Проблема высоких термических напряжений очень тесно связана с проблемой соединения регенератора с корпусом ГТГ. Довольно интересное решение предлагает фирма Caterpillar Tractor Co (патент США класс 285/137R, № 4072327). Запатентованная конструкция фланцевого соединения допускает осевые и поперечные смещения. Осевое смещение соединений (например, при изменении температуры) допускается за счет податливости конических стенок трубопровода.

Наконец, вопрос компактности и простоты сборки регенератора, который каждая фирма решает по-своему. Так, например, фирма Вгеslа (Нидерланды) выпускает регенераторы в блочном виде, решая, таким образом, проблему агрегатно-узлового метода ремонта. Один блок соответствует ГТУ мощностью 11 МВт. Путем объединения нескольких блоков можно собрать ТОА для ГТУ мощностью 100МВт.

В то же время дочернее предприятие фирмы Westing House (США) в Германии Lohse Glong Inc. запатентовала конструкцию трубчатого противоточного ТО (патент Германии класс 17 F4101 № 1931489), в котором охлаждаемая среда перемещается по трубкам, представляющим собой многорядную спираль, расположенную внутри цилиндрического корпуса и навитую вокруг центральной трубы. Ряды спирали разделены листовыми сегментными перегородками, образующими спиральный канал, по которому подается хладагент. ТО, по утверждению разработчиков, отличается простотой изготовления и сборки.

По типу поверхности теплообмена регенераторы разделяются на пластинчатые и трубчатые. Выбор того или иного типа регенератора для каждой установки должен рассматриваться индивидуально, но зависит в той или иной степени от двух факторов:

а) внешних по отношению к ГТУ исходных данных;

б) технического совершенства характеристик элементов ГТУ. Внешние исходные данные - это, прежде всего стоимость топлива, удельная стоимость регенератора, стоимость сопутствующих капитальных вложений (транспортировка, объём строительно-монтажных работ), базовый и пиковый характер использования. Внутренние факторы - это, правильный учет или предсказание технических характеристик ГТУ: КПД турбомашины в регенеративном и безрегенеративном варианте, соотношение между гидравлическими сопротивлением и тепловой экономичностью регенератора, наличие и величина утечек воздуха, стабильность степени регенерации в процессе эксплуатации, ресурс ГПА и регенератора.

Рассмотрим некоторые из этих определений для пластинчатых и трубчатых регенераторов. На основе анализа зарубежного опыта и робот наших специалистов был сделан вывод, что основной недостаток у пластинчатых регенераторов - появление неплотностей в процессе эксплуатации. Обычно в этом случае возникают две ситуации:

а) периодичность и затраты на ремонт достаточно велики и экономически не оправдывают получаемые эффекты;

б) ремонтные работы в полной мере не обеспечивают получение исходных характеристик ГТУ или их восстановление носит кратковременный характер, то есть появляется плохая ремонтопригодность регенератора.

Чтобы увеличить срок службы регенератора необходима комбинация двух факторов:

а) увеличение времени пуска и нагрузки;

б) защита регенератора при останове от внешних условий. Трубчатые регенераторы в этом отношении лучше приспособлены к переменным термическим нагрузкам и, проигрывая пластинчатым в стоимости, массе и габаритах, привлекают потребителя (эксплутационщика) большой надёжностью и меньшими потребностями в ремонтном обслуживании. Таким образом, ввиду явного преимущества трубчатых регенераторов перед пластинчатыми выбираем трубчатый. Разработка таких регенераторов ведется и за рубежом и в России. В частности АО «Подольский машиностроительный завод» производит трубчатый регенератор типа РВП - 3600-02, предназначенный для реконструкции газотурбинных установок ГТК-10. Также заводом ведутся работы по разработке и подготовке производства регенераторов для установки ГТ-750-ОА2, а также ГТК 10И, ГТК-25И и др. Наиболее известные западные фирмы - разработчики трубчатых регенераторов - GEA (Германия) и Breda (Нидерланды).

Также следует отметить некоторые особенности такого регенератора: корпус является силовым, трубки диаметром 18 мм выполнены круглыми, гладкими, бесшовными и в трубных досках крепятся вальцовкой и сваркой.

2.2 Выбор параметров элементов регенератора

Рассчитаем диаметры трубопроводов для подвода воздуха от компрессора к регенератору и от регенератора к камере сгорания.

(2.1)

где: d - диаметр воздуховода, мм;

Gв - расход воздуха кг/с; GВ =40,45 кг/с;

W - скорость воздуха в патрубках, м/с;

св - плотность воздуха, кг/м3;

Расчитаем плотность воздуха

св = Рв / Rв * Tв (2.2)

где: Рв - давление воздуха на входе в регенератор, МПа;

Рв = 0,49 МПа;

Rв - газовая постоянная, Дж/кг*К; Rв=288 Дж/кг*К

Tв - температура воздуха на входе в регенератор, К;

Тв=473 К;

св = 0,49 106/288*473=3,6 кг/м3 .

По всему трубопроводу осевого компрессора - регенератора примем скорость течения воздуха 25 м/с. Согласно формуле (2.1) рассчитаем диаметр

м;

принимаем d=800 мм.

Расчет воздуховодов от регенератора к камере сгорания.

Твых- температура воздуха на выходе из регенератора, К;

Твых= 718 К;

Рвых - давление воздуха на выходе из регенератора, МПа;

Рвых= 0,409 МПа;

G - расход воздуха через компрессор, кг/с; G= 40,45 кг/с;

Rв - газовая постоянная , Дж/кг*К; Rв =288 Дж/кг*К;

W - скорость воздуха в патрубках, м/с; W= 25 м/с;

Рассчитаем плотность воздуха по формуле (2.2)

св = 0,409*106/288*718=1.98 кг/м3 .

и диаметр по формуле (2.1)

d = м ;

принимаем диаметр 1022 мм.

Рассчитаем длину и количество трубок. Учитывая стесненные условия, несущую способность фундаментов, определяем поверхность теплообмена

одной секции регенератора

F=1800 м2 .

По рекомендации [8] принимаем скорость движения газов 20 м/с. Из [8] определяем площадь S одного метра трубы диаметром 25 мм

S=0,079 м/м2 .

Найдем общую длину трубок:

L=F/S

L =1800/0,079=21784,81 м .

Определим расход газов через одну трубку при скорости 20 м/с

G=рd2сW/4

где : с - плотность газов, кг/м3; с = 0,776 кг/м3;

W - скорость газов, м/с; W= 20 м/с;

G=3,14*0,0252*0,776*20/4=0,0076 кг/с .

