Модернизация энергоблока № 1 Няганьской ГРЭС

Паропровод высокого давления расположен в машинном зале главного корпуса станции. Приаварии на паропроводе находящиеся вблизи люди могут получить тяжелыеожогиитравмы. Длялокализации такойаварии необходимо срочное отключение участков паропровода, ограждение аварийного участка, вывешивание предупреждающих и запрещающих плакатов. Масштабность воздействия этой опасности зависит от места аварии, времени суток (в вечернее и ночное время в машинном зале может находится только вахтенный персонал, а в дневное - ремонтный персонал основных цехов и вахта), параметров пара. Разрыв паропровода может произойти и по вине персонала. Однако техническая учеба и противоаварийные тренировки. соблюдение правил по обслуживанию оборудования, ПТЭ и правил Госгортехнадзора, постоянные осмотры, обходы вахтенным персоналом оборудования, в том числе и паропроводов, испытания паропроводов и контроль за их перемещением практически исключают вероятность такой аварии.На ГРЭС существует служба по технике безопасности в составе начальника службы охраны труда, старшего инспектора по технической эксплуатации, инспектора охраны труда и техники безопасности, инспектора службы радиационной безопасности, которая руководствуется в своей деятельности правилами по ТБ, изложенными в “Инструкции по технике безопасности при обслуживании оборудования”. Оперативная часть плана содержит следующие сведения: - оценка возможнойобстановки на территории объектапривозникновенииаварий, стихийныхбедствий и пр.; - состав сил и средств ГО объекта; - выполнение мероприятий ГО приугрозе и возникновении аварий, стихийных бедствий ипр.; - место ивидаварии; - мероприятия по спасению людей и ликвидации аварии; - лица, ответственные за выполнение мероприятий и исполнители; - место нахождения средствдляспасения людейиликвидации аварий; - эвакуация людей идвижение техники; - медицинское обеспечение мероприятий. При возникновении ЧС на ГРЭС к проведению аварийно-технических работпривлекается личный состав аварийно-технической службы и персонал цехов станции. Основными задачами аварийно-технической службы являются: - планирование ипроведение предупредительныхмероприятийна оборудовании, инженерных сетях и коммуникациях; -проведение аварийно-восстановительныхработ при возникновении производственных аварий, катастроф и стихийных бедствий; - создание резервастроительных материалов, землеройной техники, автотранспорта, средств спасения на воде, а такжезапасов деталей, узлов, материалов и инструмента дляремонтаивосстановления поврежденного оборудования; - подготовкалициз числарабочихи служащих цехов иотделовдляоказания помощи при проведении аварийно-спасательных работ; - организация работпо изготовлению спасательного инвентаря и техническихсредств, необходимых при локализации и ликвидации аварий; - проведение аварийно-восстановительныхработ на энерго- и теплосетях, водопроводе иканализации. При возникновении ЧС личный состав аварийно-технической службы осуществляет также безаварийную остановку производства. При возникновении ЧС и угрозе аварии начальник смены станции обязан незамедлительно вызвать руководителей подрядных организаций или цехов для организации мероприятий по ликвидации аварийных ситуаций, сообщить аварийной диспетчерской службе г. Нягань и Комитету охраны окружающей среды о возникшей ситуации (если она угрожает жизнедеятельности города и района) доложить обстановку руководству ГРЭС. ЭкологияПрименение газовых турбин (экспандеров) в газотурбинных циклах позволяет обеспечить многие процессы, протекающие при повышенных давлении и температуре, частично или полностью энергией, расходуемой на компримирование. Отходящие «газы реакции используются для привода компрессора-экспандера, причем чем выше температура этих газов на входе, тем больше количество вырабатываемой энергии. Если температура отходящих из экспандеров газов ниже температуры окружающей среды, то эти газы можно применять для охлаждения технологических потоков. Примером использования вторичных источников энергии служит применение воздуходувки на установках каталитического крекинга, привод которой осуществляется отходящими дымовыми газами регенерации. Перед подачей газов на газовую турбину используется электрофильтр для очистки их от пыли и смолы, образующихся при газификации углей. Электрофильтр рассчитан на работу при < 50 °С, давлении до 40 кПа, разрежении до 5 кПа и представляет вертикальный, однопольный, односекционный аппарат со стальным корпусом цилиндрической формы активным сечением 5 м2. Каталитическое сжигание в газовых турбинах. Весьма привлекательным является использование катализаторов для интенсификации горения топлива в камерах сгорания газовых турбин. В разных странах широко начаты такие исследования и проводятся испытания на пилотных установках. Газотурбинные топлива используются в газовых турбинах, установленных на речных и морских судах, стационарных и передвижных электростанциях. Сырьем для производства газотурбинного топлива служат дистилляты коксования, термического крекинга, прямой перегонки.