Видеоканал РЦИТ на YouTUBE


Яндекс.Метрика

Рейтинг@Mail.ru


Статьи технической тематики из периодических изданий
«Регионального Центра Инновационных Технологий»
Анализ состояния энергетического оборудования
на объектах энергетики, требующего замены в организациях ТЭК,
а также сравнительная характеристика о темпах замены данного оборудования
за отчетные периоды с 2011 по 1 ноября 2014 г


Анализ состояния энергетического оборудования
на объектах энергетики, требующего замены в организациях ТЭК,
а также сравнительная характеристика о темпах замены данного оборудования
за отчетные периоды с 2011 по 1 ноября 2014 г

  1. Центральный Федеральный округ;
  2. Северо-Западный Федеральный округ;
  3. Южный Федеральный округ;
  4. Северо-Кавказский Федеральный округ;
  5. Приволжский Федеральный округ;
  6. Северо-Уральский Федеральный округ;
  7. Сибирский Федеральный округ;
  8. Дальневосточный Федеральный округ;
  9. Итоги в целом по Российской Федерации.

 Центральный федеральный округ

Владимирская область

   Предприятиями топливно-энергетического комплекса (далее – ТЭК), расположенными на территории Владимирской области в период с 2011-2014 гг., произведена замена следующего энергетического оборудования:

Год

 Силовые
трансформаторы
 Выключатели
воздушные, масляные
Разъединители
 Количество
оборудования
требующего
замены, шт.
Количество
оборудования,
которое
заменено, шт.
 Количество
оборудования
требующего
замены, шт.
Количество
оборудования,
которое
заменено, шт.
 Количество
оборудования
требующего
замены, шт.
Количество
оборудования,
которое
заменено, шт.
2011 1 1 10 10 6 6
2012 11 1 2 2 8 8
2013 1 1 17 17 33 33
2014 1 1 4 4 3 3

 Ивановская область

   Предприятиями ТЭК, расположенными на территории Ивановской области в период с 2011 -2014 гг., произведена замена следующего энергетического оборудования:

Год

 Силовые
трансформаторы
 Выключатели
воздушные, масляные
Разъединители
 Количество
оборудования
требующего
замены, шт.
Количество
оборудования,
которое
заменено, шт.
 Количество
оборудования
требующего
замены, шт.
Количество
оборудования,
которое
заменено, шт.
 Количество
оборудования
требующего
замены, шт.
Количество
оборудования,
которое
заменено, шт.
2011 60 60 27 27 140 140
2012 42 42 32 32 112 112
2013 34 34 22 22 106 106
2014 32  Замена
запланирована
в 2015-2017 г.г.
11 8 2  Замена
запланирована
в 2017 г.

   Физический износ оборудования на предприятиях ТЭК Ивановской области в среднем составляет
   70-80% (сетевые организации),
   45 % (генерирующие организации).

 Костромская область

   В ниже прилагаемых таблицах приведён перечень и сравнительные характеристики о темпах замены оборудования за отчётный период с 2011 по ноябрь 2014 г. подконтрольных предприятий ТЭК - филиала «Костромская ГРЭС» ОАО «Интер РАО – Электрогенерация», ОАО «ТГК-2» Верхне- Волжское управление Костромской ТЭЦ-1 Костромской ТЭЦ-2 и МУП «Шарьинская ТЭЦ».

   Несмотря на значительный износ основных фондов на подконтрольных предприятиях техническое состояние оборудования находится в удовлетворительном состоянии. На всех предприятиях составляются и корректируются ежегодные и многолетние графики ремонтов оборудования. Проводятся работы по экспертизе промышленной безопасности, постоянно действующие комиссии с привлечением специализированных организаций проводится техническое освидетельствование технологических схем и оборудования с истёкшим установленной нормативно-технической документацией сроком службы на основании заключения которой продлевается срок безопасной эксплуатации оборудования.

   Темпы замены оборудования за отчётный период с 2011 по ноябрь 2014 г. подконтрольных предприятий ТЭК по затрачиваемым средствам:
   - филиал «Костромская ГРЭС» ОАО «Интер РАО – Электрогенерация» замена оборудования
     2011 г.- 80201 тыс. руб. (27,5% от общего объёма тех. перевооружения реконструкции (ТП и Р),
     2012г.- 132278 тыс. руб. (42.4% от общего объёма ТП и Р),
     2013 г.- 53296 тыс. руб. (14,9% от общего объёма ТП и Р),
     2014г.- 33127 тыс. руб. (12,6% от общего объёма ТП и Р)
   - ОАО «ТГК-2» Верхне-Волжское управление Костромской ТЭЦ-1 Костромской ТЭЦ-2
     2011 г.- 34232 тыс. руб.,
     2012 г. – 36932 тыс. руб., 2013 г. 10747 тыс. руб.,
     2014 г.- 4054 тыс. руб.
   Перекладка тепловых сетей:
     2012 г.- 21011 млн. руб.,
     2013 г. -25150 млн. руб., 2014 г.-39560 млн. руб.
   - МУП «Шарьинская ТЭЦ»
     2011г.-7605 тыс. руб.,
     2012г.- 3101 тыс. руб.,
     2014 г.- 790 тыс. руб.
     2011 год - замена трубной системы подогревателя ПСВ-200-7-15 - 1487 тыс. руб.

Динамика перекладки тепловых сетей

Год Перекладка
в 2-х трубном
исчислении
Стоимость
млн. руб.
2012 1002 21011
2013 1016 25150
2014 1169 39560

Московская область

   Отдел по надзору за электрическими станциями и распределительными сетями Центрального управления Ростехнадзора осуществляет надзор за следующими основными субъектами электроэнергетики, расположенными на территории Московской области:
   - ОАО «Московская объединенная электросетевая компания» (далее- ОАО «МОЭСК»);
   - филиал ОАО «ФСК ЕЭС»- Московское ПМЭС;
   - ОАО «Мосэнерго»;
   - филиал ОАО «Э.ОН Россия» – Шатурская ГРЭС;
   - филиал ОАО «РусГидро» - «Загорская ГАЭС»;
   - филиал ОАО «Интер РАО – Электрогенерация» - Каширская ГРЭС.    Ниже в таблице 1 приведены сведения об оборудовании, отработавшем установленный нормативно технической документацией срок службы.