Определяем количество трубок

N=Vг/G

где: Vг- расход газов от ГТУ, м3/с; Vг = 41,65 м3/с;

N=41,65/0,0076=5480 шт.

Длина одной трубки

?=L/N

? =21784,81/5480=3,9 м.

Шаг трубной решетки принимаем равным 33 мм по рекомендации [8].

2.3 Расчет на прочность

Исходные данные для расчета

Материалы

Физико-механические характеристики материалов, применяемых в аппарате, приняты в соответствии с государственными стандартами. Недостающие физико-механические характеристики приняты в соответствии с [6].

Таблица 2.1 Физико-механические характеристики материалов

Элементы	Марка материалов	Т, 0 С	Rтро, 2,Мпа	Rтm, МПа	E-10, МПа	б*106 1/град
1	2	3	4	5	6	7
Конус входной, обечайка корпуса, патрубок отвода воздуха (лист), S=8,16 мм	Ст 12ХМ ГОСТ 5520-79	20 400 445	245 196 186	431	210 185 180	11.5 13.6 13.8
Обечайка камеры выходной, обечайки корпуса, патрубок подвода воздуха, ребра опорные (лист), S=8,16 мм	Ст 16ГС ГОСТ 5520-79	20 200 370	315 245 166	480	210 200 190	11.5 12.5 13.4
Опора (плиты опорные) (лист), S=25 мм	Ст 16ГС ГОСТ 5520-79	20	295	470	210	11.5
Обечайки корпуса (лист), S=12 мм	Ст 09Г2С ГОСТ 5520-79	20 400	325 157	470	210 185	11.5 13.6
Патрубки (круг)	Ст 20 ГОСТ 1050-88	20	245	410	200	11.5
Труба теплообменная 25*1 мм (труба)	Ст 15ХМ ГОСТ 8733-74	20 200 250 300 350 400 450 500	226 228 228 220 213 205	431 430 437 445 442 426	210 200 197 195 190 185 180 175	11.5 12.5 12.8 13.1 13.4 13.6 13.8 14.0
Фланец на входе воздуха, поковка кп 245, гр VI	Ст 16ГС ГОСТ 479-70	20 100 150 200 250 300 350	245 235 226 216 216 196 177	470 392 373	210 205 202 200 197 195 190	11.5 11.9 12.2 12.5 12.8 13.1 13.4

- величины получены интерполированием

Допускаемые напряжения

Допускаемые напряжения для материалов согласно [6] определяют как

[у]=min (Rтe или Rт po,2/nT;Rтm/nb)

Где nт = 1.5,

nb = 2,4 для расчетного режима гидроиспытания,

nт = 2 для элементов крепежа;

Расчетные группы категорий напряжений согласно [6] не должны превышать значений:

в расчетном режиме - (у)Rmax ? [у] -напряжение растяжения-сжатия;

(у)Rmax ? 1.3 [у] - напряжение изгиба, МПа;

Величины расчетных групп категорий напряжений для элементов конструкции приведены в табл.2.2., для элементов крепежа - в табл.2.3.

Таблица 2.2 Расчетные группы категорий напряжений

Материал	Расчетный режим
	T, 0C	[у],МПа	1.3[у],МПа
1	2	3	4
Ст 12ХМ (лист), S=8,16 мм ГОСТ 5520-79	20 445 500 520 550	163 124* 96* 69* 41*	212 161 125 90 53
Ст 16ГС (лист),S=8,16 мм ГОСТ 5520-79	20 200 370 445	200 163 111 74*	260 212 144 96
Ст 16ГС ( лист ),S=25 мм ГОСТ 5520-79	20 455	196 74*	255 96
Ст 9Г2С ( лист ),S=12 мм ГОСТ 5520-79	20 445	196 74*	255 96
Ст 20 ( круг ) ГОСТ 1050-88	20 445	163 64*	212 83
Ст 12ХМ ( поковка ) ГОСТ 8479-70	20 470	163 120	212 156
Ст 16ГС ( поковка ) ГОСТ 8479-70	20 200	163 144	212 187
Ст 15ХМ ( труба ),25*1 ГОСТ 8733-74	20 550	150 49*	195

* - величины взяты из [6]

Таблица 2.3 Расчетные группы категорий напряжений для элементов крепежа

Материал	т,°С	[у]w,МПа	фw=0.25* Rт po,2,МПа	0.7* Rт po,2, МПа
Ст 20Х1М1Ф1ТР, ( круг )	20 200 300 450 500 550	333 313 284 240 195 105	166 156 142 120 97 52	466

Расчетные параметры

Расчетные параметры в аппарате приведены в табл.2.4.

Таблица 2.4

Наименование	Трубное пространство	Межтрубное пространство
Максимальное рабочее абсолютное давление, МПа	0.105	0.49
Максимальная рабочая температура,°С	550	445
Абсолютное давление на входе МПа	0.105	0.43
Рабочая температура, не более на входе,°С	520	200
Число циклов нагружения секции за весь срок службы, не более	1000

Температура и давление гидроиспытания вычислены в [11] и составляют

Th = 5...40 0C, Ph = 0.78 МПа ( 8.0 кгс/мм2 )

Методика расчета

Выбор основных размеров элементов регенератора проведен согласно [6] по программе [10].

Поверочный расчет камер входной и выходной проведен по программе, реализующей метод конечных элементов для пространственных конструкций. В качестве базовых конечных элементов приняты четырехузловые плоские конечные элементы с шестью степенями свободы в каждом узле (три перемещения и три угла поворота ).

Поверочный расчет элементов регенератора

Камера входная

Расчетная схема камеры входной/включающей конус входной и патрубок выхода воздуха приведена на рис.1 (приложение 2) В месте сварки конуса с трубной доской задано условие закрепления ( UX=UY=UZ=RX=RY=RZ=0 ),по внутренней кромке обечайки патрубка выхода воздуха задано условие шарнирного закрепления ( UX=UY=UZ=0 ). Давление в патрубке Р = 0.39 МПа. Нагрузки, передаваемые трубопроводом отвода воздуха (с учетом монтажной растяжки в рабочем состоянии), взяты из [12] и приложены к патрубку выхода воздуха.

Максимальное напряжение в патрубке выхода воздуха возникает в элементе 49 ( Приложение 2 ).

уmax = 119.0 МПа < 1.3 [у]500 = 125.0 МПа.

Максимальное напряжение в конусе входном возникает в элементе 144 (Приложение 2).

уmax = 79.1 МПа < 1.3[у] 520 = 90.0 МПа.

Статическая прочность камеры входной обеспечена.