Применение катализаторов в камерах сгорания газовых турбин, по мнению авторов работ, позволяет повысить эффективность турбины, поскольку нет необходимости разбавления дымовых газов холодным воздухом перед подачей на лопасти, также исключается необходимость впрыскивания воды с целью уменьшения «термических» оксидов азота. Выброс оксида углерода снижается в десятки раз, а оксидов азота — до 100 раз по сравнению с факельной камерой сжигания.У современных турбоагрегатов турбокомпрессор и газовая турбина располагаются на одном валу с электрическим генератором. Последний иногда имеет привод через редуктор. Турбомашины образуют компактный блок со встроенной камерой сгорания; кольцевой или блочнокольцевой. Зона высоких температур и давлений локализована. ЭкономикаАнализ необходимости ресурсов разработки проекта модернизации энергоблока №1 Няганьской ГРЭСSTEEP-анализ внешних факторов необходимости модернизации энергоблока №1 Няганьской ГРЭСSTEP-анализ – это маркетинговый инструмент для выявления влияющих факторов внешней среды. Обычно эти факторы делятся на четыре, что и соответствует аббревиатуре:Социальные (S - social). Демографические изменения, отношение к труду и заработной плате, различные ценности населения.Технические (T - technological). Развитие технологий, появление новых технических средств.Экономические (E - economic). Инфляция, курсы валют, спрос.Политические (P - political). Внесение изменений в законодательство, изменение правящей партии и т.д.SWOT-анализ модернизации энергоблока №1 Няганьской ГРЭСSWOT- анализ. Оценка стратегического положения и перспектив организации, а также формулировка стратегии часто осуществляется на основе SWOT–анализа. Суть его состоит в том , что во внешней среде организации выявляются факторы, представляющие с одной стороны возможности, а с другой угрозы для ее развития. Одновременно оцениваются слабые и сильные стороны ее внутреннего потенциала, прежде всего в функциональных областях организации – производство, управление финансами, маркетинг, НИОКР. Затем происходит их попарное сопоставление с помощью SWOT – матрицы В начале рассмотрим существующее положение энергоблока №1 Няганьской ГРЭС с газовой турбиной SGT5-4000F мощностью 300 МВт и паровой турбиной SST5-3000 мощностью 100 МВт компании «Simens»(Таблица 23), а во втором – установка двух газовых турбин ГТЭ-160 мощностью 160 МВт и паровой турбины ПТ-80-130 мощностью 100 МВт компании ОАО «Силовые машины» (Таблица 24).Вариант энергоблока №1 Няганьской ГРЭС до модернизацииТаблица S: Сильные стороныW: Слабые стороныРепутация компании.Многолетний опыт работы.Квалифицированный персонал.Колебания валютного курса.Длительный срок заказа. Высокие транспортные расходы.Высокие затраты на ремонтО: внешние благоприятные возможностиТ: внешние угрозы предприятиюВлияние политической обстановки.Вариант энергоблока №1 Няганьской ГРЭСпосле модернизацииТаблица S: Сильные стороныW: Слабые стороныНалаженные связи с партнерами.Фиксированная стоимость проектаБыстрый отклик производителяОтсутствие необходимости переобученияКороткие сроки поставкиСохранение рабочих местНизкая топливная эффективность.Низкий уровень автоматизации.О: внешние благоприятные возможностиТ: внешние угрозы предприятиюРасширение энергоресурсовКонкуренцияВывод: Из SWOT - анализа можно сделать вывод, что энергоблок №1 Няганьской ГРЭС после модернизации будет выгоден, так как внешних благоприятных возможностей больше, а слабые стороны уменьшаются.При этом, существует положительный момент, что численность персонала можно увеличить, таким образом снизить социальную напряженность в регионе.Поэтому дальнейшие расчеты будут производиться только для этого варианта.Оценка движущих и сдерживающих сил и ресурсов разработки систем управления Аналитическим инструментом определения движущих и сдерживающих сил изменения является модель К. Левина «Анализ поля сил».Вопрос удерживается в равновесии в результате взаимодействия двух противоположных наборов сил - тех, которые стремятся способствовать изменениям (движущие силы), и тех, которые пытаются сохранить статус-кво (сдерживающие силы)» Таким образом, до начала изменений силовое поле находится в равновесии сил, благоприятствующих изменениям и противостоящим им.