Таблица 1. ОАО "МОЭСК"

 Наименование оборудования Доля оборудования,
отработавшего нормативный
срок службы (%)
ПС 35 кВ и выше 68,2
ТП (КТП, ЗТП, РП, БКТП) 6-35/04 кВ 58,7
ВЛ 35 кВ и выше 25,0
ВЛ 0,4-20 кВ 64,3
КЛ 35 кВ и выше 47,0
КЛ 0,4-20 кВ 59,6

Таблица 1. Филиал ОАО «ФСК ЕЭС»- Московское ПМЭС

 Наименование оборудования Доля оборудования,
отработавшего нормативный
срок службы (%)
ПС 220 кВ и выше 36
ВЛ 220 кВ и выше 60

Таблица 1. ОАО "Мосэнерго"

 Наименование оборудования Доля оборудования,
отработавшего нормативный
срок службы (%)
ТЭЦ-17 - филиал ОАО «Мосэнерго»  
   Трансформаторы 100%
ТЭЦ-22 - филиал ОАО «Мосэнерго»  
   Генераторы 100%
   Трансформаторы 100%
ГРЭС-3 - филиал ОАО «Мосэнерго»  
   Трансформаторы 100%
   Трансформаторы 100%
филиал Каширская ГРЭС ОАО "Интер РАО - Электрогенерация"  
   Генераторыераторы 100%
   Трансформаторы 100%
Шатурская  ГРЭС - филиал ОАО «Э.ОН Россия»  
   Трансформаторы 100%
   Турбогенераторы 100%

   В таблице 2 приведены сведения о фактическом износе оборудования (%), установленном на филиала ОАО «РусГидро»-«Загорская ГАЭС.

Таблица 2. Филиал ОАО «РусГидро»-Загорская ГАЭС

 Наименование оборудования Фактический износ оборудования по данным бухгалтерского учета (%)
Генератор-двигатель синхронный к гидравлической
турбине вертикальной ВГДС-1025/245- 40УХЛ4, №1
23,59
Генератор-двигатель синхронный к гидравлической
турбине вертикальной ВГДС-1025/245- 40УХЛ4, №2
19,97
Генератор-двигатель синхронный к гидравлической
турбине вертикальной ВГДС-1025/245- 40УХЛ4, №3 
21,65
Генератор-двигатель синхронный к гидравлической
турбине вертикальной ВГДС-1025/245- 40УХЛ4, №4 
20,82
Генератор-двигатель синхронный к гидравлической
турбине вертикальной ВГДС-1025/245- 40УХЛ4, №5
21,01
Генератор-двигатель синхронный к гидравлической
турбине вертикальной ВГДС-1025/245- 40УХЛ4, №6
19,72
Турбина гидравлическая радиально- осевая обратимая
РОНТ 115/812-В- 630-200мВт №1
23,59
Турбина гидравлическая радиально- осевая обратимая
РОНТ 115/812-В- 630-200мВт №2
19,97
Турбина гидравлическая радиально- осевая обратимая
РОНТ 115/812-В- 630-200мВт №3
21,65
Турбина гидравлическая радиально- осевая обратимая
РОНТ 115/812-В- 630-200мВт №4
20,82
Турбина гидравлическая радиально- осевая обратимая
РОНТ 115/812-В- 630-200мВт №5
21,01
Турбина гидравлическая радиально- осевая обратимая
РОНТ 115/812-В- 630-200мВт №6
19,72
Трансформатор силовой ТЦ- 250000/500, РУ-500 кВ, Т-1 81,83
Трансформатор силовой ТЦ- 250000/500, РУ-500 кВ, Т-2 25,40
Трансформатор силовой ТЦ- 250000/500, РУ-500 кВ, Т-3 39,23
Трансформатор силовой ТЦ- 250000/500, РУ-500 кВ, Т-4 38,89
Трансформатор силовой ТЦ- 250000/500, РУ-500 кВ, Т-5 39,23
Трансформатор силовой ТЦ- 250000/500, РУ-500 кВ, Т-6 39,23

 Анализ состояния дел по замене оборудования топливно-энергетического комплекса показывает, что основным мероприятием по оценке технического состояния электротехнического оборудования отработавшего, установленный нормативно-технической документацией срок службы, является проведение периодического технического освидетельствования, что и предусмотрено требованиями пункта 1.5.2 правил технической эксплуатации электрических станций и сетей Российской Федерации.

   По результатам проведения технического освидетельствования, как правило, комиссией принимается решение о продлении срока службы электротехнического оборудования. Критерием продления срока дальнейшей эксплуатации электротехнического оборудования является соответствие нормируемым параметров состояния оборудования.

   Из сведений предоставленных хозяйствующими субъектами следует, что замена оборудования планируется, как правило, после истечения двух нормативных (установленных) сроков эксплуатации. Так, например на ТЭЦ-17- филиал ОАО «Мосэнерго» замена силовых трансформаторов с диспетчерскими наименованиями Т-45,Т-46,Т-47,Т-48,Т-50, введенными в эксплуатацию в период с 1955 по 1965 гг., планируется в течении 2015-2018 гг. При этом срок эксплуатации этих трансформаторов будет составлять 53-61 год, что в два и более раза превышает нормативный срок эксплуатации данного вида оборудования. Аналогичная ситуация с электротехническим оборудования на ТЭЦ-22-филиал ОАО «Мосэнерго», где генераторы, введённые в эксплуатацию в 1973, планируются к замене в 2019 году. При этом срок эксплуатации этих генераторов составит 46 лет, при нормативном - 25 лет.

   Положение дел на Каширской ГРЭС – филиал ОАО «Интер РАО- Электрогенерация» не отличается в лучшую сторону, так например, силовые трансформаторы, введённые эксплуатацию в период с 1963 по 1967 годы, планируются к замене в 2015-2018 годах. При этом срок эксплуатации этих трансформаторов составит 50 лет, при нормативном - 25 лет.

   Электросетевые компании Московского региона имеют инвестиционные программы и планируют проведение технического перевооружения и реконструкцию электросетевых объектов, но постоянная корректировка объемов и перенос сроков выполнения инвестиционных программ затрудняет объективную оценку выполнения этих программ с точки зрения сроков выполнения. При этом сроки эксплуатации электрооборудования объектов, подлежащих реконструкции и техперевооружению, значительно превышают нормативные.

   Таким образом, замена электротехнического оборудования, отработавшего установленный нормативно-технической документацией срок службы, проводится крайне медленными темпами, не обеспечивающими поддержания отрасли в надлежащем техническом состоянии. При этом некоторые собственники делают упор на периодическое проведение технического освидетельствования электрооборудования с последующим продлением срок его эксплуатации, который значительно превышает нормативный. .

Смоленская область

   Отдел государственного энергетического надзора по Смоленской области (далее – Отдел) осуществляет надзор за следующими структурными подразделениями энергетических компаний ОАО «ФСК ЕЭС», ОАО «МРСК Центра», ОАО «Э.ОН Россия», ОАО «Квадра – генерирующая компания»: 
   - филиал ОАО «ФСК ЕЭС» Брянское ПМЭС;
   - филиал ОАО «МРСК Центра» - «Смоленскэнерго»;
   - филиал «Смоленская ГРЭС» ОАО «Э.ОН Россия»;
   - филиал ОАО «Квадра» - «Западная генерация»,
   а также осуществляет надзор за объектами ООО «Дорогобужская ТЭЦ», а именно: Дорогобужская ТЭЦ, выделившееся из состава филиала ОАО «Квадра» - «Западная генерация» 01.03.2014 г.