Камера выходная в сборе

Расчетная схема камеры выходной, включающей конус выходной и патрубок входа воздуха приведена в Приложении 4. В месте сварки конуса с трубной доской задано условие закрепления ( UX=UY=UZ=RX=RY=RZ=0 ),по внутренней кромке обечайки патрубка входа воздуха задано условие шарнирного закрепления ( UX=UY=UZ=0 ). Давление в патрубке Р = 0.39 МПа. Нагрузки, передаваемые трубопроводом подвода воздуха ( с учетом монтажной растяжки в рабочем состоянии ), взяты из [12] и приложены к патрубку входа воздуха. Максимальное напряжение в патрубке входа воздуха

уmax = 32.4 МПа < 1.3 [у]370= 144.0 МПа.

Максимальное напряжение в конусе выходном

уmax = 29.3 МПа < 1.3[у ] = 144.0 МПа.

Статическая прочность камеры выходной обеспечена.

Подводящий газоход к секции регенератора РГУ-1800-01 имеет конструкцию, аналогичную подводящему газоходу к секции регенератора РГУ-1800, расчет прочности элементов которого приведен в [12].

Трубопровод отвода воздуха от секции регенератора РГУ-1800-01 имеет конструкцию/аналогичную трубопроводу отвода воздуха от секции регенератора РГУ-1800, расчет прочности элементов которого приведен в [12].

Трубопровод подвода воздуха к секции регенератора РГУ-1800-01 отличается от трубопровода подвода воздуха к секции регенератора РГУ-1800 тем, что он имеет меньшую длину, на участке от зеркала фланца до продольной оси трубопровода (на 90 мм). Такое отклонение от геометрических параметров расчетной схемы [12] существенно не влияет на результаты расчета напряженного состояния, приведенные в [12].

В данной работе также выполнен поверочный расчет элементов отводящего газоходa.

Исходные данные для расчета.

Материалы

Физико-механические характеристики материалов, применяемых в трубопроводах, приняты в соответствии с государственными стандартами и приведены в табл.2.5. Недостающие физико-механические характеристики, приняты в соответствии с [6]

Таблица 2.5

Физико-механические характеристики материлов элементов	Марка материала	Т,0С	Rтpo,2, МПа	Rтm, МПа	Е*10-7 Мпа	б*106 1/ град
Обечайка, переходник (лист, S = 8 мм)	Ст. 16ГС ГОСТ 5520-79	20 370	325 168*	490	210 188*	11.5 13.5*
Компенсатор прямоугольный (лист, S = 2 мм)	K350B-5-III-H-20 ГОСТ 16523-89	20 375	220** 147**	350 410**	200 173*	11.5 13.5*

* - величины полученные интерполированием

** - величины взяты из [6]

Допускаемые напряжения

Допускаемые напряжения для материалов, согласно [6], определяют как

[у]=min (Rтe или Rт po,2/nT;Rтm/nb),

где nт = 1.5,

nb = 2,4 для расчетного режима.

Расчетные группы категорий напряжений не должны превышать значений:

(у)R max < [у] - напряжение растяжения-сжатия;

(у ) max < l,3[у] - напряжение изгиба;

(у)Rv ? ( 2.5 *- Rтpo,2/Rт m )Rтpo,2, но не более min{ 2Rтpo/2;Rтm }. Величины расчетных групп категорий напряжений приведены в табл.2.6.

Таблица 2.6

Материал	Т, 0С	[у], МПа	1.3[у], МПа	(у)Rv = ( 2 . 5-Pтpo,2/ Rтm) Rтpo,2, но не более min{2Rтpo/2;Rтm }
Ст 16ГС ГОСТ 5520-79 (лист/S = 8 мм)	20 370	204 112	265 144
Ст 20 K350B-5-III-H ГОСТ 16523-89 (лист,S = 2 мм)	20 370	146 98	190 127	350 294

Расчетные параметры

Расчетные параметры в трубопроводах приведены табл.2.7.

Таблица 2.7

Наименование	Трубное пространство	Межтрубное пространство
Среда	Продукты сгорания	Воздух
Максимальная рабочая температура, на входе,°С на выходе,°С	550 370	200 445
Расчетное давление (изб.), МПа	0.006	0.4

Температура и давление гидроиспытания

Температура и давление гидроиспытания вычислены в [12] и составляют

Т = 5…40 0С, Ph = 0.78 МПа (8 кгс/мм2 ).

Методика расчета

Расчет по выбору основных размеров элементов трубопроводов четырехузловые плоские проведен в соответствии с [6] с использованием программы [10].

Поверочный расчет элементов трубопроводов выполнен по программе, реализующей метод конечных элементов для расчета пластинчатых пространственных конструкций. В качестве базовых конечных элементов приняты элементы с шестью степенями свободы в каждом узле (три перемещения и три угла поворота).

Выбор размеров

Обечайка

Внутренний диаметр D = 808.0 мм

Толщина стенки S = 8.0 ну,

Прибавки к толщине стенки С11 = 0.8 мм, С12 = 0.0 мм

С2.= 1,0 мм, С=С11+С12+С2 =1.8 мм

Расчетное давление Р = 0,4 Мпа

Допускаемое напряжение [у] v- 163.0 МПа

Материал обечайки 16ГС

Расчетная температура Т = 200.0 0С

Нач. значение коэффициента снижения прочности FI = 1.0

Зона влияния сварных швов на FI патрубков L = 50.0 мм

Расчетная толщина обечайки при FI = 1.0

с учетом прибавок S = 2,79 мм

Поверочный расчет элементов трубопроводов.

Переходник

Расчетная схема переходника представлена в Приложении 5 Конструкция смоделирована четкрехузловымми конечными элементами. В месте соединения переходника с регенератором задано условие шарнирного закрепления (UZ=0). Внутреннее давление в переходнике Р = 0.006 МПа.

уmax =68.5 МПа < 1.3[у]370 = 144.0 МПа.

Условие статической прочности выполнено.

Компенсатор

Расчетная схема прямоугольного компенсатора представлена в Приложении 6. Компенсатор смоделирован плоскими четырехугольными конечными элементами. По одной из кромок расчетной схемы компенсатора задано условие шарнирного закрепления (U2 = 0).Компенсатор находится под действием внутреннего давления Р = 0.006 МПа и температурного расширения, вычисленного по формуле:

?L =б*L*T

?L = 13.48*10-6 4.355*370 = 0.02172 м 22 мм,

где б - температурный коэффициент линейного расширения;

L - расстояние от неподвижной опоры регенератора до оси дымовой трубы, мм;

Т - температура в компенсаторе (максимальная рабочая температура в утилизаторе), оС.

Монтажная растяжка компенсатора принята равной 10 мм, в этом случае компенсатор принимает на себя 12 мм сжатия от температурного расширения газохода.

