Общая характеристика предприятия

 

Среднеуральская ГРЭС (СУГРЭС) является градообразующим предприятием и находится в центре энергетических нагрузок Урала. Она является одной из крупнейших электростанций Свердловской области и входит в состав ОАО «ОГК-5», основным акционером которой является итальянская компания Enel, которой принадлежат более 55% акции ОАО «ОГК-5». Генератор ОГК-5 стал первой частной компанией в российской энергетике, выделившись 4 сентября 2007 года (одновременно с ТГК-5) из структуры демонтирующегося РАО «ЕЭС России». Почтовый адрес: 624070, г. Среднеуральск Свердловской области, ул. Ленина,2. Основными направлениями хозяйственной деятельности Среднеуральской ГРЭС являются:

- производство электрической энергии;

- производство тепловой энергии;

- производство химически очищенной воды для подпитки теплосети.

В настоящее время установленная электрическая мощность электростанции 1181,5 МВт, в том числе мощность ГТРС 11,5 МВт, располагаемая тепловая мощность 1 327 Гкал, производительность водоподготовки 5 200 т/час.

На Среднеуральской ГРЭС для выработки энергии используются 2 вида топлива: основное – природный газ, резервное – мазут. Мазут составляет около 1,5 - 5% в общем балансе топлива.

Решение о строительстве электростанции на берегу Исетского озера было принято Энергоцентром в 1930 году в рамках выполнения плана ГОЭЛРО.

Первая очередь построена в период с 1936 по 1949 гг, оснащена энергоагрегатами, работающими на среднем давлении, в том числе пятью котлоагрегатами паропроизводительностью 180-200 т/час, двумя турбоагрегатами АК-50 модернизированными в теплофикационный тип и турбоагрегатами Р-22 «Сименс – Шукерт». Кроме того, на первой очереди установлены пиковые бойлера производительностью 200 Гкал/час для нужд теплофикации.^[17]

Установленная электрическая мощность 1-ой очереди – 78 МВт.

Располагаемая тепловая мощность 1-ой очереди – 667 Гкал.

Вторая очередь построена в период с 1963 по 1966 гг, оснащена двумя теплофикационными турбинами Т-100-300 Уральского турбомоторного завода, тремя котлоагрегатами ТГМ-96 Таганрогского завода «Красный котельщик» и одной предвключенной турбиной Р-38. Отработанный пар турбины Р-38 используется для питания турбин среднего давления первой очереди параллельно с котлоагрегатами среднего давления. Тепловая схема выполнена с поперечными связями по всем потокам и имеет связь с тепловой схемой первой очереди.

Установленная электрическая мощность 2-ой очереди – 238 МВт.

Располагаемая тепловая мощность 2-ой очереди – 360 Гкал.

Одновременно на первой и второй очередях введен в эксплуатацию мощный комплекс для теплофикации Екатеринбурга, Верхней Пышмы, Среднеуральска, обеспечивающий отпуск 1027 Гкал тепловой энергии и 6000 т/час горячей воды с температурой 70-160 °С на горячее водоснабжение. Теплоснабжение этих городов осуществляется через уникальную систему дальнего теплоснабжения, протяженностью 25 км.

Третья очередь построена за период с 1967 по 1970 гг, оснащена тремя блоками 300 тыс.кВт с турбинами К-300-240 ЛМЗ и котлоагрегатами ТГМП-114. В 1996 году энергоблок №11 переведен в теплофикационный тип. В результате этого за счет увеличения тепловой нагрузки электрическая мощность была снижена до 277 МВт. В 2004 году после завершения работ по реконструкции и модернизации энергоблок №10 был также переведен в теплофикационный по типу энергоблока №11. Кроме того, на 10 энергоблоке введена в эксплуатацию автоматизированная система управления технологическим процессом (АСУ ТП), которая выполнена на базе программно-технического комплекса (ПТК) «Телеперм МЕ», производства фирмы «Siemens», поставки АО «Интеравтоматика».

Установленная электрическая мощность 3-ей очереди – 854 МВт.

Располагаемая тепловая мощность 3-ей очереди – 300 Гкал.