 

 

Филиала ОАО «ФСК ЕЭС»- Брянского ПМЭС

   Физический износ оборудованияия

Тип оборудования

%
Машин и оборудования 62,89%
Сооружений 42,13%
Общий 51,99%

   Сведения по оборудованию, отработавшему один нормативный срок и более, %

Наименование оборудования БПМЭС
Трансформаторы и автотрансформаторыры 80
   Шунтирующие реакторы 75
   Трансформаторы тока 45
   Трансформаторы напряжения 70
   Выключатели 65
   В/ввода 42
   Разъединители 82
   ОПН 10
   Компрессорырессоры 28
ТП (КТП, ЗТП, РП, БКТП) 6-35/04 кВ 14,3
   ВЛ 35 кВ и выше 85

   Доля оборудования, которое превысит нормативный срок службы в последующие 10 лет, %

Наименование оборудования БПМЭС
Трансформаторы и автотрансформаторыры 84,8
   Шунтирующие реакторы 75
   Трансформаторы тока 76,2
   Трансформаторы напряжения 79
   Выключатели 80
   ПС 35 кВ и выше 11
   Разъединители 94
   ОПН 10,7
ТП (КТП, ЗТП, РП, БКТП) 6-35/04 кВ 42,8
   ВЛ 35 кВ и выше 95

 

 

    Сравнительная характеристика темпов замены оборудования за период 2011 – 2014 гг.

   2011 год.

   Замена оборудования не проводилась. 2012 год.

   Филиал ОАО ФСК ЕЭС» Брянское ПМЭС

   1. ПС 330 кВ «Рославль» (установка и ввод в эксплуатацию трансформаторов напряжения 330 кВ- 2 шт., разъединителей 330 кВ – 4 шт., элегазовых выключателей 330 кВ - 1 шт., трансформаторы тока 330 кВ- 2 шт.).

   2013 год.

   Филиал ОАО ФСК ЕЭС» Брянское ПМЭС

   1. ПС 330 кВ «Талашкино» (замена автотрансформатора мощностью 200000 МВА на автотрансформатор АТДЦТН-250000/330/220-У-1).
   2. ПС 330 кВ «Рославль» (установка и ввод в эксплуатацию разъединителей 330 кВ – 1 шт., элегазовых выключателей 330 кВ -1 шт., трансформаторов тока 330 кВ- 2 шт.).

   2014 год.

   Филиал ОАО ФСК ЕЭС» Брянское ПМЭС

   1. ПС 220 кВ « Восток» (установка и ввод в эксплуатацию элегазовых выключателей 110 кВ- 5 шт., разъединителей 110 кВ -16 шт., трансформаторов напряжения- 3 шт.).

   Филиал ОАО «Квадра»- «Западная генерация»

   1. Смоленская ТЭЦ-2 (замена блочного трансформатора ст. №3 на трансформатор ТДЦ -125000/110У1).

   Тверская область

   Филиал ОАО «МРСК Центра» – «Тверьэнерго»

   За период с 2011 по 2014 гг. было заменено следующее основное электрооборудование оборудование на новое:
   1. Силовые трансформаторы 35-110 кВ – 5 шт.
   2. Масляные выключатели 110 кВ на элегазовые выключатели – 36 шт.
   3. Трансформаторы тока 110 кВ – 66 шт.
   4. Масляные выключатели 35кВ на элегазовые выключатели – 28 шт.
   5. Масляные выключатели 35 кВ на вакуумные выключатели – 15 шт.
   6. Трансформаторы тока 35 кВ – 63 шт.
   7. Масляные выключатели 6-10кВ на вакуумные выключатели – 183 шт.

   Объемы основного заменяемого оборудования позволяют поддерживать электроустановки в удовлетворительном техническом состоянии и снизить износ оборудования с 77,4% до 76,94% по сравнению с 2011 годом.

   По результатам технического освидетельствования замена данного электрооборудования по техническому состоянию в настоящий момент не требуется.

   Филиал «Конаковская ГРЭС» ОАО «Энел Россия»

   Агрегаты, находящие в эксплуатации более 50 лет:
   1. Котёл ПК-41 №1, изготовитель - ЗИО г. Подольск, год ввода в эксплуатацию – 1962, установленный срок службы – 200000 часов, фактически отработанный срок - 310561 часов;
   2. Котёл ПК-41 №2, изготовитель - ЗИО г. Подольск, год ввода в эксплуатацию – 1963, установленный срок службы – 200000 часов, фактически отработанный срок - 313921 часов;
   3. Котёл ПК-41 №3, изготовитель - ЗИО г. Подольск, год ввода в эксплуатацию – 1964, установленный срок службы – 200000 часов, фактически отработанный срок - 326313 часов;
   4. Турбина К-300-240-7МР №1, изготовитель -ЛМЗ, год ввода в эксплуатацию – 1964, установленный срок службы – 220000 часов, фактически отработанный срок - 319700 часов; в 2006 году была произведена РВД, РСД;
   5. Турбогенератор №1 тип ТВВ-320-2У3 (ТВВ-350-2У3 ), изготовитель - ОАО «Электросила», год ввода в эксплуатацию – 1964, установленный срок службы - не более 30 лет, в 2005 году была произведена замена ротора, в 2006 году - статора.

   Все основное энергетическое оборудование филиала «Конаковская ГРЭС» ОАО «Энел Россия» отработало расчетный срок службы и парковый ресурс. Согласно ФЗ-116 «О промышленной безопасности» все энергетическое оборудование проходит процедуру технического диагностирования и экспертизу промышленной безопасности (ЭПБ), в результате которой назначается дополнительный срок службы или ресурс.

   В период проведения модернизации энергоблоков №№1, 2, 3 и 8 была произведена замена роторов высокого и среднего давлений (РВД и РСД). Таким образом, помимо улучшения технико-экономических показателей (ТЭП) энергоблока был восстановлен и сам ресурс турбин этих блоков.

   В связи с тем, что годовой коэффициент использования установленной мощности станции меньше 50%, модернизация остальных энергоблоков не потребовалась. Все остальные корпусные детали всех турбин и не замененные ротора РВД и РСД также проходят процедуру технического диагностирования и последующего определения срока разрешенного ресурса.

   По автотрансформаторам и трансформаторам турбогенераторов энергоблоков станции срок службы составляет не менее 25 лет. Продление срока службы или его замена определяется по результатам проведения осмотра трансформатора, с привлечением специализированной организации и представителей Ростехнадзор.

   МУП «Тверьгорэлектро»

   Объемы основного заменяемого оборудования позволяют поддерживать электроустановки в удовлетворительном техническом состоянии и снизить его износ. Планы по замене оборудования, требующего замены за отчетные периоды (2011-2014 гг.) выполняется:

Наименование
заменяемого оборудования
2011г.
План/факт
2012г.
План/факт
2013г.
План/факт
2014г.
План/факт
Воздушная линия электропередач 0,4 - 6(10) кВ, км 27,5/34,7 24,50/38,76  25,4/40,0 32,89/32,17
Силовые трансформаторы 6(10)/0,4 кВ, шт. 30/34 30/46 26/40 36/34
Кабельная линия электропередач 0,4 - 6(10) кВ, км 2,42/2,42 3,12/3,27 2,1/5,1 2,95/3,2
Коммутационные аппараты 13/30 19/52 28/116 18/37

   ООО «Тверьоблэлектро»

   По истечении установленного нормативно-технической документации срока службы энергооборудования, зданий и сооружений в ООО «Тверьоблэлектро» проводится техническое освидетельствование объектов, что позволяет оценить состояние, а также определение мер, необходимых для обеспечения установленного ресурса энергооборудования.