Для любых перемен существующий статус кво, или равновесие должно быть нарушено, либо путем добавления благоприятствующих изменениям условий или же путем сокращения противостоящих сил.Рисунок Поле сил К. ЛевинаДвижущие силы:Наличие финансовых средствБыстрый отклик производителяПадение спроса на имеющуюся продукциюСовершенствование производственных технологийНалаженные связи с партнерамиСдерживающие силы:Колебания валютного курсаДлительный срок заказа конкуренцияПотенциал изменений:Опыт модернизации оборудования (турбин) в г. Нягань.Вывод: Модернизация энергоблока №1 Няганьской ГРЭС позволит сократить бюджет города на поставку российского оборудования, вместо иностранного, так же позволит привлечь больше рабочих мест. Поле сил изменений системы показывает, что на данном предприятии преобладают движущие силы, а это означает, что поставленная цель выполнима.Постановка задачи варианта модернизации энергоблока №1 Няганьской ГРЭСЭнергоблок №1 Няганьской ГРЭС после модернизации будет выгодна, так как численность персонала увеличится, таким образом снизить социальную напряженность в регионе уменьшатся затраты на обслуживание оборудования.Расчет текущих затратПосле сооружения энергоблока №1 начинается его эксплуатация, которая требует ежегодных затрат материальных, топливно-энергетических и трудовых ресурсов.Рассмотрим два варианта:В результате модернизации энергоблока №1 с двумя газовыми турбинами ГТЭ-160 мощностью 160 МВт и паровой турбиной ПТ-80-130 мощностью 100 МВт компании ОАО «Силовые машины»Существующее положение энергоблока №1 с газовой турбиной SGT5-4000F мощность 300 МВт и паровой турбиной SST5-3000 мощностью 100 МВт компании «Siemens»).Структура капитальных вложений для Силовых машинТаблица Наименование затратЗатратымлн.руб.%Строительные работы6012,40Монтажные работы357,30Проектные работы61,88Транспортные расходы на доставку оборудования1,20,38Затраты на комплектацию оборудования (3,2% стоимости оборудования)7,22,14Заготовительно-складские затраты (1,2% стоимости оборудования)2,720,85Основное и вспомогательное оборудованиеГазотурбинная установки ГТЭ-160 (2)20056,77Паровая турбина ПТ-80/100-130/138017,10ПрочееПуско-наладочные работы1,50,47Прочие затраты2,30,72Итого 395,92100,00Структура капитальных вложений для SiemensТаблица Наименование затратЗатратымлн.руб.%Строительные работы6012,40Монтажные работы358,10Проектные работы82,50Транспортные расходы на доставку оборудования2,30,72Затраты на комплектацию оборудования (3,2% стоимости оборудования)10,12,14Заготовительно-складские затраты (1,2% стоимости оборудования)2,720,85Основное и вспомогательное оборудованиеГазотурбинная установки SGT5-4000F 25047,10Паровая турбина SST5-300018025,00ПрочееПуско-наладочные работы1,50,47Прочие затраты2,30,72Итого 551,92100,00Эксплуатационные расходы в проектных технико-экономических расчётах, группируются в укрупнённые статьи калькуляции, млн. руб./год:гдеUТ – затраты на топливо;UЗП – расходы на оплату труда;UА – амортизация основных производственных фондов;UТР – расходы на ремонт основных фондов;UПР – прочие расходы.Число часов фактической работы турбоагрегата, т.е. календарное время за вычетом времени простоя в капитальном и текущем ремонте, час/год:где ТРЕМ – время простоя в ремонте, ч,Выработка электроэнергии на энергоблок, МВт ч:,где NУСТ – установленная мощность станции, МВт;ТУСТ – число часов использования установленной мощности, ч.Средняя нагрузка электростанции, МВт:где ТР – число часов фактической работы, ч.Среднегодовая нагрузка энергоблока, МВт:где nбл– число турбин Годовой расход топлива блоками на выработку электрической нагрузки в установленном режиме, т у.т./год:где bXX – удельный расход условного топлива на холостой ход агрегата, т у.т./МВт ч.;b1 и b2 – относительный прирост расхода топлива соответственно до точки экономической мощности и в зоне перегрузки, т у.т./МВт ч.;РЭК и РН – экономическая и номинальная мощности, МВт.Потери топлива в неустановившемся режиме, т у.т./год:где В П 6-10 ч и В П Х.С. – пусковые потери соответственно при останове на 6 – 10 часов, и при пуске из холодного состояния, т у.т.;nП 6-10 ч и n П Х.С. число пусков и остановов соответственно на 6 – 10 часов, и из холодного состояния.Расход топлива, т у.т./год:Затраты на топливо, млн. руб./год:где Ц – цена топлива, руб./т у.т.