В 2003 г состоялся пуск газотурбинной расширительной станции (ГТРС). Она предназначена для выработки электроэнергии за счет использования энергии природного газа высокого давления, поступающего на электростанцию, при срабатывании его в газовой утилизационной турбине.

В состав ГТРС входит газовая утилизационная турбина ТГУ-11, электрический генератор Т-12-2УЭЗ, система подогрева газа с двумя подогревателями газа. Для резервирования газоснабжения в случаях аварийных или плановых остановок турбины выполнен газорегулирующий пункт (ГРП) с тремя регулирующими и пусковой нитками. Вышеперечисленное оборудование размещено в отдельно стоящем здании на расстоянии 700 метров от главного корпуса ГРЭС.

Подогрев теплоносителя (сетевой воды) для подогревателей газа осуществляется в теплофикационных водяных экономайзерах, устанавливаемых в конвективные шахты котлов энергоблоков №№ 9, 11. Для организации циркуляции сетевой воды в главном корпусе монтируются два сетевых насоса СЭ-500-70 и промежуточный бак.

На ГТРС установлена такая же автоматизированная система управления технологическим процессом (АСУ ТП) как и на энергоблоке №10, также выполненная на базе программно-технического комплекса (ПТК) «Телеперм МЕ» производства фирмы «Siemens» (поставка АО «Интеравтоматика»). В состав комплекса входят три шкафа контроллеров AS-220, панель местного щита управления со встроенной рабочей станцией управления на базе промышленной ЭВМ. Установлены два релейных и два кроссовых шкафа для связи с датчиками параметров и схемами дистанционного управления, два источника бесперебойного питания. Для управления с БЩУ предусмотрены две рабочие станции на базе промышленных мини-ЭВМ. Так как технологическое оборудование и рабочие места оператора расположены в зданиях, удаленных друг от друга на 700 метров, контроллеры и рабочие станции размещены также в двух зданиях. Организованы две локальные сети, связь между которыми осуществляется по двум оптоволоконным линиям.

Для приготовления воды на технологические цели на Среднеуральской ГРЭС организован химический цех, который готовит воду для питания котлов – установка производительностью 400т/час для восполнения потерь конденсата в цикле всей станции, которая работает по схеме коагуляции – очистка на механических фильтрах – трехступенчатое HOH ионирование; а также для подпитки теплосети – установка производительностью 5200 т/час для механического осветления и химической обработки воды, поступающей на теплоснабжение. Источником водоснабжения для приготовления обессоленной воды для питания котлов является Исетское озеро. Для подпитки теплосети используется вода, поступающая из Волчихинского водохранилища.

Система технического водоснабжения оборотная с прудом – охладителем, образованным в истоке реки Исеть. Площадь пруда 25 квадратных километров. Подача воды на первую очередь происходит через водозаборное устройство по самотечному каналу к циркуляционным насосам, установленным непосредственно у турбогенераторов. Циркуляционной водой для второй очереди служит сбросная вода с конденсаторов первой очереди, забираемая из сбросного циркуляционного водовода.

Главная схема электрических соединений Среднеуральской ГРЭС включает в себя 10 блоков «генератор – трансформатор» и три распределительных устройства высокого напряжения 220, 110 и 35 кВ

На шины 110 кВ включено семь блоков, на шины 220 кВ - три блока. Связь между шинами 110 и 220 кВ осуществляется через автотрансформатор, который работает в блоке с турбогенератором № 7. Шины 35 кВ запитаны от третьих обмоток однофазных трехобмоточных трансформаторных групп турбогенераторов №1 и 2.

Распределительные устройства высокого напряжения открытого типа с двумя рабочими и одной обходной системами шин. Выключатели масляные типа У-220-10, У-110-8, МКП-35, разъединители РЛНД-220, РОН-110, РЗГ-35.

СУГРЭС может вырабатывать электроэнергию в 2-х режимах: теплофикационном и конденсационном.

Электрическая энергия выдается в энергосистему по десяти воздушным линиям напряжением 220 кВ, десяти линиям напряжением 110 кВ и трем линиям напряжением 35 кВ.