   Результаты технического освидетельствования заносятся в паспорт энергообъекта. Также за счет своевременного проведения работ по текущей эксплуатации, ежегодно уменьшается число трансформаторов, которым необходим капитальный ремонт:
   2011 год – 21 шт.,
   2012 год – 19 шт.,
   2013 год – 16 шт.,
   2014 год – 14 шт.

   ОАО «Бологовский арматурный завод»

   В целом по оборудованию трансформаторных подстанций 110-35-10 кВ требуется замена Изоляторов ОРУ – 50%; выключателей масляных – 65%; трансформаторов – 50%; маслонаполненных вводов – 50%. План по замене оборудования выполняется по мере финансирования (долг Филиала ОАО «МРСК Центра» - «Тверьэнерго» по оплате услуги – передача электроэнергии на 0.11.2014 составляет 4277,145 тыс. рублей). Поддерживать оборудование в работоспособном состоянии позволяет проведение своевременного текущего обслуживания с привлечением специализированной организации.

   Ярославская область

   Отдел государственного энергетического надзора по Ярославской области (далее – Отдел) осуществляет надзор за следующими структурными подразделениями энергетических холдингов ФСК, МСРК и РусГидро:
   - филиал ОАО «МРСК Центра»-«Ярэнерго»;
   - Ярославский район МЭС Валдайское ПМЭС Филиала ОАО «ФСК ЕЭС»;
   - филиал ОАО «Русгидро»-«Каскад Верхневолжских ГЭС» , а также осуществляет надзор за объектами ОАО «ТГК-2», расположенными на территории Ярославской области, а именно – Ярославской ТЭЦ-1, Ярославской ТЭЦ-2, Ярославской ТЭЦ-3.

Филиала ОАО «МРСК Центра» - «Ярэнерго»

   Физический износ оборудования

Наименование оборудования %
Трансформаторное оборудование (35- 220 кВ) 72,43%
Коммутационные аппараты (35-220 кВ) 62,06%

Общий

68,29%

Тип ВЛ

 % 
ВЛ 35 кВ и выше 78,07%
ВЛ 0,4-20 кВ 70,43%
КЛ 35 кВ и выше 36,33%
КЛ 0,4-20 кВ 65,94%

Общий

72,24%

   Сведения по оборудованию, отработавшему один нормативный срок и более, %

Наименование оборудования %
ПС 35 кВ и выше 78,29%
ТП (КТП, ЗТП, РП, БКТП) 6-35/04 кВ 72,85%
ВЛ 35 кВ и выше 65,45%
ВЛ 0,4-20 кВ  48,27%
КЛ 35 кВ и выше 0,00%
КЛ 0,4-20 кВ 61,95%

   Доля оборудования, которое превысит нормативный срок службы в последующие 10 лет, %

Наименование оборудования %
ПС 35 кВ и выше 90,29%
ТП (КТП, ЗТП, РП, БКТП) 6-35/04 кВ 82,33%
ВЛ 35 кВ и выше 87,80%
ВЛ 0,4-20 кВ  75,68%
КЛ 35 кВ и выше 0,00% 
КЛ 0,4-20 кВ 74,38%

 Филиал ОАО «РусГидро»-«Каскад Верхневолжских ГЭС»

   Физический износ оборудования

Тип оборудования %
Генераторы 58,7 
Трансформаторное оборудование (35-220 кВ) 75,3
Коммутационные аппараты (35- 220 кВ)  36,1
Общий 56,7

   Сведения по оборудованию, отработавшему один нормативный срок и болееолее

Наименование оборудования %
Генераторы 57,14%
ПС 35 кВ и выше  0%
Общий 57,14%

 Ярославский район н МЭС Валдайское ПМЭС Филиала ОАО «ФСК ЕЭС»

   Физический износ оборудования

Наименование оборудования %
Трансформаторное оборудование (35- 220 кВ) 93,7%
Коммутационные аппараты (35-220 кВ) 81,4%

Общий

87,6%
Тип ВЛ %
ВЛ 35 кВ и выше  -
ВЛ 0,4-20 кВ 90,5%
КЛ 35 кВ и выше -
КЛ 0,4-20 кВ -

Общий

70,4%

   Сведения по оборудованию, отработавшему один нормативный срок и более, %

Наименование оборудованияя %
ПС 35 кВ и выше 88,9%
ТП (КТП, ЗТП, РП, БКТП) 6-35/04 кВ -
ВЛ 35 кВ и выше 82,6%
ВЛ 0,4-20 кВ -
КЛ 35 кВ и выше -
КЛ 0,4-20 кВ 65,7%

 

   Доля оборудования, которое превысит нормативный срок службы в последующие 10 лет, %

Наименование оборудования %
ПС 35 кВ и выше 88,9%
ТП (КТП, ЗТП, РП, БКТП) 6-35/04 кВ -
ВЛ 35 кВ и выше 82,6%
ВЛ 0,4-20 кВ -
КЛ 35 кВ и выше -
КЛ 0,4-20 кВ 65,7%

 Энергообъекты (ТЭЦ-1, 2, 3) ОАО «ТГК-2» Ярославской области

   Физический износ оборудованияя

 Тип оборудования  %
Котлоагрегаты 80,0
Турбоагрегаты 75,5
Котлы водогрейные 50,0

   Сведения по оборудованию, отработавшему один нормативный срок и более, %

 Тип оборудования  %
Котлоагрегаты  94,44
Турбоагрегаты  90,5
Котлы водогрейные  50,0

   Доля оборудования, которое превысит нормативный срок службы в последующие 10 лет, %

 Тип оборудования  %
Котлоагрегаты  94,4
Турбоагрегаты  94,7
Котлы водогрейные  75,5

   2011 год

   Филиал ОАО «Русгидро» - «Каскад Верхневолжских ГЭС»:

   Замена гидроагрегата ст.№2 (генератор и турбина) Угличской ГЭС.

   2012 год

   Ярославский район МЭС Валдайское ПМЭС Филиала ОАО «ФСК ЕЭС»:

   1. Реконструкция заходов ВЛ 220 кВ Пошехонье - Первомайская, Рыбинск – Пошехонье 1,2, Пошехонье – Вологда, Пошехонье – Ростилово, Белозерская – Пошехонье, в связи с комплексной реконструкцией ПС 220 кВ Пошехонье: общее увеличение протяженности указанных ВЛ по трассе составило 3,75 км, по цепям – 1,98 км.

   2. Введены в эксплуатацию стационарные ДГУ 300 кВт на 6 ПС ЯРМЭС;

   3. Завершение 1 этапа реконструкции ПС 220 кВ Пошехонье (ввод в работу силового трансформатора Т-1- замена на большую мощность с 20 МВА на 40 МВА), оборудования связи и АСУ ТП.