Расчет проведен для трех режимов нагружения компенсатора: от давления, от монтажной растяжки на 10 мм и от давления и температурного расширения с учетом монтажной растяжки на 10 мм (сжатие компенсатора на 12 мм).

Максимальное напряжение возникает:

уmax = 57.7 МПа < 1.3[у ] = 127.0 МПа;

от монтажной растяжки на 10 мм в элементе 315

уmax = 213.0 МПа < (уmax )тRv = 350.0 МПа;

от давления и сжатия на 12 мм в элементе 315

уmax = 264.0 МПа < (у )370Rv= 294.0 МПа.

Статическая прочность прямоугольного компенсатора обеспечена.

2.4 Описание конструкции и монтаж регенератора

газотурбинный агрегат регенератор пластинчатый трубчатый

Основные конструктивные и расчетные характеристики приведены для одной секции регенератора.

Основные конструктивные параметры секции регенератора приведены в таблице 2.8

Таблица 2.8 Конструктивные параметры

Наименование параметра	Обозначение	Величина
Диаметр и толщина корпуса, мм	ДхS	13214х12
Диаметр и толщина гладких теплообменных труб, мм	dxS	25х1
Количество теплообменных труб, шт., не менее	n	5508
Длина труб, мм	L	3500
Шаг трубной решетки, мм	S	33
Материал труб		15ХМ
Толщина перегородок. мм	S	10
Диаметр и толщина воздушных патрубков, мм	ДхS	824х8

Расчетные номинальные параметры воздуха и продуктов сгорания секции регенератора приведены в табл.2.9.

Таблица 2.9

Наименование показателя	Величина
	Межтрубное пространство	Трубное пространство
Среда	Воздух	Продукты сгорания
Давление рабочее, МПа (изб.)	0,33	0,006
Расчетное давлен не, (изб.)МПа	0,39	0,006
Рабочая температура, оС не более
вход	200	520
выход	433.5	302
Расход (на одну секцию), кг/с	40,25	41,65
Степень регенерации не менее	0.73...0.74*
Суммарное относительное аэро- динамическое сопротивление, % не более	5,5
Число циклов (пуск-останов) секции за весь срок службы, не более	1000

В конструкции регенератора применяются стали перлитного и хромомолибденового классов.

Конструкция регенератора обеспечивает:

1) доступ к трубным доскам через люки-лазы в камерах подвода и отвода продуктов сгорания;

2) опорожнение и свободный сток в горизонтальном положении при изготовлении и эксплуатации.

Применяемые материалы, качество изготовления и конструкция регенератора обеспечивают работу в течение всего срока службы, при условии соблюдения требований настоящего «Технического описания и инструкции по эксплуатации» и «Технического задания».

Полный ресурс регенератора-100 тыс. часов.

Расчетный срок службы -15 лет.

Регенератор должен быть гидроиспытан по межтрубному пространству. Давление гидроиспытании (пневмоиспытаний ) по межтрубному пространству должно быть не более 0,78 МПа (8,0 кгс/см2), температура воды(+5 ...+40)°С Количество испытании на заводе и в эксплуатации - не более 10.

После проведения гидравлических испытаний обеспечить слив воды из полостей секции регенератора при всех снятых колпачковых гайках дренажных трубок линзовых компенсаторов и заглушках.

Устройство изделия.

Регенератор состоит из 2-х секций с присоединяемыми трубопроводами (до здания компрессорной станции). Секция регенератора посредством фланцевых соединений присоединяется к поставляемым в комплекте газоходам и воздуховодам до здания компрессорной станции и далее к существующим газоходу и воздуховодам ГТК-10-4. Компенсатор газохода устанавливается внутри здания компрессорной станции.

После регенератора устанавливается утилизационный полнопоточный теплообменник мощностью 1.5 МВт с шибером и с газоходами.

Секция регенератора представляет собой горизонтальный теплообмен-ный аппарат кожухотрубного типа с линзовым компенсатором на корпусе.

Для подогрева воздуха, проходящего в межтрубном пространстве, используется тепло продуктов сгорания газотурбинных газоперекачивающих агрегатов типа ГТК-10-4. Продукты сгорания проходят по трубному пространству секции регенератора.

Поверхность теплообмена секции регенератора выполнена из 5508 труб с интенсификаторами теплообмена Ш25х1 мм из стали 15ХМ ГОСТ 8733-74.

Теплообменные трубы расположены по равностороннему треугольнику с шагом 33 мм. Концы труб закреплены в трубных досках при помощи вальцовки и сварки. Трубная доска входной камеры изготовлена из стали 12ХМ ТУ 302.02.031-89, трубная доска выходной камеры- из стали 22К ТУ 02.02.092-92. Положение труб в осесимметричном трубном пучке фиксируется кольцевыми и дисковыми перегородками, организующими четырехходовое поперечное обтекание теплообменых труб. Перегородки выполнены из стали 16ГС ГОСТ 5520-79 и закреплены на 18-ти маячных стержнях Ш20 мм из стали 20 ГОСТ 1050-88.

Kopnyc секции регенератора выполнен из обечаек с наружным диаметром 3214 мм с толщиной стенки 12мм из стали 09Г2С, 16ГС ГОСТ 5520-79. К обечайкам корпуса приварены трубные доски, к которым приварены камеры подвода и отвода продуктов сгорания. Для обеспечения компенсации разницы температурных линейных расширении по длине корпуса и труб на корпусе установлен 3-х линзовый компенсатор толщиной 8 мм из стали 20К ГОСТ 5520-79.

Камера подвода продуктов сгорания представляет собой коническую обечайку с толщиной стенки S мм, выполненную из стали 12ХМ ГОСТ5520-79.

Камера отвода продуктов сгорания представляет собой коническую обечайку с толщиной стенки 8 мм, выполненную из стали 16ГС ГОСТ 5520-79.

Для обеспечения осмотра и ремонта узлов соединения "труба-трубная доска" в камерах подвода и отвода продуктов сгорания установлены люки-лазы Ду 600 мм, крышки которых снабжены поворотным устройством.

Для компенсации разницы температурных расширений на трубопроводах подвода и отвода воздуха установлены линзовые компенсаторы толщиной 6 мм, выполненные из стали 16ГС ГОСТ 5520-79 (подвод воздуха) и 12ХМ ГОСТ 5520-79 (отвод воздуха).

Для подьема и строповки при установке секции регенератора на монтаже имеются четыре уха.

Полость по межтрубному пространству снабжена воздушниками и дренажами, используемыми при проведении гидравлических испытаний . Необходимо обеспечить сохранность дренажных штуцеров на компенсаторе от механических повреждений.