Расходы на оплату трудаДля приближённых расчётов заработной платы по станции можно использовать формулу, млн. руб./год:где nУ – штатный коэффициент;ФЗП – средняя зарплата одного работника за год;Амортизационные отчисленияРазмер амортизационных отчислений, млн. руб./год:где HA – средняя норма амортизации станции в целом;К – капитальные вложения, млн. руб./год:где К/ и КБЛ – капитальные вложения, связанные с установкой одного блока головного и каждого последующего, млн. руб.;di – коэффициент, учитывающий район размещения;кУД – коэффициент удорожания в ценах текущего года.Расходы по ремонтному обслуживаниюРасходы по ремонту, млн. руб./год:где НТР – норма отчислений на ремонтное обслуживание от капитальныхвложений в ГРЭСПрочие расходыК прочим расходам относятся:– общестанционные и общецеховые расходы;– расходы по охране труда и технике безопасности;– налоги и сборы;– плата за землю;– др.Их величина принимается 20 – 30% от суммарных затрат на амортизацию, ремонт и зарплату, с учётом единого социального налога, млн. руб./год:где ЕСН – единый социальный налог, рассчитываемый по ставке 26% от расходов на оплату труда.Для оценки достоверности расчётов определим удельный вес топливной составляющей:Таким образом, топливная составляющая себестоимости занимает около 40% от полной производственной себестоимости, что позволяет сделать вывод о приемлемости результатов расчёта издержек производства.Расчёт себестоимости единицы электроэнергииГодовой отпуск энергии с шин станции, МВт ч:где аСН – коэффициент расхода электроэнергии на собственные нужды станции.Себестоимость отпущенной энергии, руб./кВт ч:Себестоимость выработанной энергии,руб./кВт ч:Удельный расход условного топлива на выработанный кВт ч, кг у.т./кВт ч:Удельный расход условного топлива на отпущенный кВт ч, кг у.т./кВт ч:Во втором варианте расчёта установленная мощность остаётся прежней, состав основного оборудования:газовая турбинаSGT5-4000F мощностью 300 МВт и паровая турбинаSST5-3000 мощностью 100 МВт компании «Simens»Второй вариант расчёта сведём в таблицу 27,т.к. методика расчёта повторяет методику, описанную выше.Пересчёт технико-экономических показателей станции исебестоимости единицы электроэнергииТаблица НаименованиепоказателяЗначение показателяЧисло часов фактической работытурбоагрегата, часВыработка установленной мощности, МВт* чW=3750000Средняя нагрузка электростанции, МВтСреднегодовая нагрузка блока, МВтГодовой расход топлива, т у.т./годПотери топлива в неустановишемся режиме, т у.т./годРасход топлива, т у.т./годЗатраты на топливо, млн. руб./годРасходы по оплате труда, млн.руб./годАмортизационные отчисления, млн.руб./годРасходы по ремонтному обслуживанию, млн.руб./годПрочие расходы, млн.руб./годЭксплуатационные расходы, млн.руб./годГодовой отпуск энергии с шин, МВт чСебестоимость отпущенной энергии, руб./кВт чСебестоимость выработанной энергии, руб./кВт чУдельный расход топлива на выработанный кВт ч, кг у.т./кВт чУдельный расход топлива на отпущенный кВт ч, кг у.т./кВт чРезультаты расчётов двух вариантов сводим в таблицу 28Основные технико-экономические показатели (на энергоблок №1)Таблица Наименование показателяЗначение показателявариант 1вариант 2Установленная мощность, МВт15001500Состав основного оборудования3×К – 5005×К – 300Число часов использования установленной мощности, ч./год75007500Выработка электроэнергии, МВт ч1125000011250000Годовой отпуск энергии с шин станции, МВт ч1080000010687500Удельный расход условного топлива на выработанный кВт ч, кг у.т./кВт ч0,3150,320Удельный расход условного топлива на отпущенный кВт ч, кг у.т./кВт ч0,3290,336Себестоимость единицы электроэнергии:а) выработанной, руб./кВт чб) отпущенной, руб./кВт ч0,420,430,450,47Штатный коэффициент, чел./МВт0,450,74Удельные капитальные вложения, млн. руб./МВт15,24815,24021Таким образом, по показателю проектной себестоимости первый вариант модернизация энергоблока №1 является более предпочтительным. Хозрасчётный эффект для станции составит, млн.руб./год:где UЭСОП – себестоимость единицы отпущенной электроэнергии по сопоставляемому варианту, руб./кВт ч.;UЭРЕК – себестоимость единицы отпущенной электроэнергии по рекомендуемому варианту состава основного оборудования, руб./кВт ч.WРЕК – годовой отпуск электроэнергии по рекомендуемому варианту, МВт ч.Расчёт срока окупаемости станцииСрок окупаемости – это период (измеряемый в месяцах, кварталах или годах), начиная с которого первоначальные затраты покрываются суммарными результатами. Другими словами, это интервал времени, в течение которого общий объём капитальных затрат остаётся большим суммы амортизационных отчислений и прироста прибыли предприятия.Соотношение между доходами и расходами по реализации проекта определяется показателем чистого дисконтированного дохода (ЧДД). Если ЧДД больше нуля то все затраты по проекту окупаются доходами, т.