   2013 год

   Филиал ОАО «МРСК Центра»-«Ярэнерго»:

   ПС «Кинопленка» (ввод силового трансформатора ТМ-6300/110-80У).
   ПС «Кинопленка» (ввод силового трансформатора ТМ-6300/110-80У).
   ПС «Нива» (ввод силового трансформатора ТМ-6300/110-80У).
   ПС «Заволжская» (ввод силового трансформатора Силовой трансформатор ТДНС-10000/35-У1)
   ПС «Заволжская» (ввод силового трансформатора Силовой трансформатор ТДНС-10000/35-У1)

   Ярославский район МЭС Валдайское ПМЭС Филиала ОАО «ФСК ЕЭС»:

   Завершение 2 этапа реконструкции ПС 220 кВ Пошехонье

   Филиал ОАО «Русгидро»-«Каскад Верхневолжских ГЭС»:

   Гидроагрегата ст. №2 (генератора и турбина) Рыбинской ГЭС.
   Трансформаторной группы ГА №2 Рыбинской ГЭС– 2012-2013г.г.

   2014 год.

   ОАО «ТГК-2»:
   Котел паровой № 1 (Polikraft-5000-10UTF) Ляпинской паровой котельной, г. Ярославль.
   Котел паровой № 2 (Polikraft-5000-10UTF) Ляпинской паровой котельной, г. Ярославль.
   Котел Водогрейный № 3 (Evroterm-58 КВГМ-58-150Н) Ляпинской паровой котельной, г. Ярославль.
   Котел паровой № 4 (Evroterm-58 КВГМ-58-150Н) Ляпинской паровой котельной, г. Ярославль.
   Котел паровой № 5 (Evroterm-58 КВГМ-58-150Н) Ляпинской паровой котельной, г. Ярославль.

   Белгородская область

   Износ основных фондов электрических сетей ЕНЭС на 01.11.2014 г. составили 64%, в т.ч. машин и оборудования – 59%, сооружений – 72%.

   По истечении установленного нормативно-технической документацией срока службы все технологические системы и электрооборудование, не замененные в период с 2011 по 2014 гг. проходят техническое освидетельствование с целью оценки состояния, продления сроков дальнейшей работы и условий эксплуатации.

   Перечень мероприятий по мониторингу своевременной замены оборудования:
   - диагностический контроль оборудования, находящегося на учащенном контроле, согласно годового план-графика;
   - диагностический контроль всего силового оборудования, согласно многолетнего плана по диагностике оборудования;
   - анализ технического состояния силового оборудования, с учетом срока эксплуатации, результатов ремонтов;
   - анализ технологических нарушений, связанных с силовым оборудованием;
   - определение приоритетности замены оборудования, с учетом важности энергообъекта и состояния силового оборудования.

   Перечень программ (планов) технического перевооружения, сроки реализации, целевые индикаторы и показатели:


п/п
 Наименование объекта Проектная
мощность/протяженность
сетей
Год начала
строительства
Год окончания
строительств
 МВт/Гкал/ч/ км/ МВА
1 Программа реновации основных
фондов ОАО «ФСК ЕЭС»
(объекты некомплексной реконструкции)
     
1.1 ПС 220 Черемисино
(Реконструкция с заменой
оборудования в т.ч. ОД и КЗ)
2 комплекта 2014 2017
2 Программа замены ВВ 330- 750 кВ
на объектах ОАО «ФСК ЕЭС»
(ПС 330 кВ Курская)
2 шт. 2014 2014

 Филиал ОАО «МРСК Центра» - «Белгородэнерго»

   Информация о физическом износе оборудования

Тип оборудования

%
Трансформаторное оборудование 64,57%
Коммутационные аппараты 62,83%
Общий 62,15%
Тип ВЛ %
ВЛ 35 кВ и выше       68,3%
ВЛ 0,4-20 кВ 63,17%
КЛ 35 кВ и выше 12,9%
КЛ 0,4-20 кВ 45,8%

Общий

58,19%

 На 2014 год по филиалу ОАО «МРСК Центра»-«Белгородэнерго» запланирована замена следующего оборудования:
   Масляные выключатели 110 кВ – 2 штуки
   ОДКЗ 110 кВ – 6 штук
   Масляные выключатели 35 кВ – 23 штуки
   Масляные выключатели 6 (10) кВ – 146 штук
   Трансформаторы силовые 110 кВ – 3 штуки

   3. В целях мониторинга своевременной замены оборудования разрабатываются многолетние и годовые программы технического освидетельствования и ремонта объектов филиала. На основании годовых программ формируются месячные планы работ подразделений, выполнение которых ежемесячно контролируется вышестоящими управлениями филиала.

   4. С целью поддержания технического состояния оборудования требованиям НТД в филиале разработаны следующие программы технического перевооружения на 2014 год: целевая программа повышения надежности, программа реконструкции сетей 0,4-10 кВ, программа технологического присоединения, программа электроснабжения объектов ИЖС, схема и программа развития электроэнергетики Белгородской области.

   Сравнительная характеристика темпов замены оборудования энергетического, бурового и тяжелого машиностроения в организациях топливно-энергетического комплекса Белгородской области.

   1. Филиал ОАО «ФСК ЕЭС» - Черноземное ПМЭС:
   в 2011 г. - заменено 11 единиц оборудования;
   в 2012 г. - заменено 24 единиц оборудования;
   в 2013 г. - заменено 53 единиц оборудования;
   в 2014 г. - заменено 15 единиц оборудования;

   2. Филиал ОАО «МРСК Центра»-«Белгородэнерго»
   в 2011 г. - заменено 191 единиц оборудования;
   в 2012 г. - заменено 208 единиц оборудования;
   в 2013 г. - заменено 181 единиц оборудования;
   в 2014 г. - заменено 5 единиц оборудования;

   3. Филиал ОАО «Квадра»-«Южная генерация».
   Замена основного теплоэнергетического оборудования в периоды с 2011 по 2014 гг. не производилась. Поддержание работоспособности вышеуказанного оборудования осуществляется за счет проведения текущих и капитальных ремонтов и проведения диагностических работ специализированными организациями по продлению срока эксплуатации.

Воронежская область

   Темпы замены основного энергетического оборудования в периоды с 2011 по 2014 гг. ощутимо снижены. Замена энергетического оборудования с 2011 года по декабрь 2014 года не проводилась. Поддержание работоспособности энергетического оборудования осуществляется за счет проведения текущих и капитальных ремонтов и проведения диагностических работ специализированными организациями по продлению срока эксплуатации.

   Фактов эксплуатации энергетического оборудования сверх назначенного в установленном порядке ресурса без проведения соответствующих организационно-технических мероприятий по продлению срока его эксплуатации нет.

   Однако существует проблема, которую руководство ОАО «Квадра» решает очень медленно. Она заключается в том, что абсолютное количество паровых и водогрейных котлов, трубопроводы горячей воды с низкими параметрами отработало расчетные сроки службы, а энергетические котлы и трубопроводы пара в два и более, раз превысили установленный парковый ресурс.

   К примеру, на теплоэнергетических объектах Воронежской, Белгородской, Курской, Липецкой и Тамбовской областях в отдельных случаях эти сроки продлевались два, три и более раз. Износ же их в большинстве случаев близок к 100%.

