Здравствуйте, уважаемые форумчане.
Вопрос у меня, может быть, простой и понятный для тех людей, которые занимаются непосредственной эксплуатацией и обслуживанием ГПУ, однако, сколько я не искал, так и не смог найти чёткого и ясного ответа на просторах сети.
Вопрос состоит в следующем: в соответствии с пунктом 7 Постановления Правительства РФ № 1221 от 31.12.2009 г.: "...для строящихся и реконструируемых объектов по производству тепловой энергии, мощностью более 5 гигакалорий в час - обеспечение комбинированной выработки тепловой и электрической энергии...", в связи с чем мне требуется составить технико-экономическое обоснование по внедрению когенерационной установки на определенную котельную (работа у меня такая ). Конкретно интересует следующий вопрос: какое количество и какого персонала необходимо для эксплуатации и технического обслуживания когенерационной установки?
Характеристики КГУ: 3 х газопоршневых установки эл. мощностью 4300 кВт каждая. В моем варианте рассматривается ГПУ контейнерного типа, устанавливаемые в непосредственной близости от котельной.
Те данные, которые можно найти в интернете, а также те варианты ТЭО по когенерационным установкам, которые имеются у меня на руках, сильно противоречат друг-другу: при схожести основных параметров установок, где-то требуется постоянное присутствие 7-8 человек, где-то указывается необходимость присутствия 1го человека, где-то указывается, что достаточно просто обучить существующий персонал и расширить его обязанности.
Прошу также подтвердить, либо опровергнуть следующие соображения:
Большинство популярных представителей когенерационного оборудования по договору проводит обучение персонала заказчика для эксплуатации и ТО установок. Насколько я понимаю, проведение текущего/капитального ремонта по силам только фирме поставщику/производителю, поэтому на данные виды работ заключаются отдельные договоры.
Как представляется мне, для эксплуатации и ТО ГПУ достаточно обучения существующего персонала котельной: операторов - для "наблюдения" за работой, регулировкой режимов работы, регистрации рабочих параметров, оповещения об авариях; слесарей и электриков - для технического обслуживания, уж данный персонал обязан быть приписан к каждой котельной.
Вполне допускаю, что возможно от меня потребуются какие-то дополнительные разъяснения.
На всякий случай: КГУ- когенерационная установка; ГПУ- газопоршневая установка; ГТУ- газотурбинная установка.

Персонала нужно в разы больше. Мини-ТЭС в эксплуатации на порядок сложнее чем эксплуатация котельной.
Посмотреть можно "Правила технической эксплуатации электрических станций и сетей Российской Федерации".

Это Постановление вообще не работает. Посмотрите госзаказы, выставляемые на сайте госзаказа - все проектируемые и строящиеся котельные вырабатывают только тепло. На когенерацию муниципального/федерального заказчика мало еще кому удавалось "развести". Даже если средства найдутся, то все заканчивается на отсутствие договора на отпуск вырабатываемой электроэнергии в существующую сеть электроснабжения. С частниками (производственные объекты) проще - у них и деньги есть, и электроэнергия самим нужна (не на сторону).

еще бы понять, что за мини-ТЭС такая, когда только ГПУ рассматриваются. И сколько тепла снимать предполагается тоже вопрос. А в плане персонала... станция контейнерная, значит скорее всего встанет на сервисное обслуживание у поставщика. Соответственно большая часть работ отходит к наёмной сервис-конторе, а местным оставляется право на внешний осмотр и долив масла. С этим вполне может справиться и дежурный слесарь.

ага. поставщик в москве, а ТЭС во владивостоке. Вот так налетаются сервисные инженеры)) Или предполагаете что у нас такие продвинутые Заказчики и поставщики, что соберут АСУТП для дистанционного контроля и управления каскадом из несколько ГПУ? такая АСУТП выдет дородже чем сами ГПУ

Еще список сокращений: ТО- техобслуживание; ЭЭ- электроэнергия; ТЭ- тепловая энергия; СН- собственные нужды.