е. данный проект инвестиций можно рекомендовать к практической реализации.Чистый дисконтированный доход, млн. руб.:где Т – тариф на отпущенный кВт ч с учётом планируемой рентабельности, руб./кВт ч;UЭОТП – себестоимость отпущенной энергии, руб./кВт ч.;WОТП – годовой отпуск энергии с шин станции, МВт; амортизация основных производственных фондов;n – текущий год;К – стоимость строительства станции, млн. руб.Расчёт срока окупаемости энергоблока после модернизации сведём в таблицу 29Срок окупаемости капитальных вложений с плановымуровнем рентабельностиТаблица ПоказателиРасчётный период0123456789101) Денежный потокпо инвестиционнойдеятельности –кап. вложения15248––––––––––2) Денежный потокпо основойдеятельности:– амортизационныеотчисления– доход в формеприбыли поотпущенной эл/энергии---756,0 1113,1 1869,1756,0 1113,1 1869,1756,0 1113,1 1869,1756,0 1113,1 1869,1756,0 1113,1 1869,1756,0 1113,1 1869,1756,0 1113,1 1869,1756,0 1113,1 1869,1756,0 1113,1 1869,1756,0 1113,1 1869,13) Чистый денежныйпоток-152481869,11869,11869,11869,11869,11869,11869,11869,11869,11869,1Коэффициент дисконтирования 10,9090,8260,7510,6830,6200,5640,5130,4660,4240,3855) Чистыйдисконтированный доход-152481699,0121543,8771403,6941276,5951158,8421054,172958,848871,001792,498719,6046) ЧДД нарастающимитогом-15248-13548,988-12005,112-10601,417-9324,822-8165,98-7111,808-6152,959-5281,959-4489,46-3769,857Поскольку период окупаемости превышает 10 лет, то выполним расчёт при повышенном уровне рентабельности производства электроэнергии(Таблица 30)Срок окупаемости капитальных вложений при условии увеличения рентабельности производства электроэнергииТаблица ПоказателиРасчётный период0123456789101) Денежный потокпо инвестиционнойдеятельности –кап. вложения (К)15248––––––– ––––2) Денежный потокпо основойдеятельности:– амортизационныеОтчисления– доход в формеприбыли поотпущенной эл./энергии---1404 1113,1 2517,11404 1113,1 2517,11404 1113,1 2517,11404 1113,1 2517,11404 1113,1 2517,11404 1113,1 2517,11404 1113,1 2517,11404 1113,1 2517,11404 1113,1 2517,11404 1113,1 2517,13) Чистый денежныйпоток– 152482517,12517,12517,12517,12517,12517,12517,12517,12517,12517,14) Коэффициентдисконтирования10,9090,8260,7510,6830,6200,5640,5130,4660,4240,3855) Чистыйдисконтированный доход– 152482288,0442079,1251890,3421719,1791560,6021419,6441291,2721172,9691067,25969,0846) ЧДД нарастающимитогом– 15248-12959,956-10880,832-8990,489-7271,31-5710,708-4291,064-2999,791-1826,823-759,572209,511Капитальные вложения в проект модернизации энергоблока №1 окупается на десятый год эксплуатации при условии повышенного уровня рентабельности производства электроэнергии.Планирование целей предприятия в пирамиде целейПирамида целеполагания – логическая схема, включающая в себя систему общих и маркетинговых целей предприятия. Структуру пирамиды целеполагания можно представить следующим образом: идеальное видение будущего состояния; миссия (реальное предназначение или генеральная цель); иерархия целей по уровням систем управления, организованная по принципу «SMART» (Specific–конкретные, Measurable–измеримые,Achivable–достижимые, Realistic–реалистичные, Time-bound–с обозначенным сроком); стратегия реализации целей; задачи и действия. Видение: «выпуск конкурентоспособной продукции (стали и сплавов)»1 – миссия: Долговременное существование ГРЭС2 – основные цели предприятия по принципу SMART:- Выгодная модернизация энергоблока №1 ГРЭС3 – стратегия: Стратегия – искусство руководства, ведения борьбы. 4 – функции управления:Прогнозирование, контроль, организация посредством руководства, отдача распоряжений, координация, мотивация. (А. Файоль).Рисунок Пирамида целеполагания ГРЭСПланирование целей проекта в дереве целейДерево целей представляет собой структурную модель, показывающую связь целей подразделения в иерархии управления. Построено дерево целей проекта модернизации энергоблока №1 Няганьской ГРЭС (Рисунок6).Рисунок Дерево целей проектаПланирование подсистемы управления трудом и заработной платой по категории персонала в системе теплоснабженияПланирование использования рабочего времениосуществляется составлением балансов рабочего времени отдельно по группам рабочих с одинаковыми режимами работы и в расчёте на одного человека. Баланс рабочего времени приведен в таблице 31.