   Вывод же их из эксплуатации и замена его на более современное, по заверению руководства ОАО «Квадра», будет проводиться только в следующих случаях:

   По достижению технического состояния, не обеспечивающего требования промышленной безопасности.

   По мере ввода в эксплуатацию новых замещающих мощностей.

   По условиям рынка электроэнергии и замещающих мощностей.

   Компания «Квадра» начала реализацию приоритетных инвестиционных проектов. По этим проектам к уже введенным в эксплуатацию две ПГУ-115 МВт в Воронежской и Курской областях в качестве приоритетных утверждены два инвестиционных проекта: «Реконструкция Воронежской ТЭЦ-1. Строительство ПГУ-223МВт» и «Реконструкция Курской ТЭЦ-1. Строительство ПГУ-115МВт». Эти инвестиционные проекты будут реализованы в рамках программы по обновлению генерирующих мощностей, которая предусматривает строительство 1092 МВт новых мощностей на период до 2016 года.

   Реализация этой программы решает проблему лишь частично. Существующее законодательство и нормативно-технические документы не дают возможности ограничивать количество продлений срока службы и паркового ресурса теплоэнергетического оборудования, что мешает решению проблемы вывода из строя оборудования, отработавшего расчетный срок службы или достигшего паркового ресурса.

 Курская область

   Филиал ОАО «МРСК Центра» - «Курскэнерго»

   Износ активной части основных фондов: в:    ВЛ - 0,4; (6) 10 кВ – 74,1 %;
   ВЛ-35; 110 кВ – 78,03 %;
   ТП-(6) 10 кВ – 74,2 %
   ПС-35; 110 кВ – 75,59 %;
   Здания, сооружения, строения – 57%.

   Доля оборудования, отработавшего нормативный срок службы – 66,2 %
   Доля оборудования, которое превысит нормативный срок службы в последующие 10 лет – 25,4 %

   В 2014 году в рамках работы по продлению срока безопасной эксплуатации основного оборудования проведено техническое освидетельствование в следующем объёме:
   ПС-35, 110 кВ – 41 шт.;
   ВЛ-35, 110 кВ – 47 шт.;
   ВЛ - (6)10/0,4кВ – 1092 шт.;
   ТП (6)10/0,4кВ – 692 шт.;
   Здания – 21 шт.

   Для продления срока безопасной эксплуатации основного оборудования проводятся регламентные текущие и средние ремонты, техническое обслуживание по годовым и многолетним графикам, которые составлены в соответствии с заводской документацией и приказом Филиала ОАО «МРСК Центра» - «Курскэнерго».

   Черноземное ПМЭС

   Износ основных фондов электрических сетей ЕНЭС по данным бухгалтерского учета составляет: машины и оборудование – 59 %, сооружения – 72 %, здания – 38,96 %.

 Филиал ОАО «МРСК Центра» «Курскэнерго»

   Выполнение ремонтов (январь-октябрь 2014 г. нарастающим итогом):

Наименование работ Единица
измерения
План с
нарастающим
итогом
Факт с
нарастающим
итогом
% выполнение
плана с нарастающим
итогом
ВЛ-110 кВ        
   Капитальный ремонт км 335,7 335,7 100,0%
ВЛ-35 кВ        
   Капитальный ремонт км 400,8 400,8 100,0%
   Расчистка трассы, всего га 107,4 107,9 100,4%
ВЛ-6-10 кВ        
   Капитальный ремонт км 1356,2 1356,2 100,0%
   Расчистка трассы, всего га 552,6 569,7 103,1%
   ТП (ЗТП, КТП, РП)        
   Ремонт ТП (ЗТП, КТП, РП) шт 409 409 100,0%

   Техническое освидетельствование оборудования осуществляется в соответствии с Методическими указаниями по проведению периодического технического освидетельствования электротехнического оборудования ЕНЭС, согласованными с Управлением государственного энергетического надзора (письмо от 02.12.2008 № 10-05/2912).

   Черноземное ПМЭС

   Выполнение ремонтов оборудования ПС и ВЛ Черноземного ПМЭС осуществляется в соответствии с графиками, составленными на основании инструкций по эксплуатации оборудования, результатов диагностики, а также результатов периодического технического освидетельствования.

   Техническое освидетельствование оборудования осуществляется в соответствии с Методическими указаниями по проведению периодического технического освидетельствования электротехнического оборудования ЕНЭС, согласованными с Управлением государственного энергетического надзора (письмо от 02.12.2008 № 10-05/2912).

   Филиал ОАО «МРСК Центра» - «Курскэнерго»

   Вывод из эксплуатации и ввод энергетического оборудования в эксплуатацию, осуществляется в соответствии с утверждённым графиком.   

Оборудование Вывод
из работы
Ввод
в работу
Воздушные линии (6) 10 кВ 0 км 9,943 км
Воздушные линии 0,4 кВ 0 км 24,121 км
Кабельные линии (6) 10 кВ 0 км 0,53 км
Кабельные линии 0,4 кВ 0 км 0 км
ПС-35 кВ 0 шт 1 шт
ТП-(6) 10/0,4 кВ 0 шт 12 шт

   Черноземное ПМЭС

   Реконструкция энергетического оборудования, находящегося в зоне эксплуатационной ответственности Черноземного го ПМЭС осуществляется в соответствии с Инвестиционной программой ОАО «ФСК ЕЭС», утвержденной Министерством энергетики РФ, на основании которой определяется график вывода и ввода оборудования из эксплуатации.    Сравнительный анализ состояния энергетического оборудования и темпов его замены в период с 2011 по 1 ноября 2014 г. показал, что своевременная замена оборудования послужила тенденции к снижению износа основных фондов, находящихся на балансе Черноземного ПМЭС, филиала

   ОАО «МРСК Центра» - «Курскэнерго».

   В свою очередь снижается количество аварийных отключений на подведомственных предприятиях.

   Филиал ОАО «Квадра»-«Южная генерация»

   Замена основного теплоэнергетического оборудования в периоды с 2011 по 2014 гг. не производилась. Поддержание работоспособности вышеуказанного оборудования осуществляется за счет проведения текущих и капитальных ремонтов и проведения диагностических работ специализированными организациями по продлению срока эксплуатации. .

   Липецкая область

   В Липецкой области а период с 2011 года по 1 ноября 2014 г. произведена замена 62 единиц энергетического оборудования:

   В 2011 г. произведена замена 17 единиц энергетического оборудования в ОАО «МРСК-Центра».

   В 2012 г. произведена замена 22 единиц энергетического оборудования в ОАО «МРСК-Центра» и 1 единицы энергетического оборудования в ОАО «НЛМК».

   В 2013 г. произведена замена 14 единиц энергетического оборудования в в ОАО «МРСК-Центра».

   В 2014 г. произведена замена 6 единиц энергетического оборудования в ОАО «МРСК-Центра» и 2 единицы энергетического оборудования в ОАО «НЛМК».

   Таким образом, на объектах топливно-энергетического комплекса наметилась тенденция снижения темпов замены энергетического оборудования, в связи с тем, что энергетическое оборудование, отработавшее нормативный срок службы и не прошедшее техническое освидетельствование было заменено в полном объеме.