На корпусе аппарата имеются скобы для крепления теплоизоляции.

Секция регенератора имеет две опоры, воспринимающие весовые нагрузки. Имеется одна неподвижная опора - для фиксирования положения секции регенератора. Вторая опора подвижная - для обеспечения свободы перемещения от температурных расширений.

Размещение и монтаж.

Размещение и монтаж секции регенератора должны осуществляться в сответствии с технологией, разработанной монтажной opганизацией, требованиями рабочих чертежей н настоящими указаниями. Размещение аппарата должно обеспечить возможность его осмотра, ремонта и очистки трубной системы.

Перед монтажом необходимо:

а) подробно ознакомиться с технической документацией на регенератор;

б) проверить комплектность поставки;

в) провести внешний осмотр, секций регенератора с целью выявления мест возможных повреждений, связанных с транспортированием:

г) проверить наличие и целостность заглушек на патрубках;

д) проверить габаритные и присоединительные размеры;

е) проверить размеры элементов опорной конструкции, на которых устанавливают секцию регенератора;

ж) транспортировать секции регенератора от места хранения до места монтажа в соответствии с проектом организации монтажных paбот..

Для строповки секции регенератора использовать уши. При разгрузке секция должна перемещаться и опускаться плавно, удары не допускаются.

Монтаж аппарата.

Монтаж регенератора должен проводиться в соответствии с проектом организации монтажных работ при соблюдении положениий и инструкций по технике безопасности, действующих на объекте

Произвести расконсервацию крепежа, снять технологические заглушки. Секции регенератора имеют исполнения, отличающиеся расположением патрубков.

Перед монтажом секции утилизатора произвести монтаж рамы опорной, удалить лишнюю смазку с опор секции.

Секцию регенератора плавно опустить на двух опорах в (горизонтальном положении и установить на опорные металлоконструкции. Совместить отверстия опор секции с отверстиями опорных металлоконструкций.

Установить крепеж. Затянуть гайки неподвижной опоры.

Затянуть гайки подвижной опоры, а затем, в целях обеспечения необходимой подвижности для обеспечения температурных расширений, отпустить гайки на 90 ° и раскернить в месте соединения болта и гайки.

Подъем секции осуществлять с помощью крана за транспортировочные уши, соблюдая технику безопасности при подъеме.

При монтажных работах необходимо обеспечить сохранность дренажных штуцеров.

Секции регенератора и трубопроводы теплоизолировать в соответствии с проектом установки теплоизоляции. Изоляция должна выполняться съемной, крепления выполнять за скобы.

2.5 Эксплуатация регенератора

Перед пуском произвести внешний осмотр секции, опор для определения их исправности и готовности к пуску и проверку приборов, контролирующих работу регенератора, с составлением акта проверки.

Расконсервацию внутренних полостей секции регенератора от моноэтаноламина производить (по 600-4864ИК) продувкой законсервированных полостей горячим воздухом или горячими продуктами сгорания газа с температурой 300 OC в течение 30-60 минут.

В исключительных случаях по согласованию с разработчиком, допускается расконсервацию от МЭА перед пуском в эксплуатацию не производить. Ввиду горючести моноэтаноламина пуск производить со строжайшим соблюдением правил техники безопасности, не допуская попадания открытого огня на законсервированные МЭА поверхности. Температура самовоспламенения моноэтаноломима 450 0 С.

Режим использования регенератора - базовый: среднегодовой коэффициент использования (по времени) не более 80 %,число пусков ГПА в год не более 50.

Регенератор предназначен для работы в макроклиматических районах с умеренным климатом. Климатическое исполнение "УХЛ " (установка на открытом воздухе при температуре от +45° С до -55 °С), категория перемещения 1 по ГОСТ 15150-69.

Время запуска агрегата до режима холостого хода (нижний предел регулируемых оборотов силовой турбины- 20-30 мин. График изменения температуры продуктов сгорания после турбины (перед регенератором) при пуске и нагружении:

- увеличение температуры до величины не более 120°С в течении 2-5 минут;

- увеличение температуры с темпом 20-25 °С/мин в течении 7-9 мин;

- выдержка на режиме холостого хода в течении 1-2 мин.;

- нагружение агрегата с темпом 10°С / мин. Примечание: Температура продуктов сгорания за турбиной (перед регенератором) на режиме холостого хода составляет величины, указанные в табл. 2.10.

Таблица 2.10

Температура атмосферного воздуха, 0С	Предельно допустимая температура за турбиной, 0С
Минус 30	320
Минус 15	330
0	355
15	390
25	455
40	490

Состав продуктов сгорания после турбины ГТУ:

СО2 - 1,0-1,5 %;

О2 - 8-20%;

СО - 0,01-0,02%;

СН4 и Н2 - следы;

N2-остальнoe ;

- коэффициент избытка воздуха -5-7;

- содержание оксидов азота - не более 220мг/м3.

Остаточная запыленность сжатого воздуха после компрессора ГТУ не более 0,3 мг/мЗ (при этом концентрация пыли с размерами частиц не более 20 мкм не выше 0,03 мг/м3; допускается кратковременная концентрация пыли до 5 мг/мЗ с частицами размером не более 30 мкм (не более 100 ч в год).

Секции генератора допускают очистку внутри трубного пространства от возможных отложений механическим способом и обдувку сжатым воздухом.

Работу регенератора должны контролировать следующие приборы:

1) для измерения давления межтрубного пространства;

2) для измерения температуры сред на входе и на выходе межтрубного и на входе трубного пространства;

Обслуживающий персонал должен следить за состоянием тепловой изоляции и не допускать ее разрушения. При эксплуатации должно быть обеспечено свободное перемещение подвижной опоры секции регенератора, которое необходимо периодически визуально проверять.

В процессе работы регенератора не требуется техническое обслуживание.

Bo время планово-предупредительных ремонтов необходимо производить внешний осмотр и периодический контроль плотности не реже 1 раза в 3 года.

К обслуживанию могут быть допущены лица не моложе 18 лет, прошедшие медицинское освидетельствование и профессиональную подготовку.

Техническое освидетельствование проводить 1 раз в четыре года, гидравлические или пневматические испытания пробным давлением один раз в 8 лет.

Перемещение подвижной опоры контролировать при пусках и остановах. Периодичность контроля перемещения подвижной опоры - не менее 1 раза в год.

Характерные неисправности и методы их устранения

Перечень возможных неисправностей приведен в табл.2.11.