Планирование использования рабочего времениТаблица Состав фонда времени на 2011 годЭксплуатационный персонал (четырехбригадный график)Ремонтный персонал (пятидневная неделя в две смены)В дняхВ часахВ дняхВ часахКалендарный фонд рабочего времени36529203652920Нерабочие дни:праздничные и выходные00117936Номинальный фонд раб. времени, (Fн)36529202481984Планируемые невыходы рабочих:Основной и дополнительные отпуска2419224192Болезни (3.5% от Fн)365∙0,035=13104972Выполнение гос. обязан. (0.5% от Fн)365∙0,005=216216Планируемые внутрисменные потери (0.5% от Fн)365∙0,005=216216Эффективный фонд рабочего времени (Fэф)365-(24-13-2-2)= =32826242111688Коэффициент использования эффективного фонда рабочего времени (Ки)328/365=0,899211/248=0,861Номинальный фонд рабочего времени в часах на человека за год (Fн ремонт)0,899∙365∙8=26250,851∙248∙8=1689Планирование численности ремонтного персоналапроизводится по единицам ремонтосложности оборудования.Ремонтный персонал – персонал специально обученный и подготовленный для ремонтного обслуживания в утвержденном объеме закрепленного за ним оборудования.Птi – количество текущих ремонтов за ремонтный цикл – 3; Fci – продолжительность межремонтного периода между средними ремонтами; FTi – продолжительность межремонтного периода между текущими ремонтами; Tц – длительность ремонтного цикла – 36 месяцев; Ri – ремонтосложность i-го элемента; y – коэффициент, зависящий от сменности энергооборудования (1 для двухсменной работы); Kн – планируемый коэффициент перевыполнения норм по длительности ремонта.Для определения численности ремонтного персонала необходимо определить:Количество текущих ремонтов в году:Количество средних ремонтов в году:Годовое время на текущий и средний ремонт i-го однотипного оборудования и сетей по схеме внешнего и внутреннего теплоснабжения в часах за год:где, γ = 0,6 – коэффициент, зависящий от сменности работы оборудования.Определение годового времени на текущий и средний ремонт оборудованияТаблица Наименование ОборудованияКол-во, шт∑Ri , чел∙чПродолжительность между ремонтами, мес.Количество ремонтовFгi , час.FtiFcintinci1. Турбина ГТЭ-160210893631381,6*22. Турбина ПТ-8015493631190,83. Арматура 2531122422109,5*254. Оборудование2046244811162,5*20Итого2396943Явочный состав ремонтного персонала: где Кн=1,15 – планируемый коэффициент перевыполнения норм по длительности ремонта;Fн = 1689 – номинальный фонд рабочего времени в часах на одного человека за год.Списочный состав ремонтного персонала:.Планирование численности эксплуатационного персонала производится по нормам обслуживания теплохозяйства (Таблица 33).Планирование численности эксплуатационного персоналаТаблица 1. Норма обслуживания теплохозяйства в ед. ремонтосложности.у.е.р-1502. Суммарная ремонтосложность общезаводской части теплохозяйствау.е.рПо таблице 312893. Число смен работы оборудования в зависимости от режима работы эксплуатационного персоналау.е.рПринимаем24. Численность эксплуатационного персонала в расчете на сменучел.п.2/п.1289/150=25. Явочный состав эксплуатационного персоналачел.п.3*п.42*2=46. Списочный состав эксплуатационного персоналачел.п.5 / 0,854/0,85=5Общий списочный состав рабочих:Чр = ЧСР + ЧСЭ = 5 + 5 = 10 чел.Построение функциональной матрицы распределения ответственностиМатрица образуется при взаимно перпендикулярном размещение схем организационной структуры предприятия и структуры работ и в ней фиксируется разделение линейного и функционального руководства. Поэтому далее определяется перечень работ – общих и конкретных функций менеджеров и исполнителей, направленных на реализацию целей. Функциональная матрица распределения ответственности турбинном отделении энергоблока №1 Няганьской ГРЭСпредставлена в таблице 34.Функциональная матрица распределения ответственностиТаблица ОперацииНачальник участкаМастер участкаОператор турбинного отделенияОбщие функции-роли:---межличностныеинформационныеуправленческиеФункции управления:---планированиеСоставление графика работ участка-организацияОпределение задач рабочих участка-руководство людьмиРаспределение текущих задач-координацияЕжедневная координация деятельности-контрольКонтроль за выполнением поставленных задачСпециальные функции:--эксплуатацияКонтроль за эксплуатацией оборудованияНепосредственная эксплуатация оборудования-учёт энерго-потребления-Контроль за документации КИПиАКонтроль за приборами КИПиА-ремонтКонтроль за проведением ремонтовПроведение ремонта-распределение энергоресурсовСоставление режима работРабота в соответствие с режимомПланирование мероприятий по реализации проекта (график Ганта)График Ганта позволяет визуально оценить последовательность задач, их относительную длительность и протяженность проекта в целом, сравнить планируемый и реальный ход выполнения задач, детально проанализировать реальный ход выполнения задач. На графике отображаются интервалы времени, в течение которых задача выполнялась (Таблица 35).