Разработка и внедрение парокислородной очистки, пассивации и консервации лопаточного аппарата турбин тема диссертации и автореферата по ВАК РФ 05.14.14, кандидат технических наук Овечкина, Ольга Владимировна

• Овечкина, Ольга Владимировна
• кандидат технических наук
• 2005

Оглавление диссертации кандидат технических наук Овечкина, Ольга Владимировна

ВВЕДЕНИЕ

ГЛАВА I. ЛИТЕРАТУРНЫЙ ОБЗОР

1. Причина возникновения коррозионных повреждений дисков и лопаточного аппарата

2. Обзор существующих методов консервации лопаточного аппарата турбин

2.1. Консервация азотом

2.2. Консервация летучими ингибиторами коррозии

2.3. Консервация с использованием ОДА

2.4. Способы консервации с использованием атмосферного воздуха

2.5. Выводы

3. Теоретические представления об условиях формирования и существования защитных пленок

3.1. Пассивность металлов

3.2.Теория пассивности металлов

4. Постановка задачи

ГЛАВА II. ЭКСПЕРИМЕНТАЛЬНАЯ ЧАСТЬ

1. Методическая часть

1.1. Исследование образцов-индикаторов турбинной стали

1.2. Исследование защитных свойств образованных оксидных пленок с течением времени

1.3. Рентгенофазовый анализ

2. Результаты экспериментальных исследований

2.1. Результаты, полученные на энергетических объектах

2.2. Временная выдержка турбинных образцов-индикаторов

2.3. Результаты исследования фазового состава пленки

3. Выводы 47.

ГЛАВА III. ПРОМЫШЛЕННАЯ АПРОБАЦИЯ

1. Принципиальные схемы проведения ПКО, П и К на различных турбоагрегатах

2. Технология проведения парокислородной очистки, пассивации и консервации турбоагрегата

3. Внедрение и результаты проведения ПКО, П и К на различных турбоагрегатах

4. Результаты осмотра турбин

5. Выводы

ГЛАВА IV. ОЦЕНКА ЭФФЕКТИВНОСТИ ПАРОКИСЛОРОДНОЙ

ОБРАБОТКИ ТУРБИН

1. Исходные данные

2. Методика оценки эффективности ПКО

3. Результаты расчета эффективности ПКО

Введение диссертации (часть автореферата) на тему «Разработка и внедрение парокислородной очистки, пассивации и консервации лопаточного аппарата турбин»

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:

1. эксплуатацию активную (турбина работает, т. е. используется по назначению);

2. 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 JIM3 на Сырдарьинской ГРЭС, которые сопровождались разрушением турбин и пожарами. В обоих случаях причиной разрушения турбин явилась групповая (около 30 лопаток) поломка коррозионноповрежденных 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 ГГГ-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. . ,,,, .,

Заключение диссертации по теме «Тепловые электрические станции, их энергетические системы и агрегаты», Овечкина, Ольга Владимировна

Выводы по работе:

1. Впервые в отечественной и мировой практике показана возможность очистки, пассивации и консервации паровых турбин различного типа комбинированным воздействием пара с кислородом.

2. Разработана теория, объясняющая механизмы очистки проточной части турбины и консервации при комбинированном воздействии пара и кислорода. Получено её экспериментальное подтверждение.

3. В ходе выполнения парокислородной очистки, пассивации и консервации лопаточного аппарата турбин процесс образования защитного оксидного слоя, состоящего из гематита БегОз и магнетита Fe304, значительно интенсифицируется за счет содержания значительных количеств кислорода - до 1,5 г/кг и специфических условий работы турбинного оборудования. При парокислородной обработке турбины в режиме "холостого" хода создаются реальные условия, подтвержденные экспериментом о получении защитной пленки не при t > 200°С, как на котельных агрегатах, а при t > 120°С.

4. Доказано, что при проведении ПКО, П и К происходит очистка проточной части турбин от отложений.

5. Доказано, что эффективная защита турбин от стояночной коррозии после ПКО, П и К обеспечивается на срок не менее 1,5 лет.

6. Результаты проведенных расчетов по оценке эффективности ПКО показали высокую эффективность ПКО: затраты на ее проведение окупаются за период меньше года, суммарный экономический эффект за три года (при систематическом, раз в три года проведении ПКО) составляет в зависимости от мощности турбины и режима ее использования 0,8 - 8,1 млн. руб.