Таблица 2.11

Наименование неисправностей	Вероятная величина	Методы устранения
Потеря плотности между средами	Неплотность заделки труб в трубные доски	Заварить дефектное место
	Неплотность собственно трубы	Заглушить дефектную трубу с двух сторон
Потеря плотности регенератора	Ослаблено разъемное соединение	Затянуть гайки
	Потеря упругих свойств прокладки	Заменить прокладку

Ремонт выполняется персоналом, имеющим соответствующую квалификацию и ознакомленным с настоящей инструкцией.

Перед остановом на ремонт провести общий осмотр регенератора, зафиксировать параметры работы установки по приборам.

Осмотр, ремонт проводить при отключенном регенераторе и всей установки.

Провести проверку плотности регенератора по межтрубному пространству с целью установления наличия неплотностей и мест их распространения.

При проведении ремонтных работ соблюдать необходимые требования по чистоте, исключающие попадание пыли, грязи, посторонних предметов в трубное и межтрубное пространства.

Секции регенератора при необходимости должны быть обеспечены площадками обслуживания с ограждениями необходимыми для безопасного ведения работ.

Ремонт регенератора должен производиться по технологии, разработанной в соответствии с настоящей инструкцией.

Для осмотра и проведения ремонта имеются люки-лазы в камерах входа и выхода продуктов сгорания. Перед осмотром и проведением ремонта должна быть обеспечена вентиляция внутренних полостей регенератора в соответствии с требованиями техники безопасности.

Ремонт регенератора, связанный с устранением неплотности в трубном пространстве , необходимо проводить в следующем порядке:

1) открыть люки-лазы в камерах подвода и отвода продуктов сгорания.

2) установить технологические заглушки на трубопроводах подвода и отвода воздуха в наиболее доступных местах;

3) собрать схему для создания избыточного давления в межтрубном пространстве с подключением к линии сжатого воздуха.

4) для контроля неплотности создать небольшое избыточное давление воздуха в межтрубном пространстве не более Ризб.=0,2...0,5 кгс/см2;

5) рекомендуется первоначально на ощупь, с использованием бумажных лепестков, путем обмыливания или другим способом целить наличие течей.

В случае обнаружения течи, с помощью технологических пробок, соблюдая меры техники безопасности, уточнить конкретное место дефекта - сварной шов или собственно труба, при этом поверхность противоположной трубной доски закрыть бумагой, пленкой или другим аналогичным материалом с целью исключения влияния естественной тяги через трубы. Места, подлежащие ремонту, отметить мелом, снять давление;

6) отремонтировать дефектное место (заглушить с двух сторон дефектную трубу подварить дефектный шов), повторить проверку.

7) закрыть люки - лазы, предварительно убедившись в отсутствии посторонних предметов.

Устранение неплотностей.

1) Неплотность, расположенная в сварном шве, устраняется путем зачиски шва и обваркой ручной - дуговой сваркой с присадочной проволокой: для трубной доски со стороны выхода продуктов сгорания - Св-08ГС2С ГОСТ 2246-70, для трубной доски со стороны входа продуктов сгорания -Св-08ХМ ГОСТ 2246-70. Допускается газовая сварка с применением той же присадочной проволоки.

2) Неплотность, расположенная в трубе, устраняется следующим образом: концы неплотной трубы с двух концов высверливаются на глубину 40 мм. В отверстия устанавливаются заглушки и обвариваются в соответствии с предыдущим пунктом.

Контроль сварного шва - внешним осмотром и измерениями. Нормы оценки по ОСТ 26 291-94 для группы сосуда 2. Допускается глушить до 25 труб, при необходимости глушения большего количества обеспечить согласование с разработчиком.

При проведении ремонтных работ кроме момента поиска течей необходимо обеспечить вентиляцию внутренних поверхностей аппарата, доступ во внутренние полости разрешается после его расхолаживания.

После проведения ремонта регенератор подвергнуть пневмо-испытаниям по межтрубному пространству по инструкции, утвержденной главным инженером КС (с обеспечением необходимых мер безопасности).

Уплотнение фланцевых соединений осуществить с использованием новых прокладок. Установка прокладок, бывших в употреблении, не допускается.

Ремонтные операции и результаты испытаний занести в паспорт на изделие.

Проверку плотности поверхности нагрева регенератора по межтрубному пространству в процессе эксплуатации проводить после 1 года эксплуатации и затем через каждые 3 года, совмещая проверку плотности с ремонтом установки.

Визуальный осмотр в доступных местах элементов регенератора с внутренней стороны камер подвода и отвода продуктов сгорания проводить не реже одного раза в год.

Требования безопасности.

При монтаже, эксплуатации, ремонте регенератора должны выполняться требования безопасности в соответствии с требованиями настоящего технического описания и инструкции по эксплуатации, технического задания, правил и инструкции по производственной санитарии СН 245-71 и технике безопасности, действующей на объекте.

Обслуживающий персонал должен пройти соответствующее обучение и иметь разрешение на эксплуатацию указанного оборудования.

В процессе изготовления регенератора должны выполняться действующие на предприятии-изготовителе правила и инструкции по прочувственной санитарии и технике безопасности.

Ввод регенератора в работу и дальнейшая его эксплуатация не допускается при неисправных контрольно-измерительных приборах и защитных устройств технической системы.

При проведении испытаний соблюдать требования техники безопасности в соответствии с инструкцией утвержденной Главным инженером предприятия.3апрещается затягивание фланцевых соединений, находящихся под давлением.

При проведении ремонтных работ должны быть установлены площадки обслуживания с перилами и лестницы для обеспечения доступа к люкам-лазам.

2.6 Вывод из ремонта ГГПА

Все работы по ремонту агрегата производятся только по технологии, разработанной заводом- изготовителем ГПА. Конструктивные изменения основного оборудования, изменение технологических и принципиальных схем агрегата во время ремонта могут производиться по согласованию с заводом изготовителем.[7]

В процессе ремонта ГПА, начальник КС или инженер по ремонту производят приемку из ремонта отдельных отремонтированных узлов вспомогательных механизмов с оформлением соответствующих актов и формуляров.