График Ганта по реализации целейТаблица Этапы работыИсполнительПродолжительность этапа, неделииюльавгустсентябрьоктябрьноябрьдекабрь1234123412341234123412341.1.1 Разработать требуемые режимы работы турбинк 15 июля 2016 г..Главный энергетик                        1.1.2 Выбрать необходимое вспомогательное оборудование для турбинк 25 июля 2016 г.Инженер                        1.1.3 Разработать проект замены оборудования к 1августа 2016 г.Инженер                        1.1.4 Согласовать проектную документацию с надзорными органами к 15 августа 2016г. Главный инженер                        1.1.5 Регламентировать и распределить перечень работ по модернизации турбоагрегата к 25 августа 2016 г. Главный инженер                        1.2.1 Произвести демонтаж здания турбинного отделения к 20 августа 2016 г. Ремонтный персонал                        1.2.2 Подготовить площадку к последующему монтажу оборудования к 1сентября 2016 г. Ремонтный персонал                        1.2.3 Произвести монтаж нового оборудования к 1 декабря 2016 г. Ремонтный персонал                        1.2.4 Произвести монтаж здания турбинного отделения к 5ноября 2016 г. Ремонтный персонал                        1.2.5 Произвести пусконаладочные работы к 20 декабря 2016 г.Ремонтный персонал1.3.1 Выдать должностные инструкции к 15 ноября 2016 г. Начальник цеха                        1.3.2 Следить за правильностью работы оборудования. Обучить машинистов эксплуатации оборудования к 20 декабря 2016 г.Мастер                        1.3.3 Обучиться правильной эксплуатации оборудования к 22 декабря 2016 г.Оператор котельной                        ЗаключениеВ последние два десятилетия парогазовая технология стала самой популярной в мировой энергетике – на нее приходится до двух третей всех вводимых сегодня на планете генерирующих мощностей. Это обусловлено тем, что в парогазовых установках энергия сжигаемого топлива используется в бинарном цикле – сначала в газовой турбине, а потом в паровой, а потому ПГУ эффективнее любых тепловых станций (ТЭС), работающих только в паровом цикле. В настоящее время единственная область в тепловой энергетике, в которой Россия критически отстает от ведущих мировых производителей – это газовые турбины большой мощности – 200 МВт и выше. Причем зарубежные лидеры не только освоили производство газовых турбин единичной мощностью 340 МВт, но и успешно опробовали и применяют одновальную компоновку ПГУ, когда газовая турбина мощностью 340 МВт и паровая турбина мощностью 160 МВт имеют общий вал. Такая компоновка позволяет существенно сократить сроки создания и стоимость энергоблока. Россия умеет производить все основные узлы ПГУ – паровые турбины, котлы, турбогенераторы, а вот современная газовая турбина пока не дается. Хотя еще в 70-е годы наша страна была лидером в этом направлении, когда впервые в мире были освоены суперсверхкритические параметры пара.В целом, в результате реализации Стратегии предполагается, что доля проектов энергоблоков с использованием зарубежного основного энергетического оборудования должна составить к 2015 г. – не более 40 %, к 2020 г. – не более 30 %, к 2025 г. – не более 10 %. Считается, что иначе может возникнуть опасная зависимость стабильности работы единой энергосистемы России от поставок зарубежных комплектующих. В процессе эксплуатации энергетического оборудования регулярно требуется замена ряда узлов и деталей, работающих в условиях высоких температур и давлений. При этом часть таких комплектующих в России не производится. Например, даже для отечественной газовой турбины ГТЭ-110 и лицензионной ГТЭ-160 некоторые важнейшие узлы и детали (например, диски для роторов) закупаются только за рубежом.Многие генерирующие компании, использующие отечественное оборудование при его замене, предпочитают все же обращаться к фирмам, с которыми они привыкли работать не одно десятилетие. Это не просто дань традиции, а оправданный расчет – многие российские компании провели технологическое обновление производства и на равных ведут борьбу с мировыми энергомашиностроительными гигантами. Сегодня мы более подробно расскажем о перспективах таких крупных предприятий, как ОАО «Калужский турбинный завод» г. (Калуга), ЗАО «Уральский турбинный завод» (г. Екатеринбург), НПО «Сатурн» (г. Рыбинск, Ярославская обл.), Ленинградский металлический завод (г. Санкт-Петербург), Пермский моторостроительный комплекс (Пермский край).Библиографический списокАбрамов В. И., Филиппов Г. А., Фролов В. В. Тепловой расчет турбин. М.: Машиностроение, 1974.