7. Теоретическая база, имеющийся к настоящему времени положительный опыт практического использования для предотвращения коррозии энергетического оборудования свидетельствует об экономической целесообразности дальнейшего расширения областей применения этого метода.

4. Заключение

Результаты проведенных расчетов по оценке эффективности ПКО показали высокую эффективность ПКО: затраты на ее проведение окупаются за период меньше года, суммарный дисконтированный доход за 13-летний период при систематическом (раз в три года) проведении ПКО составляет в зависимости от мощности турбины и режима ее использования 3,6-33,7 млн. руб.

Список литературы диссертационного исследования кандидат технических наук Овечкина, Ольга Владимировна, 2005 год

1. ГОСТ 24278-89 «Установки турбинные паровые стационарные для привода электрических генераторов ТЭС. Общие технические требования.- Изд. стандартов, 1989.

2. Правила технической эксплуатации электрических станций и сетей РФ. РД 34.20.501-95, Служба передового опыта ОРГРЭС, Москва, 1996.

3. Методические указания по предотвращению коррозионных повреждений дисков и лопаточного аппарата паровых турбин в зоне фазового перехода. РД 34.30.507-92, ВТИ, 1993.

4. Методические указания по консервации теплоэнергетического оборудования. РД 34.20.591-97, Москва, ОРГРЭС, 1997.

5. Методические указания по консервации паротурбинного оборудования ТЭС и АЭС подогретым воздухом. МУ 34-70-078-84, М., СПО Союзтехэнерго, 1984.

6. Методические указания по организации консервации теплоэнергетического оборудования воздухом. РД 153-34.1-30.-502-00. СПО ОРГРЭС, Москва, 2000.

7. Методические указания по предпусковой парокислородной очистке и пассивации пароводяного тракта теплоэнергетического оборудования. М.У. 34-70-128 85. Н.Н.Манькина, В.Я.Каплина, Ю.Е.Мишенин, Б.И.Шмуклер и др. - М.:ПО "Союзтехэнерго". 1986.

8. Методические указания по предпусковой пароводокислородной очистке и пассивации внутренних поверхностей энергооборудования. Р.Д. 34. 37. 409 96. Н.Н.Манькина, Б.И.Шмуклер, Л.С.Журавлев, В. И. Гомболевский, А.С.Коньков.

9. Методические указания по эксплуатационной пароводокислородной очистке и пассивации внутренних поверхностей энергооборудования. Р.Д. 153 34.0 - 37.411 - 2001. Н.Н.Манькина, А.В.Кирилина, Л.С.Журавлев, О.В.Семенова.

10. Методические указания по консервации теплоэнергетического оборудования с применением пленкообразующих аминов. Дополнение к РД 34.20.591-97, Москва, 1998.

11. Патент СССР №1590835. Способ очистки тракта рабочей среды энергоблока. Н.Н.Манькина, Б.И.Шмуклер. М.: БИ 33. 07.09.90.

12. Патент РФ №2064151. Способ очистки и пассивации тракта рабочей среды прямоточного котла. Н.Н.Манькина, Б.И.Шмуклер, Л.С.Журавлев и др. М.: БИ 20. 20.07.96.

13. А.С. №976761. Способ очистки внутренних поверхностей котельных труб. Н.И.Груздев, Н.Н.Манькина, Б.С.Федосеев и др./ Открытия. Изобретения. 1984 г., № 42.

14. А.С. № 862623. Способ предотвращения коррозии стальных элементов водопарового тракта. М.Е.Шицман, Б.С.Федосеев, Г.Н.Кружилин, Л.С.Мидлер и др.

15. Отчет. Проведение комплекса исследований причин коррозионных повреждений дисков и лопаточного аппарата паровых турбин и разработка мероприятий по их предотвращению. Н.Ф.Комаров, В.Ф.Гуторов и др., Москва, ВТИ, 1990.

16. Отчет. Анализ схемы и установки консервации осушенным воздухом турбины К-800-240. А.В.Колбасников, В.Ф.Гуторов, Г.Д.Авруцкий. Москва, ВТИ, 1998.

17. Отчет. Изучение структуры и состава защитных пленок на внутренних поверхностях нагрева котлов. Е.Н.Левченко, Ф.И.Шадерман. Москва, ИМГРЭ, 2003.