Перед сборкой ГПА рабочие поверхности деталей, воздушные и масляные каналы должны быть очищены, промыты и продуты сжатым воздухом, трущиеся поверхности притерты и смазаны маслом, используемым в маслосистеме ГПА. Узлы необходимо собирать согласно маркировке с установкой только отремонтированных деталей. Для предохранения резьбы крепежа турбины от пригорания можно использовать специальные составы на основе порошка дисульфид молибдена или серебристого графита. Перед нанесением состава резьбовая поверхность должна быть очищена и обезжирена бензином или ацетоном. Состав необходимо наносить мягкой льняной тряпкой до получения равного тонкого слоя. Для предохранения вкладышей от ржавчины и обойм лабиринтовых уплотнений от пригорания их контактируемые поверхности рекомендуется натирать сухим графитом.[7]

При сборке резьбовых соединений для обеспечения прилегаемости стыков и сохранения целостности резьбы необходимо выполнять следующие правила:

* использовать крепеж только с исправной резьбой;

* в целях избежания пригорания не применять смазку резьбы маслом или составом, разведенном на олифе;

* не допускать люфта резьбовых соединений;

* затяжку производить последовательным обходом диаметрально противоположных болтов и шпилек;

* крутящий момент, приложенный при затяжке к болту или шпильке, должен вызывать в них напряжение не более (0,5-0,6) g , где g - предел текучести, [7];

* торцы гаек должны быть перпендикулярны резьбе и параллельны фланцам;

* шпильки должны заворачиваться до упора торцевой части и не до конца резьбовой части, если резьбовая вворачиваемая часть шпильки окажется короче глубины резьбовой части фланца необходимо в отверстие положить круглую шайбу;

* при сборке фланцев трубопроводов необходимо обеспечить их соосность и параллельность, причем площадь прилегания торцевых поверхностей по краске не должна быть не менее 70%;

* для обеспечения герметичности разъемов необходимо применять уплотняющие составы и материалы.

Начинать и заканчивать работу по сборке узлов должен один исполнитель. Объем контрольных измерений зазоров и натягов при сборе должен соответствовать объему измерений при разборке.

Сборку турбины и компрессора необходимо выполнять в такой последовательности:

* установить нижние половины обойм лабиринтовых уплотнений, вкладышей;

* плавающие кольца главного масляного насоса и импеллера, обоймы масляных уплотнений;

* уложить роторы согласно карте технологического процесса, соблюдая при этом все размерные цепи;

* установить нижние половины колец с рабочими и установочными колодками;

* установить верхние половины вкладышей и кольца с колодками упорного подшипника;

* поставить установочные штифты и обтянуть крепеж;

* установить в крышке подшипников верхние обоймы масляных уплотнений и закрыть подшипники крышками;

* установить верхние половины обойм лабиринтных уплотнений, поставить установочные штифты, обтянуть крепеж;

* перед закрытием турбины и компрессора для проверки отсутствия задеваний провернуть ротор;

* после нанесения мастики закрыть крышки корпусов;

* по направляющим стойкам опустить крышку, оставляя 3-5 мм до нижнего разъема, установить контрольные штифты.

При сборке нагнетателя следует обратить особое внимание на установку торцевых уплотнений и подшипников, проверку осевого разбега ротора.

Вывод агрегата из ремонта и приемка его в эксплуатацию производит комиссия в полном соответствии с положением о планово- предупредительном ремонте ГПА. Перед пуском агрегата в работу проверяется вся ремонтная документация: данные ремонтных формуляров, наличие актов на закрытие агрегата и его узлов, на осмотр и очистку воздушного и газового трактов, на опрессовку системы регулирования и маслоснабжения ГПА, а также системы уплотнения центробежного нагнетателя. Проверяются установочные величины системы регулирования и защит, проводится контрольный анализ масла.

Перед пуском агрегата в работу необходимо провести:

* осмотр воздухозаборной камеры с целью проверки отсутствия в ней посторонних предметов;

* проверку положений запорной арматуры, подвергшейся открытию или закрытию во время ремонта, а также заполнение гидросистем кранов гидравлической жидкостью;

* проверку действия и включение всех контрольно-измерительных приборов, систем автоматики, аварийной и предупредительной сигнализации с оформлением протокола проверки;

* проверку пусковых, резервных, аварийных и уплотнительных насосов, а также устройств их автоматического включения и соответствия давления масла в системе величинам, указанным в инструкции завода изготовителя;

* проверку работы регулятора перепада давления «масло- газ» совместно с проверкой кранов «гитары» и заполнением контура нагнетателя;

* осмотр системы маслоснабжения агрегата.

Особый контроль при пуске ГПА после его ремонта уделяется:

* системе маслоснабжения агрегата;

* узлам системы регулирования и их взаимодействию;

* механическим задеваниям в узлах и проточных частях ГПА;

* уровню вибрации узлов агрегата;

* тепловому расширению корпусов ГПА;

* работе подшипников;

* наличию утечек воздуха, продуктов сгорания и масла.

После обкатки ГПА при отсутствии дефектов и соответствии его параметров техническим условиям завода- изготовителя производится приемка агрегата в эксплуатацию. Качество проведенного ремонта ГПА оценивают по таким критериям, как приведенная мощность ГПА, коэффициент полезного действия, вибрационное состояние агрегата. Одновременно на отремонтированном ГПА должны быть устранены все имевшиеся до ремонта дефекты.

После приемки агрегат проверяется в работе непрерывно под нагрузкой в течение 72 ч, после чего дается предварительная оценка качества проведенного ремонта. Если в процессе этой работы обнаруживаются какие-либо дефекты, ремонт считается незаконченным. Дефекты устраняются, после чего ГПА вновь проверяется в работе под нагрузкой в течение 24 ч.

В течение месяца работы под нагрузкой, после приемки агрегата из ремонта должны быть проведены эксплуатационные испытания ГПА, в результате которых необходимо определить его основные входные показатели (мощность, КПД), сравнить их с соответствующими показателями агрегата до проведения ремонта и на основании этого сделать оценку качества проведенного ремонта.

2.7 Расчёт технического состояния ГТК-10-4 ст. №21 после ремонта

Расчет производим по той же методике из [2],что и до ремонта.

Р1- давление газа на входе в нагнетатель,МПа;Р1=3,54 МПа;

Р2- давление газа на выходе из нагнетателя, МПа;Р2=4,14 МПа ;

t1- температура газа на входе в нагнетатель , оС; t1=4,60С,

t2- температура газа на выходе из нагнетателя, оС; t2=170C ;

tz- температура продуктов сгорания перед ТВД, оС; tz=6350С ;

n- обороты нагнетателя, об/мин; n=3800 об/мин

rсн4-дольное содержание метана; rсн4=0,97 ;

Qnp- низшая теплота сгорания газа, кДж/нм3;Qnp=36283 кДж/нм3 .

1) С учетом соотношений (1.6) и (1.5) определяем значения потенциальных функций по нагнетателю:

(Р)1сни=(0,0173,54+0,555)4,6-2,733,54+139,4=132,56 кДж/кг МПа;

(Р)2сни=(0,0174,14+0,555)17-2,734,14+139,4=138,7 кДж/МПа;

(Р)1=132,56(1,49-0,490,97)=134,5 кДж/кг МПа;

(Р)2=138,7(1,49-0,490,97)=140,7 кДж/кг МПа;

(Р)m=137,6 кДж/ МПа.

