электростанциях ряда стран (США, Англия, ЮАР и других). Имелись сообщения о случаях разрушения насадных дисков турбин из-за их коррозионного растрескивания.
Основательные обследования выполнены в 80-х - начале 90-х годов прошлого века специалистами ВТИ, НПО ЦКТИ, НПО ЦНИИТМАШ, ОРГРЭС, ПОТ ЛМЗ, ПО ТМЗ НПО "Турбоатом" и не потеряли своей актуальности до настоящего времени.
Было обследовано состояние металла дисков и лопаточного аппарата на 496 турбинах 23 типов мощностью от 25 до 1200 МВт установленных на ТЭС, входящих в то время в состав Единой энергетической системы страны. Из 496 турбин было обнаружено 157 машин с поврежденными коррозией и эрозией дисками или поврежденными рабочими лопатками. При этом турбин с поврежденными дисками было выявлено 70 шт., а с поврежденными лопатками 131 шт. Турбин с одновременным повреждением и дисков и рабочих лопаток было обнаружено 44 шт.
Следует отметить, что только электрическая суммарная установленная мощность 157 турбоагрегатов, которые в основном выводились во внеплановые остановы (из-за коррозионно-эрозионных повреждений дисков и лопаточного (а в ряде случаев и соплового аппарата)), равнялась приблизительно 30000 МВт или 30 млн. КВт.
Эти приведенные выше цифры о многом говорят, а именно: о весьма больших убытках от простоев такой внушительной мощности как электрической (без учета тепловой мощности). При этом простои длительные, приблизительно сопоставимые со сроками вывода турбин в средние ремонты, не редко для выполнения работ, связанных с перелопачиванием и заменой дисков; о трудно-планируемых заранее (можно сказать о непредусмотренных) материально-технических затратах и т. д.
Опыт эксплуатации теплоэнергетического оборудования показывает, что при невыполнении мер по консервации на период простоя и попадания во внутренний объем турбин кислорода воздуха протекает атмосферная коррозия стали. В результате этого процесса на внутренних поверхностях появляются очаги коррозии. Поэтому в РД 34,30.507-92, а также согласно п. 4.4.32 ПТЭ 15-го издания в ряде сложных вопросов не последнее место занимает консервация оборудования турбинных установок.
На сегодняшний день не решена проблема надежной и длительной консервации лопаточного аппарата турбин, а так же не решена проблема по очистке турбин от солевых отложений.
Автор, анализируя достоинства и недостатки существующих технологий консервации паровых турбин (см. главу 1), поставил задачу решить эти проблемы комбинированной технологией - парокислородной очисткой, пассивацией и консервацией. Ранее данная технология была разработана в ВТИ, под руководством к. т. н. Н.Н. Манькиной, применительно к котельному оборудованию [11, 12]. Учитывая тот факт, что разработанная ВТИ технология паро-водо-кислородной очистки, пассивации и консервации внутренних поверхностей энергооборудования [8, 9] обеспечивает надежную защиту оборудования во время его эксплуатации и консервации и, что не менее важно, не включает в себя экологически вредных реагентов, была поставлена задача о расширении границ её применения.
С этой целью автором в составе группы специалистов отделения водно-химических процессов ВТИ и при участии сотрудников отделения турбин и теплофикации Д.Г. Авруцкого и Б.Н. Людомирского была изучена возможность применения этой технологии для очистки и консервации паровых турбин различного типа. Апробация данной технологии была осуществлена на турбине ПТ-80 Липецкой ТЭЦ-2 с разрешения ленинградского машиностроительного завода (ЛМЗ).