Беиенсон Е. Н., Иоффе Л. С. Теплофикационные паровые турбины. М.: Энергоатомиздат, 1986.Дейч М. Е. Газодинамика решеток турбомашин. М.: Энергоатомиздат, 1996.Дейч М. Е., Филиппов Г. А., Лазарев Л. Я. Атлас профилей решеток осевых турбин. М.: Машиностроение, 1965. Дейч М. Е., Зарянкин А. Е. Гидрогазодинамика. М.: Энергоатомиздат, 1983.Иванов В. А. Режимы мощных паротурбинных установок. Л.: Энергоатомиздат, 1986.Корж В.В. Газотурбинные установки. Ухта: УГТУ, 2010. – 180 с.Кириллов Н.И., Иванов В. А., Кириллов А. И. Паровые турбины и пароьурбинные установки. Л.: Машиностроение, 1978.Лапшин К.Л. Математические модели проточных частей в проектировочных газодинамических расчетах осевых тепловых турбин на ЭВМ: Учебное пособие. –Л.: изд. ЛПИ, 1989.- 68 с.Паротурбинные установки атомных электростанций/ Под ред. Ю. Ф. Косяка. М.: Энергия, 1978.Паровые и газовые турбины: Сб. задачи/Б. М. Трояновский, Г. С. Самойлович, В. В. Нитусов, А. И. Занин. М.: Энергоатомиздат, 1987.Расчет тепловой схемы ГТУ: Учебное пособие/ Л.В.Арсеньев, В.А. Рассохин, С.Ю.Оленников, Г.Л.Раков. Ленингр. гос.техн.ун-т. СПб, 1992.-64 с.Шварц В.А. Конструкции газотурбинных установок. М.: Машиностроение, 1970, 436 с.ГЭСНм 2001-06. Теплосиловое оборудование. Государственные элементные сметные нормы на монтаж оборудования. Редакция 2014 г.ГОСТ Р 55196-2012. Установки газотурбинные малой мощности для привода турбогенераторов. Общие технические условияГОСТ Р 54403-2011. Установки газотурбинные для привода турбогенераторов. Общие технические условияСТО 70238424.27.040.007-2009. Паротурбинные установки. Организация эксплуатации и технического обслуживания. Нормы и требованияСТО 70238424.27.040.004-2008. Паротурбинные установки. Условия поставки. Нормы и требованияТепловые электрические станции. Методики оценки состояния основного оборудования. Приложение к приказу ОАО РАО "ЕЭС России" от 28.03.2007 №200.ГОСТ Р 12.1.019-2009 «Система стандартов безопасности труда. Электробезопасность. Общие требования и номенклатура видов защиты»ПУЭ «Правила устройства электроустановок». 7-е изданиеНД 2-020101-087. Сталь для котлов, теплообменных аппаратов и сосудов, работающих под давлением. 2016 г.ГОСТ 8.578-2014. Государственная система обеспечения единства измерений. Государственная поверочная схема для средств измерений содержания компонентов в газовых средахГОСТ Р 55682.3-2013. Котлы водотрубные и котельно-вспомогательное оборудование. Часть 3. Конструирование и расчет узлов, работающих под давлениемСП 7.13130.2013. Отопление, вентиляция и кондиционирование. Требования пожарной безопасности.СП 90.13330.2012. Нормы и правила проектирования и реконструкции тепловых электростанций.Федеральный закон 116-ФЗ «О промышленной безопасности опасных производственных объектов»Федеральный закон 184-ФЗ «О техническом регулировании»СП 18.13330.2011 «Генеральные планы промышленных предприятий»Федеральный закон 256-ФЗ «О безопасности объектов топливно-энергетического комплекса»СТО 70238424.13.020.30.002-2010. Методика расчета и установления максимальных допустимых удельных выбросов для действующих котельных установок тепловых электростанцийРаспоряжение 2744-р. Перечень отдельных видов продукции машиностроения, которая включается в перечни перспективных потребностей в продукции машиностроения, необходимой для реализации инвестиционных проектов, и закупки которой не могут быть осуществлены заказчиками или юридическими лицами, указанными в части 5 статьи 1 Федерального закона "О закупках товаров, работ, услуг отдельными видами юридических лиц", без согласования эксплуатационных характеристик такой продукции с Правительственной комиссией по импортозамещению.АТК-РЭ 2011. Аппараты теплообменные кожухотрубчатые и теплообменники "труба в трубе"ИТС 8-2015. Очистка сточных вод при производстве продукции (товаров), выполнении работ и оказании услуг на крупных предприятиях.ГОСТ 32974-2014. Вакуумная технология. Стандартные методы измерения характеристик вакуумных насосов. Часть 2. Вакуумные насосы объемного действияГОСТ Р 55716-2013. Коммутационная аппаратура высокого напряжения. Общие технические условияГОСТ 32569-2013. Трубопроводы технологические стальные. Требования к устройству и эксплуатации на взрывопожароопасных и химически опасных производствахГОСТ 31901-2013. Арматура трубопроводная для атомных станций. Общие технические условияПротокол публичных слушаний по проекту схемы теплоснабжения города Нягань, Ханты-Мансийского Автономного округа – Югры. Ханты – Мансийский автономный округ – Югра, 15.10.2012ГОСТ Р 55603-2013. Котлы паровые утилизаторы парогазовых установок. Типы и основные параметры