18. Обзорная информация. Серия 3. Энергетическое машиностроение. Выпуск 12. Эрозионно-коррозионный износ металла элементов турбоустановок ТЭС и АЭС. О.А.Поваров, Г.В.Томаров и др. Москва, 1991.

19. Справочник. Защита от коррозии, старения и био-повреждений машин, оборудования и сооружений. В 2-х томах. Москва,

20. Машиностроение», 1987. Под редакцией А.А.Герасименко.

21. Справочник «Коррозия металлов» под ред. Г.Г.Улига. Перевод под ред. В.В.Скорчеллетги. Л., Госхимиздат, 1952.

22. К.Хауффе. Реакции в твердых телах и на их поверхности. Издательство иностранной литературы, Москва, 1963.

23. Н.П.Жук. Курс теории. Коррозии и защиты металлов. Москва,1. Металлургия», 1976.

24. В.В.Скрочеллетти. Теоретические основы коррозии металлов. Из-во "Химия", 1973.

25. Г.В.Акимов. Теория и методы исследования коррозии металлов. М.: Изд-во АН СССР, 1945.

26. Л.И.Фрейман. Потенциостатические методы в коррозионных исследованиях и электрохимической защите. Л.: Химия, 1972.

27. Г.Г.Улиг, Р.У.Реви. Коррозия и борьба с ней. Ленинград, Химия, 1989 г.

28. Ф.Тодт. Коррозия и защита от коррозии. Пер. с нем. Ленинград, изд-во «Химия», 1966 г.

29. Ю.Р.Эванс. Коррозия и окисление металлов. Пер. с англ. Под ред. И.Л. Розенфельда. М.: Машгиз. 1962.

30. Н.Д.Томашев. Теория коррозии и защита металлов.

31. Окисление металлов. Теоретические основы. Том 1. Под ред. Ж. Бернара. Пер. с фран. М.: Металлургия. 1968.

32. Ю.В.Балабан-Ирменин, В.М.Липовских, А.М.Рубашов. Защита от внутренней коррозии трубопроводов водяных тепловых сетей. Энергоатомиздат, 1999.

33. Ю.М.Кострикин и др. Водоподготовка и водный режим энергообъектов низкого и среднего давления. М. Энергоатомиздат. 1990.

34. Я.М.Колотыркин. Металл и кррозия. М.-.Металлургия, 1985.

35. Я.М.Колотыркин, Г.М.Флорианович, П.С.Петров. О применении кислорода для защиты сталей от коррозии в воде при высокихтемпературах. Коррозия реакторных материалов. М.: Атомиздат. 1960. С. -29-41.

36. П.А.Акользин. Коррозия и защита металла теплоэнергетического оборудования. М.: Энергоатомиздат, 1982.

37. Ю.И.Кузнецов, И.Л. Розенфельд и др. Защита металлов, 1978.

38. Н.Н.Манькина. Физико-химические процессы в пароводяном цикле электростанций. М. Энергия. 1977.

39. А.В.Щегляев. Паровые турбины. Москва «Энергия» 1976.

40. А.Ф.Богачев. Изучение и предотвращение коррозии металла в зонах фазовых превращений и перегретом паре. Москва, ВТИ, 1996.

41. В.Н.Жилин, В.М.Семенов. Ремонт парогенераторов. Москва «Энергия» 1976.

42. М.Н.Фокин, К.Л.Жигалова. Методы коррозионных испытаний металлов. М.: Металлургия. 1986.

43. Г.Г.Улиг. Электрохимия, 1953.

44. В.И.Тихомиров, В.В.Ипатьев, И.А.Гофман. Окисление железа в водяном паре, паро-водородных и парокислородных смесях при высоких температурах. ДАН СССР, 1954, т. 95, №2, стр. 305-308.

45. Г.М.Флорианович, Я.М.Колотыркин. Влияние содержания хрома на электрохимическое и коррозионное поведение сплавов железо-хром.- ДАН СССР, 1960, т.130, №3.

46. Г.М.Флорианович, Я.М.Колотыркин. О пассивационных характеристиках сплавов на основе железа.- ДАН СССР, т.151, №1, с.144-147

47. О.А. Поваров. Образование агрессивных сред в паре и проблемы эрозии-коррозии металла. Новосибирск :АН СССР. Сибирское отделение: Институт теплофизики. Препринт № 173-88. 1988.