Среднеуральская ГРЭС поставляет тепловую энергию в ОАО «ТГК-9», которая доводит ее до потребителей городов Верхней Пышмы, Екатеринбурга, Березовского и в ООО «Теплоцентраль» для обеспечения теплоэнергией г.Среднеуральска. Свыше 90% поставок тепла потребляет бытовой сектор и около 4 % промышленные предприятия.

После вхождения Среднеуральской ГРЭС в ОАО «ОГК – 5» был выведен из состава ГРЭС ремонтно-строительный цех в самостоятельное предприятие филиал «РСП» ОАО «ОГК – 5» и автогараж.

С 15.07.09 г. Из состава ГРЭС был выведен персонал, связанный с уборкой служебных и производственных помещений в клининговую компанию.

В настоящее время среднесписочная численность персонала Среднеуральской ГРЭС составляет 793 человека.^[17]

Место СУГРЭС в системе станций

Таблица 2.1 - Станции Свердловской области

Станция	Уст. Эл.мощность, МВт	Доля от суммарной мощности станций,%		Уст. Тепловая мощность Гкал		Доля от суммарной мощности станций,%
Нижнетуринская ГРЭС	284	3		510		5
Ново-Свердловская ТЭЦ	550	6		890		9
Богословская ТЭЦ	141	1		1045		11
Качканарская ТЭЦ	50	0,4		352		3
Красногорская ТЭЦ	121	1		1006		10,7
Первоуральская ТЭЦ	36	0,3		967		10,3
Свердловская ТЭЦ	36	0,03		1430		15
Верхотурская ГЭС	7	0,008		-		-
Свердловские тепловые сети	-	-		700		7
Рефтинская ГРЭС	3800	46		350		3
Верхнетагильская ГРЭС	1497	18		480		5
Серовская ГРЭС	526	6		220		2
Среднеуральская ГРЭС	1181	14		1387		14
Итого	8229	100		9337		100

 

Ниже представленны диграммы, по которым можно проследить место Среднеуральской ГРЭС в системе станций региона в количественном соотношении по установленной тепловой и электрической мощности.

 

Рисунок 2.1 - Место СУГРЭС в системе по установленной эл. Мощности

 

Рисунок 2.2 - Место СУГРЭС в системе по установленной тепловой мощности

 

Исходя из данных, представленных в таблице 2.1. можно сделать вывод, что в процентном соотношении Среднеуральская ГРЭС занимает следующее место в системе станций области:

· По установленной электрической мощности – 14% от всех ГРЭС и ТЭЦ Свердловской области.

· По установленной тепловой мощности – 15% от всех ГРЭС и ТЭЦ Свердловской области.

Таким образом, можно сделать вывод, что филиал ОАО «ОГК-5» – Среднеуральская ГРЭС является крупным маневренным генерирующим объектом, который находится в 15 км от г. Екатеринбурга. Основное назначение – выработка электрической энергии и выдача ее по ВЛ – 35, 110 и 220 кВ; отпуск тепловой энергии на отопление и горячее водоснабжение потребителям городов: Екатеринбург, Верхняя-Пышма, Березовск и Среднеуральск. При этом по тепловой энергии необходимой для г. Екатеринбурга Среднеуральская ГРЭС покрывает до 50% от общего потребления, а по горячему водоснабжению до 38%, что еще раз подтверждает важную значимость СУГРЭС для области и ее дальнейшего развития.

Организационная структура предприятия приведена на рисунке 2.3. Данная структура характеризуется как линейно-функциональная, четырех уровневая структура. Линeйнo-фyнкциoнaльнaя cтpyктypa oбecпeчивaeт тaкoe paздeлeниe yпpaвлeнчecкoгo тpyдa, пpи кoтopoм линeйныe звeнья yпpaвлeния пpизвaны кoмaндoвaть, a фyнкциoнaльныe — кoнcyльтиpoвaть, пoмoгaть в paзpaбoткe кoнкpeтныx вoпpocoв и пoдгoтoвкe cooтвeтcтвyющиx peшeний, пpoгpaмм, плaнoв.

Достоинства этого вида структур:

§ быстрое осуществление действий по распоряжениям и указаниям, отдающимся вышестоящими руководителями нижестоящим,

§ рациональное сочетание линейных и функциональных взаимосвязей;

§ стабильность полномочий и ответственности за персоналом.