На основе полученных данных в результате проведения экспериментальных и промышленных исследований была разработана технология паро-кислородной очистки, пассивации и консервации лопаточного аппарата турбин. Помимо экспериментальных исследований на ряде объектов автором вместе с сотрудниками отделения теплофикации и турбин ВТИ была внедрена технология паро-кислородной очистки, пассивации и консервации турбин как противодавленческого, так и конденсационного типа. Так, например, получен положительный опыт проведения технологии с целью очистки и консервации проточной части турбин: ПТ-80 Липецкой ТЭЦ-2, Р-50/13-130 Самарской ТЭЦ, К-215-130 Харанорской ГРЭС, К-300-240 Каширской ГРЭС-4 и др. На всех выше перечисленных электростанциях с целью установления возможных сроков сохранности защитных свойств оксидных пленок, созданных при внедрении паро-кислородной очистки, пассивации и консервации (ПКО, П и К) были выполнены исследования коррозионной стойкости защитных пленок на образцах-индикаторах сразу после ПКО, П и К и спустя определенное время. На образцах-индикаторах автором выполнялись исследования защитных свойств созданных оксидных пленок при помощи капельного метода и потенциостатическими исследованиями (см. главу 2). Помимо этого были проведены исследования возможных изменений защитных свойств пленок на образцах-индикаторах, выдержанных в конденсате и обессоленной воде, имеющих контакт с атмосферой, в термостате при температуре 50 С в течение от 1 года до 2-х лет. Кроме того, автором совместно с персоналом электростанций выполнялся осмотр проточных частей турбин, после проведения на них паро-кислородной обработки и спустя различного времени эксплуатации. Результаты исследований и осмотр турбин показали, что защитные свойства оксидных пленок незначительно изменяются с течением времени и значительно тормозят протекание коррозионных процессов в различные периоды эксплуатации. ,,., .,,..,.,.., ,.ч -s^H- * * >-
Обзор существующих методов консервации лопаточного аппарата турбин
В связи со значительными изменениями в режимах эксплуатации тепловых электростанций резко увеличилось число остановов и продолжительность простоев котлов и турбин, главным образом на неопределенный срок. При этом возникает опасность коррозионных и коррозионно-усталостных повреждений элементов проточных частей турбин.
Защита от стояночной коррозии необходима не только с целью предупреждения физической убыли металла, но и в основном, для сохранения работоспособности дорогостоящего теплоэнергооборудования.
Стояночная атмосферная коррозия металла оборудования происходит при обязательном наличии воды и кислорода.
Средняя весовая скорость коррозии стали во влажной среде при 20С и свободном доступе кислорода составляет более 0,05 г/м2ч. Наличие отложений любого состава стимулирует коррозионные процессы при остановах и простоях турбины. Коррозия элементов турбины может протекать и при отсутствии отложений. Это связано с присутствием в воздухе станционных помещений, кроме воды и кислорода, ещё и диоксида углерода, диоксида серы и сероводорода.
Особую важность приобретает защита от коррозии турбинного оборудования, для которого очаги коррозии могут стать концентраторами динамических напряжений в процессе работы. Это относится к вращающимся (рабочие лопатки, диски и т.д.) и к неподвижным элементам (диафрагмы, обоймы, сопловые лопатки, уплотнения и т.д.).
Для предотвращения повреждений, вызываемых стояночной коррозией, наиболее эффективной мерой является консервация оборудования. Способы консервации различны и должны выбираться в зависимости от продолжительности и вида простоя консервируемого оборудования, выбора схемы консервации, типа консерванта и затрат на проведение консервации.
Существует несколько способов консервации: предотвращение контакта металла с кислородом воздуха; подавление коррозии с помощью химических средств (ингибиторов); снижение до определенного значения влажности воздуха (ниже 40%) внутри оборудования.
В настоящее время на тепловых электорстанциях применяются или прошли опытную проверку следующие способы консервации турбоустановок: азотом, летучими ингибиторами типа ИФХАН (ингибированным воздухом), поверхностно-активным веществом октадециламином (ОДА), осушенным воздухом, подогретым воздухом и парокислородная консервация. А также разборка и смазка деталей для небольших турбин.
Предотвращение контакта металла с кислородом воздуха может быть достигнуто путем заполнения внутреннего пространства консервируемого оборудования нейтральным газом - азотом, который может подаваться от азотной установки или магистрали по азотопроводам. Во всем консервируемом объеме должно поддерживаться избыточное давление инертного газа, предотвращающее попадание наружного воздуха.