48. Е.Н.Гладкова, Л.В.Советова, В.И.Гусев, А.Н.Мананников. Защита от коррозии порошковых и компактных сплавов на основе железа паротермическим оксидированием. Изд-во Саратовского ун-та, 1983.

49. Н.Н.Манькина. Обобщение промышленного опытаэффективности пароводокислородной очистки и пассивации. Тезисы докладов МЭИ. 20.03.97. с. 16-17.

50. А.Ф.Богачев, Б.С.Федосеев, В.Ф.Резинских. Особенности влияния октадециламина на повреждаемость рабочих лопаток турбин. Теплоэнергетика, 1993. №7.е.- 14.

51. Г.А.Филипов, Г.А.Салтанов, А.Н.Кукушкин. Гидродинамика и тепломассообмен в присутствии ПАВ. М.: Энергоатомиздат, 1988.

52. О.С.Ермаков, О.И.Мартынова, Т.И.Петрова, А.А.Зонов. Влияние октадециламина на переход хлоридов и продуктов коррозии железа из кипящей воды в равновесный с ней насыщенный пар. Теплоэнергетика. 1991. №11. С.-70-73.

53. Ю.Е.Мишенин, А.Н.Полевич, В.П.Новиков, М.А.Волков, Б.И.Евтушенко. Защита пароводяного тракта турбины ПТ-60/75-130/13 от стояночной коррозии на ТЭЦ-12 Мосэнерго. Электрические станции, 1998, №2.

54. Е.Ю.Кострикина, Т.Д.Модестова. Способы консервации энергетического оборудования с использованием ингибиторов коррозии. Энергетик, 1997, №6.

55. А.Л.Симаков, С.К.Рубцов, Л.Н.Иванова. О некоторых проблемах консервации пароэнергетического оборудования. Теплоэнергетика, 1997, №6.

56. В.Ф.Резинских, А.Ф.Богачев, А.И.Лебедева и др. Исследование перспективных защитных покрытий для лопаток последних ступеней паровых турбин. Теплоэнергетика, 1996, №12, C.-28-31.

57. Н.Н.Манькина, А.В.Кирилина, Л.С.Журавлев, Коньков А.С. Стендовые исследования пароводокислородной очистки и пассивации внутренней поверхности труб. Теплоэнергетика 2000, №7, с. - 23 - 27.

58. Т.Х.Маргулова, П.А.Акользин, Е.Д.Разумовская. О концентрациях газообразного кислорода при дозировании его в конденсат энергоблоков с.к.д. Теплоэнергетика 1983, №7.

59. Н.Н.Манькина, В.Я.Каплина, Ю.Е.Мишенин. Предпусковая парокислородная очистка оборудования энергоблоков 250 МВт на ТЭЦ-25. Энергетическое строительство. 1985. №6. С. 17-20.

60. Н.Н.Манькина, Т.А.Славина, Л.С.Новикова. Защита поверхностей нагрева энерго оборудования от коррозии парокислородным методом. Электрические станции. 1988. №12. с. 42.

61. Е.И.Борисов, Н.Н.Манькина. Опыт применения парокислородной очистки и пассивации оборудования на электростанциях. Электрические станции. 1989. №5. е.- 13.

62. Н.Н.Манькина. Обобщение опыта парокислородной очистки и пассивации пароводяных трактов мощных энергоблоков. Энергетическое строительство. 1988, №7, с - 22.

63. Н.Н.Манькина, В.К.Паули, Л.С.Журавлев. Обобщение опыта внедрения пароводокислородной очистки, пассивации и консервации. Теплоэнергетика 1996, №10, с. - 45-50.

64. Н.Н.Манькина, А.В.Кирилина, Л.С.Журавлев, А.В.Водолазов, Л.Ф.Рощина. Консервация оборудования электростанций пароводокислородным методом. Теплоэнергетика 1999, №7, с. - 25 - 29.

65. Н.Н.Манькина, Б.С.Федосеев, А.АГришин. Водный режим энергоблоков СКД после парокислородной пассивации. Электрические станции. -1989, №2.