2) По формулам (1.8) и (1.9) определяем потенциальную работу сжатия по нагнетанию

= 137,6 ѕn(4,14/3,54)=21,5 кДж/кг.

3) Среднее значение температуры и давления газа на входе и выходе из нагнетателя из формул (1.12) и (1.13)

tcp=10,8 ;

Рm= .

4) Среднее изобарная теплоёмкость газа определяем по формуле (1.4) Срm=(0,37+0,630,97).

5) Среднее значение комплекса СрDh определяем по соотношению (1.3)

(СрDh)m=

6) Разность энтальпии газа по нагнетанию определим по соотношению (1.10)

h=(2,4212,4)-(8,40,6)=24,6 кDж/кг .

7). Политропный КПД нагнетателя находим по выражению (1.7)

пол=21,5/24,6=0,81 .

Определим степень сжатия по выражению (1.9)

=4,14/3,53=1,17.

Приведённая относительная частота вращения по формуле (1.13)

np=.

Для =1,14 и пр=0,83 определяем по характеристикам нагнетателя Н-520-12-1:

; Qпр=530 м3/мин.

Следовательно, коэффициент технического состояния нагнетателя по формуле (1.15) :

Кн=0,81/0,87=0,92.

Определим плотность газа на входе в нагнетатель по формуле (1.16)

= .

Расход газа через нагнетатель определяем по соотношению (1.17)

Gн=.

Мощность, потребляемая нагнетателем по выражению (1.18)

Nен=24224,6=5959 кВт.

Эффективная мощность ГТУ найдем по формуле (1.19)

Ne=5959 + 100 = 6059.

Определяем относительную приведённую температуру перед ТВД из формулы (1.21)

.

Приведённую относительную мощность из соотношения (1.23)

=1-4,2(1-0,92) * 0,92 = 0,702 .

Определяем из формулы (1.22) эффективную паспортную мощность ГТУ

.

Коэффициент технического состояния ГТУ по мощности находим по соотношению (1.24)

Кн = 6059 / 6889 = 0,87 .

Теплота сгорания топлива с учётом ухудшения технического состояния ГТУ по формуле (1.25)

ВтгQнр= .

Расход топливного газа по ГТУ находим по формуле (1.26)

Втг= 26013/36283*3600=2581 м3.

Определяем КПД ГТУ по формуле (1.27)

е = Ne / (ВтгQn)=6059 / 26013 = 23,2% .

3. Расчет экономической эффективности модернизации ГТК-10-4 КС-16

3.1 Аннотация

В связи с тем, что большинство агрегатов типа ГТК-10-4 почти выработали или уже выработали свой ресурс на магистральном газопроводе Вуктыл - Торжок в настоящее время остро стоит вопрос об обновлении парка ГПА, т.е. внедрения ГГПА нового поколения. Однако большой парк ГТК-10-4 не может быть обновлен быстрыми темпами по финансовым причинам, связанным с внедрением ГГПА нового поколения. Вместе с тем, ГТК-10-4 содержат резервы повышения рабочих характеристик, путем модернизации узлов турбокомпрессора непосредственно на КС, и тем самым довести характеристики ГГПА до требуемых величин. При условии наработки 6000 часов в год можно продлить срок службы ГГПА от 5 до 10 лет.

В связи с вышесказанным мы проводим реконструкцию ГТК-10-4 в пятитурбинном турбокомпрессорном цехе № 2 КС -16 Юбилейная станционный номер агрегата № 21. Реконструкцию проводим по варианту «мини Рекон»: капитальный ремонт ГТК-10-4 с отправкой турбокомпрессорной группы без корпусных деталей для дефектоскопии и ремонта на АББ Невский. Работы по ремонту корпуса компрессора и камеры сгорания проводится непосредственно в турбокомпрессорном цехе. Вместе с этим проводим замену пластинчатого регенератора, выработавшего свой ресурс, на новый регенератор трубчатого типа Подольского машиностроительного завода - РГУ-1800-01. Проведем расчет экономической эффективности модернизации: сравним стоимость предлагаемого варианта с вариантом замены ГТК-10-4 на агрегат ГТК-10-4-М.

3.2 Методика расчета

Определим стоимость монтажных работ по установке регенератора:

Смонт.рег= См.р+ Со.р (3.1.)

где: Смонт.рег-стоимость монтажа регенератора, млн. руб.;

См.р-стоимость монтажных работ, млн. руб.;

Со.р-стоимость общестроительных работ, млн. руб.

Комплексным показателем сравнительной экономической эффективности капитальных вложений являются приведенные затраты

ПЗ=С+Ен*К -->min (3.2.)

где:ПЗ-приведенные затраты, млн. руб.;

С- себестоимость работ по модернизации, млн. руб.;

Ен- норматив эффективности; Ен=0,12;

К- капитальные вложения, млн. руб.;

С=Смонт.рег+См.к (3.3.)

где: См.к-стоимость монтажных работ по разборке и сборке комплекта турбогруппы, млн. руб.

К=Срег+Скт (3.4.)

где: Срег-стоимость регенератора, млн. руб.;

Скт стоимость комплекта турбогруппы, млн. руб.

Расчет чистой прибыли проводим по следующим формулам

Пч=?ПЗ-?ПЗ*0,3 (3.5.)

где: Пч-чистая прибыль предприятия, млн. руб.;

?ПЗ-разница приведенных затрат по первому и второму варианту реконструкции, млн. руб.

?ПЗ=ПЗ2-ПЗ1 (3.6.)

где: ПЗ2-приведенные затраты на модернизацию по второму варианту, млн. руб.;

ПЗ1- приведенные затраты на модернизацию по первому варианту, млн. руб.

3.3 Исходные данные

Капитальные затраты и затраты на монтаж оборудования (без монтажа регенератора) сведем в таблицу 3.1.

Таблица 3.1 Капитальные затраты и затраты на монтаж оборудования

Наименование элемента затрат	Стоимость элемента затрат, млн. руб.
Комплект отремонтированной турбогруппы	4,4
Новый регенератор	12,5
Монтажные работы по разборке и сборке турбогруппы	0,5
Комплект турбогруппы с корпусными деталями	14,1
Монтаж турбогруппы с корпусными деталями	0,7

В локальной смете на установку регенератора РГУ 1800-01 используем следующие коэффициенты:

- общие- плановые накопления-1,08

- на оборудование-транспортные расходы на оборудование 1,06

- на заработную плату накладные на монтаж оборуд...