Заполнение проводится при выводе турбоустановки в резерв на 7 суток и более на тех электростанциях, где имеются кислородные установки, производящие азот концентрацией не менее 99%.
Подачу азота в турбину начинают после останова турбины и окончания вакуумной сушки промежуточного пароперегревателя.
Следует учесть трудности герметизации проточной части турбины и необходимость обеспечения давления азота на уровне 5-10 кПа [4]. Такой способ консервации достаточно надежен, однако трудность консервации азотом паротурбинного оборудования связана с наличием большого числа мест возможных утечек азота и со сложностью уплотнения этих мест. Необходимость уплотнения консервируемых систем приводит к существенному увеличению объема работ при вводе в консервацию и при выводе из неё. Попытки провести такую консервацию наталкиваются на необходимость иметь свой, и достаточно чистый, азот (не более 0,5% кислорода) и на то, что арматура должна надежно держать давление.2Л. Консервация летучими ингибиторами коррозии.
Метод консервации летучими ингибиторами основан на применении химических соединений, вносимых горячим воздухом в замкнутое пространство, которое требуется защитить от атмосферной коррозии. Для консервации турбин летучими ингибиторами разработаны два способа.
Консервация ингибиторами КЦА и НДА (карбонат циклогексиламина и нитрит дициклогексиламина), представляющими собой сероватые или желтоватые порошки, которые при нагревании в сублиматоре возгоняются и
Результаты экспериментальных исследований
Основой очистки и пассивации паром, содержащим кислород, может являться следующее. Плотный слой оксидов железа, связанный непосредственно с металлом, состоит в значительной степени из оксида железа двухвалентной формы FeO, который термодинамически неустойчив и стремится перейти в более стабильную и устойчивую форму магнетита Fe304 или магемита y-Fe203. Изменение фазового состава и структуры отложений происходит по реакциям:нарушается и при высоких скоростях перегретого пара (20—80 м/с) происходит механическое удаление отложении. На очищенной поверхности металла при высоких температурах в присутствии окислителя создается прочная защитная пленка магнетита
В результате экспериментальных исследований на стенде физико-технического отделения ВТИ, а также исходя из эксплуатационного опыта внедрения парокислородной обработки, были выявлены основные факторы, необходимые для очистки и пассивации в среде перегретого пара и кислорода:- концентрация кислорода - 1,0-1,5 г/кг;- скорость движения среды не менее 50-60 м/с при давлении 40 атм;- температура 200-450С; \ - длительность обработки 5-10 часов.
Основной задачей, поставленной перед автором и сотрудниками отделения вводно-химических процессов и отделения теплофикации и турбин ВТИ, была необходимость в проработке температурного режима для турбины. Как известно при нормальной работе конденсационной турбины температура на выходе из ЦНД составляет 60С, а теплофикационной турбины 90С. Рассматривалось несколько вариантов: пассивация только верхней части (ЦВД и ЦСД) турбины; пассивация всей турбины с учетом влияния факторов вращения турбины.
В предыдущих работах, проведенных в институте, по определению оптимальных температур для очистки котельных труб, было установлено, что температура должна быть не менее 200С, в то время как для создания пассивной пленки основным фактором является продолжительность обработки.
Предполагая влияние вращательного момента на физико-химический процесс взаимодействия кислорода с поверхностью металла, а также режим работы на холостом ходу, который обеспечивает максимальную температуру на выходных участках турбины, нами был выбран второй вариант обработки турбины, т. е. всей турбины,
Данное предположение было подтверждено успешными результатами, полученными на турбинных образцах-индикаторах, а также на турбинных установках различного типа.
С целью оценки состояния защитной пленки, образованной в результате парокислородной обработки были проведены исследования на коррозионную стойкость турбинных образцов-индикаторов.