Попрошу уточнить: "...Постановление вообще не работает..." - не работает, потому что игнорируется по каким-то объективным причинам, либо само Постановление отменено на законодательном уровне?
Вообше, если отталкиваться от текста данного постановления, то там конкретно не указано, для каких целей должна применяться когенерация (покрытие части тепловой нагрузки теплоисточника? покрытие электрических нагрузок самого теплоисточника + покрытие части тепловой нагрузки источника? покрытие электрических СН теплоисточника + покрытие части тепловой нагрузки + отпуск ЭЭ в существующие сети?). Если есть соображения или конкретная информация по данному вопросу, то прошу поделиться.
Как мне кажется, использование КГУ, скажем, для покрытия электрических собственных нужд котельной, без отпуска ЭЭ в сети, мне представляется вполне разумным мероприятием, и в таком случае затраты на внедрение КГУ будут относительно небольшими, а окупаемость должна обеспечиваться не более, чем за 10 лет.
Предложенные Вами правила по эксплуатации постараюсь изучить в ближайшее время.
Для timmy: данный вид КГУ рассматривается по совместной договоренности с заказчиком, предназначение КГУ следующее: 1 - покрытие нагрузки ГВС котельной в течение всего года (исходя из этого условия и подбирается мощность и комплектация установок); 2 - покрытие электрической нагрузки котельной во время работы ГПУ; 3 - полная выдача избытка вырабатываемой ЭЭ в существующие сети (либо ближайшим производственным предприятиям по отдельным договорам).
Я понимаю, что такие планы по реализации мероприятия в реальности окажутся не более, чем красивой теорией, но условия расчета по договоренности с заказчиками таковы .
И все-таки не могу понять, по какой причине нельзя обучить существующий персонал котельной хотя бы для проведения ежемесячного ТО (рассматривается не какая-то частная котельная, а организация, занимающаяся централизованным теплоснабжением целого города). Я вижу это так:
1) во время строительства ГПУ проводится общее теоретическое обучение;
2) после внедрения ГПУ, во время гарантийного обслуживания, технические специалисты на практике обучают подготовленный теоретически персонал проведению ТО;
3) средний и капитальный ремонты проводятся по отдельным договорам.
Ведь замена масла/фильтров/свечей зажигания, прочистка фильтров, проверка состояния технологических соединений и прочие небольшие виды работ по обслуживанию, вроде бы, не такое уж и сложное мероприятие.

да. в предыдущем посте указал:
1) дорого
2) не получить разрешение на отпуск электроэенергии.
3) нет никаких санкций за несоблюдение данного Постановления в части когенерации.
Чисто для котельной можете поставить ГПУ, но электрическая мощность установок для собственных нужд котельной измеряется в кВт, а не в МВт. И экономическая выгода от такого источника сомнительная.

Это я понимаю, но оборудование подбиралось из условия покрытия нагрузки ГВС котельной, которая составляет ~ 10 Гкал/ч (~ 8,6 МВт). Суммарная тепловая мощность КГУ составляет 11,2 Гкал/ч. По выработке ЭЭ: примерно 3 % идет на покрытие СН котельной, остальная часть поставляется: 1) либо непосредственно ближайшим потребителям (производственные площадки предприятий) по цене меньшей, чем у сбытовой компании: 2) либо в существующие электросети. Условия расчетов таковы, и их не изменить.
Всем отписывающимся благодарен, но всё-таки, хотелось бы услышать мнение того, кто занимался непосредственной эксплуатацией ГПУ, либо официальных поставщиков, обеспечивающих последующее обслуживание своих установок.

официальные поставщики на форуме не сидят. вот непосредственно им и позвоните за консультацией, тока смотрите чтобы заказчика не увели. Они любят вытягивать нужную информацию, потом сами выходят на заказчика и впаривают свое оборудование.
Автономно на предприятие ТЭС большой мощности работать не сможет, нужно заключать договор с электроснабжающей организацией на отпуск электроэнергии.
PS Газопоршневые (ГПУ) имеют малый ресурс по сравнению с газотурбинными установками (ГТУ). ГПУ обычно на буровых используют - отработали свой ресурс и выкинули (списали/продали). на промпредприятии, где электроэнергия нужна круглосуточно и не на 2-3 года, ставят ГТУ (или микро-турбины для малых мощностей).

поставщик в москве определит во владивосток сервис-инженера и сэкономит на перелетах и командировочных сумму, сопоставимую с годовой зарплатой этого сервис-инженера. И с чего бы АСУТП стоить дороже ГПУ на 4300 кВт, если почти во всех современных моделях предусматривается передача данных по протоколам ModBUS, ProfiBUS, Ethernet, радиомодемам? Сомнительно, что такая система в целом потянет больше чем на 4,5..6 млн рублей, в то время, как ГПУ на 1 МВт несколько лет назад обходился под 30 млн рублей.