   Тамбовская область

   Филиал ОАО «МРСК Центра»-«Тамбовэнерго»

   Энергетическое оборудование, отработавшее установленный нормативный срок службы, своевременно проходит техническое освидетельствование. Периодичность проведения ремонтов технического освидетельствования соблюдается. .

   На 1 декабря 2014 года в эксплуатации находится 3054 единицы основного оборудования (силовые трансформаторы, разъединители, выключатели 35-110 кВ).

   За период с 2011 года по декабрь 2014 года произведена замена:
   - 6 силовых трансформаторов (2011 год – 5 шт.; 2014 год – 1 шт.).
   - 51 разъединителей и выключателей (2011 год – 39 шт.; 2012 год – 2 шт.; 2013 год – 3 шт.; 2014 год – 7 шт.).

   Также следует отметить, что в период с 2006 года по 2011 гг. проводилась замена основного оборудования в количестве 80 шт.

   Дальнейшая замена оборудования планируется с 2015 года согласно графиков замены оборудования.

   Производственное подразделение Тамбовской ТЭЦ филиала ОАО «Квадра» – «Восточная генерация»

   Энергетическое оборудование, отработавшее установленный нормативный срок службы, своевременно проходит техническое освидетельствование. Периодичность проведения ремонтов и технического освидетельствования соблюдается.

   Замена энергетического оборудования с 2011 года по декабрь 2014 года не проводилась, за исключением трансформатора 4Т, который был заменен и введен в эксплуатацию в 2013 году.    Замена основного энергетического оборудования в ближайшие годы не планируется.

   Тульская, Калужская, Рязанская, Орловская, Брянская области

   Первомайская ТЭЦ-филиал ОАО «Щёкиноазот»

   За 2011 – 2014 гг. выполнение графиков планово – предупредительных ремонтов составило 100 %, периодичность проведения ЭПБ, технических освидетельствований и диагностирований соблюдалась.

   В 2011 – 2014 гг. замена вышеуказанного оборудования на новое не производилась и не планируется в ближайшее время.

   Рязанский филиал ООО «Ново-Рязанская ТЭЦ»    За 2011 – 2014 г.г. выполнение графиков планово – предупредительных ремонтов составило 100 %, периодичность проведения ЭПБ, технических освидетельствований и диагностирований соблюдалась.

   В 2014 году в рамках ивестиционной программы начата реконструкция ЗРУ – 35 кВ и ЗРУ – 110 кВ с заменой морально устаревших и физически изношенных выключателей и разъединителей. Срок полной реконструкции – 2015 год.

   ООО «Щекинская ГРЭС»

   За 2011 – 2014 гг. выполнение графиков планово – предупредительных ремонтов составило 100 %, периодичность проведения ЭПБ, технических освидетельствований и диагностирований соблюдалась.

   С 2007г. по 2014 г. произведена замена 15 разъединителей РГН-110/1000 и 10 разъединителей РГН-220/2000, также 01.12.2014г. введены в эксплуатацию новые выключатели В220 кВ блока 1. Тип У-220-10 и В 1 СШ 220 кВ Щекино-Бегичево с отп. на блок 1. Тип МКП-220-7. Замена остального оборудования в 2011 – 2014 гг. на новое не производилась и не планируется в ближайшее время.

   ООО «Новокондровская ТЭЦ»

&   За 2011 – 2014 г.г. выполнение графиков планово – предупредительных ремонтов составило 100 %, периодичность проведения ЭПБ, технических освидетельствований и диагностирований соблюдалась.

   В 2011 – 2014 г.г. замена вышеуказанного оборудования на новое не производилась и не планируется в ближайшее время.

   ОАО «Тулачермет» ТЭЦ-ПВС

   За 2011 – 2014 гг. выполнение графиков планово – предупредительных ремонтов составило 100 %, периодичность проведения ЭПБ, технических освидетельствований и диагностирований соблюдалась.

   В 2011 – 2014 гг. замена вышеуказанного оборудования на новое не производилась и не планируется в ближайшее время.

   Филиал «Черепетская ГРЭС имени Д.Г. Жимерина» ОАО «Интер РАО – Электрогенерация».

   За 2011 – 2014 г.г. выполнение графиков планово – предупредительных ремонтов составило 100 %, периодичность проведения ЭПБ, технических освидетельствований и диагностирований соблюдалась.

   Инвестиционной Программой Общества предполагается ввод в эксплуатацию мощностей 2-х пылеугольных блоков 225 МВт в 2014 г. (с реконструкцией мазутонасосной станции, 2-х вагоноопрокидывателей и угольного склада) – для замещения мощности выводимых энергоблоков ст. №№ 1,2,3, а также:
   - монтаж 2-х автотрансформаторов связи и КРУЭ 110 кВ;
   - замена 18-ти элегазовых выключателей на СШ 220 кВ;
   - строительство 3-й береговой насосной станции.

   По состоянию на 01.12.2014 года закончено строительство и получен ЗОС на 1-й этап указанных работ (энергоблок ст.№8 установленной мощностью 225 МВт). В настоящее время на блоке производятся пуско – наладочные работы и подготовка к проведению комплексного опробования.

   Оборудование отработавшее назначенный срок запланировано к выведению из эксплуатации в 2015-2017 г.г..

   Филиал ОАО «ОГК-2» - Рязанская ГРЭС

   За 2011 – 2014 г.г. выполнение графиков планово – предупредительных ремонтов составило 100 %, периодичность проведения ЭПБ, технических освидетельствований и диагностирований соблюдалась.

   В 2010 году осуществлен ввод 110 МВт электрической мощности (ГТУ- 110).

   В 2014 году планируется ввод дополнительных мощностей 60 МВт путем замены турбоустановки энергоблока №2 на модернизированную турбину.

   ФГУП «ГНЦ РФ-ФЭИ

   За 2011 – 2014 г.г. выполнение графиков планово – предупредительных ремонтов составило 100 %, периодичность проведения ЭПБ, технических освидетельствований и диагностирований соблюдалась.

   В 2011 – 2014 г.г. замена оборудования на новое не производилась и не планируется в ближайшее время.

   ОАО «Косогорский металлургический завод» ТЭЦ-ПВС

   За 2011 – 2014 г.г. выполнение графиков планово – предупредительных ремонтов составило 100 %, периодичность проведения ЭПБ, технических освидетельствований и диагностирований соблюдалась.

   В 2011 – 2014 г.г. замена оборудования на новое не производилась и не планируется в ближайшее время.

   ПП «Новомосковская ГРЭС" филиала «Центральная генерация»

   ОАО «Квадра»

   За 2011 – 2014 г.г. выполнение графиков планово – предупредительных ремонтов составило 100 %, периодичность проведения ЭПБ, технических освидетельствований и диагностирований соблюдалась.

   В 2013г. введена в эксплуатацию ПГУ – 190 МВт (в составе: паровая турбина SST-600 ст. №9, газовая турбина РG9171Е ст. №8, паровой котел Е- 186/39/7,5/0,7-515/229 (П-142), блочный трансформатор газовой турбины ТДЦ- 200000/110-УХЛ1, блочный трансформатор паровой турбины ТДЦ-125000/110- УХЛ1). .