§ единство и четкость распорядительства;

§ более высокая, чем в линейной структуре, оперативность принятия и выполнение решений;

§ личная ответственность каждого руководителя за результаты деятельности;

§ профессиональное решение задач специалистами функциональных служб. ^[16]

К основным недостаткам этой структуры можно отнести следующие:

§ Дублирование функций руководителя и функциональных специалистов в процессе управленческой деятельности

§ Недостаточная для больших предприятий, и предприятий, работающем на динамичном рынке, оперативность принятия решений

§ Нежелание руководителей брать на себя ответственность за принимаемые решения

§ Возникновение внутрипроизводственных барьеров, ограничивающих рамки заинтересованности функциональных подразделений в эффективном развитии производства

§ Разногласия между линейными и функциональными службами;

§ Противодействие линейных менеджеров работе функциональных специалистов

§ Неправильное толкование информации, передаваемой линейным исполнителям функциональными менеджерами

Таким образом, отмечаемые недостатки лежат не в плоскости конкретной линейной организационной структуры управления, а в плоскости организации работ предприятия, и могут быть устранены заменой части бюрократических элементов. Но это будет уже некоторая производная организационная структура.

Кроме того, под линейно-функциональной структурой часто понимают структуру, в которой предприятие разделена на несколько независимых линейных структурных подразделений, каждое из которых выполняет свои определенные функции, например, маркетинг, производство, и т.д. В этом случае структура имеет характеристики и линейной, и дивизиональной структуры (в зависимости от уровня делегирования полномочий). ^[16]

Область применения линейно функциональной структуры управления:

· средние и крупные промышленные предприятия, проектно-конструкторские и исследовательские организации, производственные и научные подразделения с численностью 500-3000 человек;

· эффективны там, где аппарат управления выполняет часто повторяющиеся, стандартные процедуры, производство носит характер массового или крупносерийного производства.

В целом, для ГРЭС данная структура является отработанной и эффективной.

На рисунке 2.3. приведена организационная структура Среднеуральской ГРЭС.

На рисунке 2.4. приведена принципиальная схема Среднеуральской ГРЭС. На схеме четко выделены все три очереди станции, которые соответствуют периодам ее развития.

 

Рис.2.4 - Принципиальная схема Среднеуральской ГРЭС

Основные технико-экономические показатели работы СУГРЭС

Основные технико-экономические показатели работы СУГРЭС за период до 2010 года представлены ниже в таблице 2.2.

Так же представлена динамика изменения отпуска электроэнергии и теплоэнергии, коэффициента установленной мощности, удельного расхода топлива на производства электро- и теплоэнергии по СУГРЭС, себестоимость энергии. Некоторые показатели будут также представлены в следующих разделах.

 

Рисунок 3.

Таблица 2.2 - Технико-экономические показатели СУГРЭС

№ п/п	Показатели	Значение
1.	Производственные показатели
1.1	Установленная Эл.мощность, МВт.	1181,5
1.2	Выполнение задания по рабочей мощности, МВт	785,0
1.3	Коэффициент использования установленной Эл.мощности, %	55,51
1.4	Выработка эл.энергии, млн.кВт.ч.	5872,8
1.5	Отпуск теплоэнергии, тыс.Гкал.	4462,8
1.6	Удельный расход топлива на производство эл.энергии, г/кВт.ч.	308,7
	в том числе:
1.6.1	неблочная часть	295,7
1.6.2	блоки 300 МВт.	315,7
1.7	Удельный расход топлива на производство теплоэнергии, кг/Гкал.	138,3
	в том числе:
1.7.1	неблочная часть	136,0
1.7.2	блоки 300 МВт.	147,5
1.8	Экономия топлива, тут (-)экономия, (+)перерасход	-2010,0
1.9	Экономия электроэнергии, тут (-)экономия, (+)перерасход	-1717
2.	Экономические показатели
2.1	Себестоимость товарной продукции, тыс.руб.	2614637
2.2	Себестоимость производства 1 кВт.ч.,коп.	41.85
2.3	Себестоимость производства 1 Гкал, руб.	181.38
2.4	Среднесписочная численность персонала, чел,	793
2.6	Затраты на ремонт ОПФ СУГРЭС, тыс.руб	208644

 

По показателям коэффициент использования установленной электрической мощности, выработка электроэнергии, отпуск теплоэнергии, удельный расход топлива на производство электро и теплоэнергии, себестоимость производства тепло и электроэнергии выполнен анализ изменения этих показателей в динамике за 2006-2009гг.