Было установлено, что все выше перечисленные образцы-индикаторы после обработки паром с кислородом обладают высокой коррозионной стойкостью, которая составила - 30 минут наблюдения, то есть оценивается как высшая.Снятие поляризационных кривых подтвердило эти результаты.
При исследовании образцов-индикаторов, снятых с турбин, прошедших ПКО, П и К на Липецкой ТЭЦ-2, Каширской и Харанорской ГРЭС, а также турбинных образцов-индикаторов, установленных в пробоотборную точку по острому пару на время проведения ПВКО, П и К котла Новочеркасской ГРЭС было установлено, что при наложении потенциала коррозионные токи практически не увеличиваются, т. е. на поверхности образцов имеется устойчивая защитная пленка, предохраняющая металл (рис. 2.1, 2.2).
Как видно из рисунка 2.2, поляризационная кривая исходного образца-индикатора практически сразу выходит на коррозионные токи при наложении потенциала. Так, например, при наложении потенциала в 180 мВ плотность коррозионного тока составляет весьма значительную величину 10 мА/см2. После проведения парокислородной обработки ход кривых для индикаторов резко меняется, так при наложении потенциала до1500 мВ на образец, установленный в линии ГПП, плотность коррозионного тока составляет только 3,6 мА/см , а для образца, установленного в линии ХПП плотность коррозионного тока максимально составляет 3,5 мА/см2 при наложении потенциала 1200 мВ.
На образцах после ПКО, П и К (рис. 2,2) коррозионные токи не достигают допустимого предела скорости коррозии, что объясняется заторможенностью протекания анодной реакции на поверхности образцов, вследствие образования на поверхности защитной сплошной пленки в ходе ПКО.На Самарской ТЭЦ, до и после ПКО, П и К турбины Р-50/13, был вырезан участок дренажного трубопровода и отправлен в ВТИ на исследование коррозионной стойкости.
Коррозионная стойкость образца Самарской ТЭЦ с дренажного трубопровода до ПКО, П и К составила 5 минут. А после обработки турбоагрегата, на том же дренажном трубопроводе - 30 минут наблюдения. Таким образом, образовалась хорошая коррозионно-стойкая защитная пленка (рис. 2.3).Рис. 2.3 Из рисунка 2.3 видно, что коррозионные токи для образцов 1 и 2 находятся в допустимых пределах, а скорости коррозии не превышают 25мг/(м2-ч). Эта величина скорости коррозии является допустимой для теплоэнергетического оборудования, согласно существующим нормативам.
На основании результатов потенциостатических исследований для всех образцов-индикаторов был проведен расчет скоростей коррозии при потенциалах 500, 1000, 1500тВ и дана характеристика коррозионной стойкости поверхностей образцов (см. табл. 2.1 и 2.2).Расчет был выполнен по формуле:
Технология проведения парокислородной очистки, пассивации и консервации турбоагрегата
Для повышения эффективности процессов ПКО, П и К для всей поверхности проточной части турбины необходимо разбить обработку на два этапа (рисунок 3.5).I этап. При работе на холостом ходу в течение 2-5 часов максимально снизить вакуум и повысить температуру выхлопного патрубка до предельно допустимого уровня. Обработка проточной части турбины на холостом ходу позволяет вследствие появляющегося тепла трения и вентиляции достичь более высоких температур на выходе турбины, по сравнению с работой под нагрузкой.II этап. При работе турбины под нагрузкой в пределах 10-40% отноминальной в течение 7-10 часов при температуре пара в пределах 400-510Сна входе в трбину. При этом очищается и пассивируется максимальноеколичество ступеней с «головы» турбины.
Таким образом, на первом этапе (холостой ход) особенно эффективно происходит очистка и предварительная пассивация хвостовой части турбины, на втором этапе (под нагрузкой) при увеличенном расходе пара и соответственно — кислорода осуществляется интенсивная очистка и пассивация остальной проточной части и завершение пассивации ее хвостовой части. Обработка турбоустановки на этих двух режимах, как показали испытания, дала возможность отмыть и запассивировать всю проточную часть.