Для ГПУ электронагрузка идет в первую очередь, тепловая там как приятный довесок. Не очень большой, но хоть какой-то. Выдача избытка э/э на сторону сопряжена с отсутствием подходящей нормативной базы, она более-менее для станций собственных нужд прописана. Но я правда этим вопросом занимался давно и недолго, мож сейчас получше стало.
Обучение персонала провести можно, но контейнерное исполнение предусматривает тесную расстановку оборудования на маленькой площади. А это сразу получаются работы повышенной и высокой сложности.

АСУТП в себя включает не только программное обеспечение. И в данном случае не одно ГПУ а несколько - работают параллельно (одновременно при поной нагрузке) и в каскаде (чередуются при неполной нагрузке).
Сама ГПУ - это еще не вся ТЭС. Отдельно в чистом поле ГПУ работат не будет. Соответственно нужно здание/помещения/инженерные системы и пр.

и как вы себе это мастера на все руки представляете? максимум что он может так это провести диагностику уже сломавшего оборудования или проконтролировать параметры работы для профилактики. Такой инженер не занимается эксплуатацией.

вы ж не думаете, что я деньги с потолка взял? Реальное ТКП на поставку нескольких ГПУ Вокеша с системой управления было взято. Собсно и Гваскор примерно те же деньги показывал. А ТЭС в контейнерном исполнении, о каких помещениях речь? К тому же стоять это всё будет во дворе котельной, т.е. соблюдаются все требования по доступности ГПУ для операторов (50-100 м до места постоянного пребывания персонала и до ближайшего санузла).

Вот этим он и будет заниматься. Плюс мелкий ремонт с привлечением местного ремонтного персонала организует. Всяко лучше, чем из Москвы во Владик шарахаться и по четверть ляма на всякий несерьезный дефект тратить в форме пустого перелета туда-обратно. Настропалит местных, они через два-три года все виды мелких ремонтов вполне освоят и мож даже ТО делать научатся. А в свободное время будет заниматься организацией регионального представительства своей конторы в этом регионе.

Вы знаете местные условия лучше нашего. На те условия о которых говорит Зак и ориентируйтесь, можете написать свое отношение к возможности, но не более.
Насколько я знаю ГПУ не требуют ежемесячного ТО специализированной организации. Делать анализ проб масла вполне по силам существующей службе эксплуатации. И смотреть на показания датчиков, выведенные на панель оператора тоже.
В принципе нормально спроектированный и смонтированный ГПУ не требует постоянного присутствия персонала. Но обычно смена слесарей - КИП и тепло и пара дневных инженеров составляют всю службу эксплуатации энергоблока ряда объектов. Где то ночного персонала 1 человек остается.
Все ремонтные работы проводятся только спецами по договорам.
Что поршневая машина что турбина отдельно от сети работают плохо - это проблемы системные могут быть лишь оптимизированы но не устранить их. Проблемы заключаются в набросах и скачках нагрузки и соотношением электрической и тепловой нагрузки при различных режимах потребления.

Оно обычно закладывается в стоимость проекта, так как покупать машины одного производителя без его штатной АСУ - чревато серьезными проблемами.
В рассматриваемом варианте рядом стоящих блоков инженерки не много будет, и она не сложная. Силами тепловых сетей делается без проблем. Помещения в существующей котельной есть.
Не верное представление об инженере эксплуатации. Нормально работающая система включается нажатием одной кнопке на щите. Если нажимание кнопки не помогает - или делать будут что написано в инструкции или вызывать сервисников.

Вы рассматриваете только физическую сторону эксплуатации, а не организационную. мини-ТЭС - это ОПО, подконтрольное РТН. Должны быть разработаны инструкции, регламенты и пр. организационно-распорядительные документы. Абы кого в штат или на субподряд не взять, а обучение и привлечение субподряда денег стоит (некопеечные расходы). Это все в ТЭО нужно закладывать, а то прибыль по упрощенному ТЭО 300% еще выйдет. На одной из прошлых работ у нас экономист таких ТЭО наклепал - "любо-дорого" смотреть, пока не начнешь вчитываться - то не учтено, этого нет, а еще инфляция ведь и т.д.
А по фактическим работам, наработкам до ТО см. тему на форуме:
http://www.cogeneration.ru/phpBB2/viewtopic.php?t=2358