66. Н.Н.Манькина, Л.С.Журавлев. Исследование пассивации внутренней поверхности оборудования парокислородным методом. Электрические станции. 1996. №7. с. 55-61.

67. Н.Н.Манькина, Б.И.Шмуклер, Л.С.Журавлев, В.И.Гомболевский. Технология и схемы пароводокислородной очистки и пассивации энергоблоков с прямоточными и барабанными котлами. Энергетик. 1996. №6. С. 6-8.

68. В.К.Паули. К оценке надежности энергетического оборудования. Теплоэнергетика. 1996. №12. С. 37-41.

69. О.А.Поваров, Г.В.Томаров, В.Н.Жаров. Эрозия-коррозия элементов турбинных установок насыщенного пара// Теплоэнергетика. №12. 1990. С. 27-32.

70. Я.М.Колотыркин, Г.М.Флорианович. Теоретические аспекты и экспериментальное обоснование метода кислородной защиты оборудования в энергетике. Теплоэнергетика. 1985, №6.

71. В.Г. Томаров. Эрозия-коррозия конструкционных материалов турбин насыщенного пара//Теплоэнергетика. №7.1989. С. 33-38.

72. Г.И. Мосеев, Н.А. Лебедева. Методические рекомендации по предварительной оценке эффективности капитальных вложений в сооружение и усовершенствование теплоэнергетических установок. ВТИ. М. 1997.

73. А.И. Тутов, Н.А. Лебедева. Экспресс-метод малозатратной оценки эффективности решений, предлагаемых для использования в теплоэнергетике. Методические рекомендации. Отчет секции "Энергетика" Российской инженерной академии. М. 2001.

74. Методические рекомендации по оценке эффективности инвестиционных проектов. М. 2000.

75. Практические рекомендации по определению эффективности инвестиций в условиях рынка (современные методы оценки эффективности инвестиционных решений). РАН. Научный совет по проблеме "Экономическая эффективность капитального строительства". М. 1992.

76. H.G. Heitmann Praxis der kraftwerk-chemie. Vulkan-VERLAG-ESSEN 1986 r.тютШсшж фвдюащшш1. Ш «8 % Ш Шшщ тшт^шш Ш1. НЛ ИЗОБРЕТЕНИЕ2250430

77. СПОСОБ ПАРОКИСЛОРОДНОЙ ОЧИСТКИ и ПАССИВАЦИИ ПРОТОЧНОЙ ЧАСТИ ПАРОВОЙ1. ТУРБИНЫ

78. Патентообладатбхдь(ли): Открытое Акционерное Общество "Всероссийский теплотехнический научно-исследовательский институт (ВТИ) " (RU)1. Автор(ы): см. на обороте1. Заявка №2003131274

79. Приоритет изобретения 27 октября 2003 г.

80. Зарегистрировано и Государственном реестре изобретений Российской Федерации 20 апреля 2005 <?.

81. Срок действия патента истекает 27 октября 2023 г.,1. К» -vJ', /1. ТТТН

82. Руководитель Федер&пъпой службы по интеллектуальной собственности, патентам и товарным знакам1. Б Л. Симонов.

83. Кочка ротора н диски в камерах верхнего и нижнего теплофикационных отборов имеют гладкую серо-толубую поверхность.

84. В "целом, осмотр проточной чдогн турбнни показал, чю в результате проведении паро-киелородной обработки на поверхности (клшнныч деталей статора и |Х)тора проточной части гурбины t>6pawnxiuci. устойчивая •иицигная пленка.

85. От Липенкой/Т "')Ц-2: 11 а чал ьпик^£ J---- i-' 11олделкни Н.В.1. Начальник ХИ1. ОтВТМ: ('т.научн.еотр.1. Havm.coTp.1. Mfi.nav4ir.cojp:1. V/f"

86. Коррозионная стойкость поверхности металла указанных деталей высшая (по шкале коррозионной стойкости при исследовании капельным методом). Капля агрессивного раствора не изменяла свой цвет в течение 20 минут наблюдения.

87. Коррозионная стойкость, указанных поверхностей соответствует высшей степени устойчивости (более 15 минут наблюдения).

88. В целом, осмотр проточной части турбины показал, что в результате проведения паро-кислородной обработки >на поверхности основных деталей статора и ротора проточной части турбины образовалась устойчивая защитная пленка.