Максимально возможная нагрузка турбины при подаче пара с кислородом определяется работоспособностью эжекторов, и, как правило, не превышает 40% NH0M. На начальной стадии обработки устанавливается минимальный расход кислорода. Увеличение расхода кислорода определяется пропускной способностью эжекторов.
Для противодавленческих турбин, у которых на выходе из турбины температура среды составляет более 200 С, проведение I этапа обработки исключается.
Подача кислорода при концентрации 1,0-1,5 г/кг пара производится в главный паропровод при обработке только тракта паровой турбины или в магистраль питательной воды при обработке тракта рабочей среды всего энергоблока, включая котельный агрегат.
Отборы пара на ПНД и ПВД должны быть отключены.
Для определения эффективности отмывки проточной части турбины от солевых отложений и контроля за концентрацией кислорода в процессе ПКО, П и К каждый час отбираются пробы пара на входе и выхлопе пара из турбины: первая перед началом дозирования кислорода, последняя - после окончания дозирования кислорода, а также из пробоотборных линий горячего н холодного пароперегревателя (ГПП и XIШ) - если имеются.
После проведения ПКО, П и К турбина может быть оставлена работать под нагрузкой или выведена в резерв. Условия проведения ПКО. П и К:1. Турбина и вспомогательное оборудование должны находиться в рабочем состоянии. Все контрольные параметры турбоустановки должны соответствовать требованиям инструкции по эксплуатации и ПТЭ,2. На время проведения ПКО, П и К дозировка гидразина и аммиака должна быть отключена, в случае блочной схемы сведена на минимум.3. Для проведения парокислородной очистки, пассивации и консервации должно быть в наличии:- система дозировки кислорода, включающая в себя источник кислорода, трубопроводную систему подачи кислорода от источника кислорода в линию питательной воды на всас питательного электронасоса (ПЭН) или к главному паропроводу с необходимой арматурой и приборами контроля;- пробоотборные точки основного конденсата, свежего пара, холодной и горячей ниток промпароперегревателя для химического контроля за процесса ПКО, П и К;- подготовлена химическая лаборатория для анализов по определению концентрации Qj, Fe, Si02, Na, CI, Си и жесткости;- необходимый запас жидкого кислорода для проведения ПКО, П и К на турбине.Кислородная установка
Источником кислорода может быть стационарная реципиентная установка с газообразным кислородом, а также стационарная или передвижная установка с жидким кислородом (фото 3.1,3.2).
При проведении работ используются специальная машина и емкость для перевозки жидкого кислорода, оборудованная нагревателем для превращения жидкого кислорода в газообразный и компрессором для подачи кислорода в систему.
Применяются автомобильные газификационные установки типа АГУ-6М или АГУ-8Т на базе машины КамАЗ (МАЗ) с емкостью 6 и 8 т. для жидкого кислорода и дополнительной ёмкостью для перевозки жидкого кислорода на 8 т.
Емкости для перевозки кислорода, нагреватель для превращения кислорода в газообразный и компрессор должны обеспечивать определенную подачу кислорода в контур, которая зависит от паропроизводительности котла и должна составлять от 200 до 800 кг/ч газообразного кислорода.Подводящие кислород трубы должны быть стальными внутренним диаметром от 20 до 40 мм и рассчитаны на давление источника кислорода. Принципиальная
Методика оценки эффективности ПКО
Расчеты эффективности ПКО выполнены на основе методическихрекомендаций ВТИ-РИА, которые по своим принципам и подходамсоответствуют действующим в отрасли методическим документам, отличаютсясущественным упрощением расчетов за счет использования аналитическихзависимостей между основными показателями эффективности и примененияметода «постоянных цен».
В соответствии с методикой ВТИ-РИА все исходные стоимостные показатели выражены в ценах 2002 г.2.2. Расчет проводился для прогнозируемых на расчетный периодэкономических условиях, которые можно характеризовать реальной банковскойставкой Ь=5%. При прогнозируемом уровне инфляции И=5-15% это значение bэквивалентно номинальной ставке Центрального банка РФ в пределах Е=10-21%.В настоящее время действующая номинальная ставка ЦБ РФ составляет 16%.