Какая такая штатная АСУТП? Шкаф управления и автоматизации одной установки еще не есть АСУТП ТЭС. Поставщик может выполнить АСУТП по желанию Заказчика, но штатной она не будет никогда - "железо" максимум будет унифицированно, а остальное нужно разрабатыать под конкретный объект, под определенные технологические процессы и параметры, контролируемые и управляемые (с обратной связью), под желаемую степень визуализации работы оборудования. АСУ ТП разработать - не домашних комп с Виндой купить.
И не путайте поставку готового оборудования на "голую" площадку и СМР с подключением этого оборудования к инженерным сетям (внутриплощадочным и внеплощадочным). Да, стоимость оборудования выйдет больше половины от общей стоимости строительства объекта, но затратами на СМР и ПНР пренебречь нельзя

вы предпочитаете бороться со сложностями или деньги зарабатывать? Зак хочет станцию, он её и получит. Персонал, да, проблема. Но я так понял, что пока у зака проблемы с кадрами нет. В любом случае он найдет более-менее подходящих людей в своём регионе. Насколько менее зависит уже от региона. Экономист в технике обычно слабо рубит. Поэтому всегда все технико-коммерческие расчеты должны проверяться технарями и снабженцами.

Шкаф управления это одно, а система управления это другое. На шкаф приходит информация с датчиков установки, а в систему управления информация поступает уже со шкафов. Шкафы поставляются в комплекте с оборудованием. В линейках серийно выпускаемого оборудования шкафы как правило унифицированы по набору сигналов и способу их обработки. Соответственно и проблем с организацией серверов среднего и верхнего уровня как правило не возникает. Поменять несколько настроек сервис-инженеру сложности не составляет, а никто другой нужного доступа не получит. СМР и ПНР для контейнерных установок полной заводской готовности будет выглядеть как установка контейнера на фундамент, подключение к внешним сетям и нажатие кнопки ПУСК. Все остальные работы проводятся на предприятии-изготовителе. У заказчика монтажные и наладочные работы таких изделий проводятся в исключительных случаях.

Штатная АСУ ТП это асу которую делают те же люди что установку. Естественна она уникальная, как в принципе уникально любое сложное оборудование.
Не надо спроить со мной в своем мозге - где я написал о дешевизне или отсутствии СМР и ПНР. Смотрите что я написал:

Да физическую, котельная тоже ОПО, так что на конкретном обекте подозреваю знают и как общаться с РТН и как регламенты сгласовать. Так что не уверен, что для создания этих документов потребуется привлечение не авы кого и соответсвнные расходы. Впрочем если у Вас есть реальные затраты какого то из Заков - готов изменить свое мнение.

Количество персонала зависит от того собираются ли эксплуатационщики выполнять все требования существующих НТД электроэнергетики или нет. И ещё о того, какой объём работ эксплуатационщики берут на себя. Исходя из соображений: круглосуточная работа, оперативные переключения в электрической части (есть ли 10 кВ и выше?), оперативные переключения в технологической части, текущий ремонт электрочасти и техн-й части, планово-предупредительный ремонт эл. и техн. частей. Примерный состав:
Оперативный персонал: начальник смены, обходчик, дежурный электромонтер.
Ремонтный персонал: выдающий наряд, подготавливающий рабочее место, допускающий, руководитель работ, производитель работ - это разные команды по техн. части и электрочасти.
Учтите, что по правилам допускаются совмещения, но есть ограничения и есть различия в технологической части и электрической. Для точного определения состава персонала необходимо знать состав оборудования (вплоть до границы разделения с сетевой кампанией), состав функций персонала (кап ремонт, тек. ремонт, ППР, опер. перекл., опер. управл. и т.д. по местным условиям). Ещё сильно поможет заводская инструкция по эксплуатации ГПУ.
У меня были случаи, что для производства текущего ремонта по КИП не хватало должностей в цехе чтобы правильно назначить всех ответственных в наряде. Приходилось привлекать административно-технический персонал.
Определить состав персонала довольно сложная и ответственная работа. Я был свидетелем строительства и пуска двух электростанций. Ни по одной проектировщики не угадали с составом. Жизнь расставила всё сама.
Почитал вышестоящие посты и должен согласиться с тем, что составление эксплуатационной документации может серьёзно увеличить смету строительства, т.к. станция небольшая, но объём документации потребуется почти такой же как для большой.
Но есть примеры, когда начхали на нормы и живут сносно. Правда, в сеть не выдают.