Перечисленные показатели можно разделить на две группы: первая группа – это показатели, не зависящие от внутренних факторов работы станции (коэффициент использования установленной электрической мощности, выработка электроэнергии, отпуск теплоэнергии). На данные показатели основное влияние оказывают внешние факторы, а именно потребность в тепле и электроэнергии, графики потребления, графики загрузки станции, которые определяются энергосистемой. Изменение этих показателей приведены на рисунках 2.5;2.6;2.7 и отражают ситуацию на рынках тепла и электроэнергии. Общим в динамике этих показателей является их постепенный рост, что и отражают построенные графики. Вторая группа показателей зависит от условий эксплуатации оборудования, определяет качество эксплуатации оборудования станции, профессионализм персонала. Это такие показатели как: выполнение задания по рабочей мощности, удельный расход топлива на производство электроэнергии и теплоэнергии себестоимость производства электроэнергии и теплоэнергии. Динамика Изменения этих показателей приведена на рисунке 2.8;2.9;2.10;2.11. Удельный расход топлива на производство электроэнергии за период 2006-2009 годов имеет устойчивую тенденцию к снижению, а вот на производство тепла мы отмечаем рост.

Себестоимость производства тепла и электроэнергии за период 2006-2009 гг имеет устойчивую тенденцию к росту. Динамик изменения себестоимости полностью повторяет динамику изменения топливной составляющей, т.е. рост себестоимости производства электро и теплоэнергии, повторяет рост цен на топливо.

 

Рисунок 2.6 - Отпуск э/энергии, млн кВтч^[17]

Рисунок 2.7 - Отпуск тепла с коллекторов, тыс. Гкал^[19]

 

Рисунок 2.8 - Удельный расход топлива на производство э/энергии, г/кВтч^[19]

 

Рисунок 2.9 - Удельный расход топлива на производство теплоэнергии, кг/Гкал^[17]

Рисунок 2.10 - Себестоимость производства эл/энергии, коп/кВтч^[19]

Рисунок 2.11 - Себестоимость производства теплоэнергии, руб/гКал^[17]

 

Таблица 2.3 - Фактическая калькуляция себестоимости производства электрической и тепловой энергии за 2009г., тыс.руб

Статьи затрат	Электрическая энергия	Тепловая энергия
Топливо на технологические цели	2099338,9	628968,7
Вода на технологические цели, в том числе:	18932,4	5776,5
Ремонтный фонд	6588,8	1784,5
Основная зарплата	35884,9	8213,2
Отчисления на социальные нужды	8638,9	1883,5
Расходы на содержание оборудования, в том числе:	147286,2	30860,1
Ремонтный фонд	98718,8	22263,6
Амортизация	53,9	16,6
Производственные расходы, в том числе:	57564,7	11275,4
Ремонтный фонд	21773,7	4368,9
Общепроизводственные расходы, в том числе:	287882,9	73226,5
Ремонтный фонд	4588,7	1192,5
Итого затрат, руб., в том числе:	2655529,1	760203,8
Постоянные	556190,2	131235,1
Ремонтный фонд	131669,9	29609,6
Отпуск эл.энергии, тыс.кВт.ч.; тепл.энергии, Гкал.	6345534	4191263
Себестоимость 1 ед. энергии коп./кВт;руб./Гкал, в том числе:	101,85	181,38
Топливная составляющая себестоимости 1 ед. энергии коп./кВт;руб./Гкал	80,08	150,07
Количество т.у.т., факт	1975903	582945
Цена 1 т.у.т., факт	1062,47	1078,95

Исходя из таблицы 2.3. Фактическая калькуляция себестоимости производства

электрической и тепловой энергии за 2009г., тыс.руб., видно, что основная затратная часть приходится на топливо что составляет около 80% от общей доли.