При расчете в постоянных ценах в качестве нормы дисконта используется реальная банковская ставка Ъ—5%.2.3. Годовая стоимость сэкономленного топлива Стош, (см. п. 1.2) рассматривается как полная годовая прибыль от проведения ПКО. Чистый доход от проведения ПКО определяется по годовой прибыли, уменьшенной на величину налога на прибыль. Действующая ставка налога на прибыль составляет 24%.2.4. В расчете принято, что финансирование проведения ПКО осуществляется за счет кредита на уровне расчетной ставки ЦБ РФ Е=10-21% при И=5-15%, возврат кредита — за счет чистого дохода от ПКО. Ежегодное возрастание стоимости проведения ПКО и цен на топливо происходит на уровне темпов инфляции И=5-15%.2.5. В результате расчета для каждой ТЭС определяются показатели эффективности ПКО: срок окупаемости и чистый дисконтированный доход Ч/Щ, представленный в таблице 4,3.
Последовательность проведения расчета эффективности ПКО для рассматриваемых ТЭС показана в таблицах 4.4 - 4.8.2.5.1. В графе 2 таблиц 4.4 - 4.8 указаны в расчетных ценах 2002 годакапвложения (затраты) на проведение ПКО, в графе 6-8 и графе 9-11соответственно полная прибыль и чистый доход от экономии топлива при 4000 6000 часов использования установленной мощности. При этом учитываласьсокращенная длительность работы турбин в год проведения ПКО.2.5.2. При расчете эффективности капвложения и чистый доход» выраженные в расчетных ценах, дисконтируются, т.е. приводится к началу расчетного периода, путем умножения на коэффициент дисконтирования - 1/(1+Ь)1, где t — порядковый номер года от начала расчетного периода. Значения коэффициента дисконтирования приведены в графе 3 таблиц 4.4 — 4.8.2.5.3. В графе 4 и графе 12-14 указаны для каждого t-ro года расчетного периода tp соответственно дисконтированные капвложения Kot и чистый годовой доход Поь полученные умножением графы 2 и граф 9-11 на графу 3. В графе 5 и графах 15-17 указаны суммарные дисконтированные капвложения и суммарный дисконтированный чистый доход в зависимости от числа часов использования установленной мощности:2.5.4. В графах 18-20 показан денежный поток по годам расчетного периода,рассчитанный как разность графы 5 и граф 15-17:
По графам 18-20 таблиц 4.4 - 4.8 определяются основные показатели эффективности: срок окупаемости и ЧДД за расчетный период.2.5.5. Срок окупаемости определяется из равенства дисконтированных суммарных дисконтированных капвложений на проведение ПКО и суммарных дисконтированных доходов. Порядковый номер года, отсчитываемого от начала расчетного периода, при котором значение денежного потока становится положительным, является сроком окупаемости.2.5.6. Показатель ЧДД определяется значением денежного потока за последний год расчетного периода:3.1. Как видно из граф 18-20 таблиц 4.4 - 4.8, затраты на ПКО для всех ТЭСпри всех режимах использования мощности окупаются в год проведения ПКО,как правило неполный год эксплуатации ТЭС, Сроки окупаемости ПКО менееодного года.3.2. Для рассматриваемых ТЭС значения ЧДД за период 2002-2014(последняя строка граф 18-20) в зависимости от режима использования мощностисведены в таблице 4.3. Величина ЧДД для разных станций находится в интервалеот 3,6 до 33,7 млн. руб. Наибольшие значения ЧДЦ имеют Каширская ГРЭС, Орловская ТЭЦ и Харанорская ГРЭС от 21-22 млн. руб. до 32-33,7 млн. руб. при 4000 и 6000 часах использования мощности. "Є
Похожие диссертации на Разработка и внедрение парокислородной очистки, пассивации и консервации лопаточного аппарата турбин