 

Анализ износа оборудования

Ниже представлены паспортные данные оборудования Среднеуральской ГРЭС, а так же уровень его износа.

 

Таблица 2.4 - Турбинное оборудование Среднеуральской ГРЭС

№	Тип и марка оборудования	Год ввода	Завод изготовитель	Nуст	Год достижения ПР	Год достижения ПР с учетом продления	Уровень износа,%
1	ДГА-12	Нд	Прочее	6,5	Нд	-	100
2	Р-16(50)-29/8,5	1936	ЛМЗ	16	1981	-	100
3	ПР-46(50)-29/8,5/0,25	1936	ЛМЗ	46	1982	-	100
4	Р-16(50)-29/1,2	1949	Сименс	16	1994	2018	100
5	Т-100-130	1965	ТМЗ	100	1995	2016	75
6	Т-100-130	1966	ТМЗ	100	1995	2009	78
7	Р-38-130/34	1966	ТМЗ	38	1995	2006	100
8	К-300-240-1	1969	ЛМЗ	300	2001	2010	100
9	Т-277(300)-240-1	1969	ЛМЗ	277	2006	2010	98
10	Т-277(300)-240-1	1970	ЛМЗ	277	2000	2009	100

 

Таблица 2.5- Генераторное оборудование Среднеуральской ГРЭС

№	Тип и марка оборудования	Год ввода	Завод изготовитель	Nуст	Год достижения ПР	Уровень износа,%
1	T-4376-142	1936	Эл. Сила	50	1966	100
2	T-4376-143	1937	Эл. Сила	50	1967	100
3	TВС-30	1976	ЛТГЗ	30	2006	100
4	ТВФ-100-2	1965	СЭТМ	100	1995	100
5	ТВФ-100-2	1966	СЭТМ	100	1996	100
6	ТВФ-60-2	1967	СЭТМ	60	1997	100
7	ТВВ-320-2УЗ	1969	Эл. Сила	300	1999	100
8	ТВВ-320-2УЗ	1969	Эл. Сила	300	1999	100
9	ТВВ-320-2УЗ	1970	Эл. Сила	300	2000	100

 

Таблица 2.6 - Трансформаторное оборудование Среднеуральской ГРЭС

№	Тип и марка оборудования	Завод изготовитель	Год ввода	Nуст, МВА	Срок службы, факт.	Срок службы, норма, лет	Уровень износа,%
	ТДЦТГА-240000/220/110/10	ЗТЗ	1966	240	38	25	100
2	ТДТГ-60000/110/35/10	УЭТМ	1973	60	31	25	100
3	ТДТГ-60000/110/35/10	УЭТМ	1975	60	29	25	100
4	ТДГ-40500/110/10	ЭЛЗМ	1949	40,5	55	25	100
5	ТДЦ-135000/110/10	ЗТЗ	1980	135	24	25	100
6	ТДГУ-63000/110/10	ЭЛЗМ	1967	63	37	25	100
7	ТДЦ-400000/220/20	ЗТЗ	1968	400	35	25	100
8	ТДЦ-400000/220/20	ЗТЗ	1909	400	35	25	100
9	ТДЦ-400000/220/20	ЗТЗ	1970	400	34	25	100
10	ТДТНГ-31500/110/6/6	ЗТЗ	1965	31,5	39	25	100
11	ТРД-20000/110/3/3	ЭЛЗМ	1937	20	67	25	100
12	ТРДНГ-32000/220/6/6	ЭЛЗМ	1969	32	35	25	100
13	ТРДН-25000/110/6/6	ТРТОП	1994	40	10	25	56

 

Проведя анализ износа основного котельного, турбинного, трансформаторного и генераторного оборудования Среднеуральской ГРЭС, можно сделать следующий вывод. Оборудование станции имеет предельно высокий уровень износа, что является на современном этапе развития станции наиболее важной и актуальной проблемой, которая требует срочного решения, а именно привлечение инвестиций для строительства и ввода в эксплуатацию нового оборудования с целью обновления и замены старого, а так же повышения конкурентоспособности предприятия.^[21]