   ПП «Алексинская ТЭЦ» филиала «Центральная генерация»

   ОАО «Квадра»

   За 2011 – 2014 г.г. выполнение графиков планово – предупредительных ремонтов составило 100 %, периодичность проведения ЭПБ, технических освидетельствований и диагностирований соблюдалась.

   В 2011 – 2014 г.г. замена имеющегося оборудования на новое не производилась и не планируется в ближайшее время. В 2013г. начато строительство ПГУ 115 МВт.

   ПП «Ефремовская ТЭЦ» филиала «Центральная генерация»

ОАО «Квадра»

   За 2011 – 2014 г.г. выполнение графиков планово – предупредительных ремонтов составило 100 %, периодичность проведения ЭПБ, технических освидетельствований и диагностирований соблюдалась.

   В 2011 – 2014 г.г. замена оборудования на новое не производилась и не планируется в ближайшее время.

   ПП «Калужская ТЭЦ» филиала «Центральная генерация»

   ОАО «Квадра»

   За 2011 – 2014 г.г. выполнение графиков планово – предупредительных ремонтов составило 100 %, периодичность проведения ЭПБ, технических освидетельствований и диагностирований соблюдалась.

   В 2011г. введена в эксплуатацию ГТУ – 30 МВт (в составе: газовая турбина SST-600 ст. №9, котел - утилизатор КГТ-45-3,9-440, трансформатор Т- 1 ТРДН-25000/110-ХЛ1, трансформатор Т-2 ТРДН-40000/110-УХЛ1).

   ПП «Орловская ТЭЦ» филиала «Центральная генерация»

   ОАО «Квадра»

   За 2011 – 2014 г.г. выполнение графиков планово – предупредительных ремонтов составило 100 %, периодичность проведения ЭПБ, технических освидетельствований и диагностирований соблюдалась.

   В 2011 – 2014 г.г. замена оборудования на новое не производилась и не планируется в ближайшее время.

   ПП «Ливенская ТЭЦ» филиала «Центральная генерация»

   ОАО «Квадра»

   За 2011 – 2014 г.г. выполнение графиков планово – предупредительных ремонтов составило 100 %, периодичность проведения ЭПБ, технических освидетельствований и диагностирований соблюдалась.

   В 2012г. введена в эксплуатацию ГТУ – 30 МВт (в составе: газовая турбина LM2500+ G4 ст. №3, котел - утилизатор КГТ-42/4,0-440 ст.№1).

   ПП «Дягилевская ТЭЦ" филиала «Центральная генерация»

   ОАО «Квадра»

   За 2011 – 2014 г.г. выполнение графиков планово – предупредительных ремонтов составило 100 %, периодичность проведения ЭПБ, технических освидетельствований и диагностирований соблюдалась.

   В 2013 году смонтирован котел водогрейный КВГМ-100 рег. № 24314 . В 2013г. начато строительство ПГУ 115 МВт.


 Северо-Западный федеральный округ

Калининградская область

   В организациях ТЭК (основная организация ОАО «Янтарьэнерго») в отчетном периоде с 2011 по 1 ноября 2014 года проводилась работа по замене оборудования выработавшего свой срок эксплуатации. Ввод новых объектов 37 отстает от естественного старения. Износ оборудования за истекший период составил:
   - 67,0% в 2011 г.
   - 67,3 % в 2012 г.
   - 58,0 % в 2013 г.
   - 58,5% в 2014 г.

   Ввод нового оборудования в эксплуатацию в соответствии с принятыми инвестиционными программами составляет:
   - КЛ 15 кВ - 1%,
   - КЛ 0,4 кВ- 1,84%,
   - ВЛ 0,4 кВ- 1,7%,
   - ВЛ 15 кВ-0,95%,
   - ТП 0,4-6-10-15 кВ - 1,2%, то есть в пределах 1-2 % от установленного оборудования.

   Оборудование, отработавшее нормативный срок, по результатам технического освидетельствования находится в хорошем и удовлетворительном состоянии.

   Техническому освидетельствованию ежегодно подвергается в среднем от 1200 до 3000 единиц оборудования.

Санкт-Петербург, Ленинградская область

ОАО «ТГК-1»:

   Доля отработавшего нормативный срок службы энергетического оборудования:

Предприятие Турбины Котлы Генераторы Трансформаторы
Центральная ТЭЦ 100% 76% 100% 63,6%
Правобережная ТЭЦ 0% 58,33% 0% 0%
Василеостровская ТЭЦ 66% 81,8% 66,6% 0%
Дубровская ТЭЦ 100% 100% 100% 100%
Первомайская ТЭЦ 33% 61,53% 33,3% 29,4%
Автовская ТЭЦ 57% 53,33% 71,4% 85,7%
Выборгская ТЭЦ 66% 90,9% 66,6% 50%
Северная ТЭЦ 0% 43,45% 100% 100%
Южная ТЭЦ 0% 35,7% 33,3% 37,5%
Петрозаводская ТЭЦ 33% 0% 100% 100%
Апатитская ТЭЦ 0% 30% 100% 70%
Гидроэлектростанции 60,6% - 80% 78%

 ОАО «ИНТЕР РАО –Электрогенерация»филиал «Северо-Западная ТЭЦ»

   Износ активной части фондов: по состоянию на 31.12.2013 года восстановительная стоимость основного оборудования филиала «Северо- Западная ТЭЦ» ОАО «ИНТЕР РАО – Электрогенерация» составляет 6 399 425 тыс. руб.;
   - накопленная амортизация 2 025 188 тыс. руб.;
   - остаточная стоимость 4 374 236 тыс. руб.,
   - соотношение накопленной амортизации к восстановительной стоимости составляет 31,65%.

   В последующие 10 лет превышения нормативного срока службы основного оборудования нет, продление срока безопасной эксплуатации основного оборудования не требуется.

   Филиал ОАО «ОГК-2» - Киришская ГРЭС

   Доля отработавшего нормативный срок службы оборудования более 70 %, продление срока безопасной эксплуатации основного оборудования проводится в установленные сроки.

   Выполнение ремонтов и технического освидетельствование энергетического оборудования проводится в соответствии с утвержденными графиками с учетом мероприятий, предусмотренных в актах обследований, заключений экспертиз промышленной безопасности.

   Темпы ввода оборудования в эксплуатацию, вывода из эксплуатации. Ввод ПГУ-800 – 2012 год.

   Планируется в рамках модернизации теплофикационной части (ТЭЦ):
   - 2018 год ввод ПГУ-170;
   - 2021 год ввод ПТ-65/75-13/13.

   Замена оборудования ТЭК сетевых организаций в 2011-2014 г.г.

 Оборудование ТЭК
(сетевые организации)
2014 2013 2012 2011
Силовые трансформаторы 36 72 0 4
Разъединители 1 0 0 0
Выключатели 4 0 0 0

   Анализ состояния оборудования ГУ ОАО «ТГК-2» по Новгородской области.

   Основное энергетическое оборудование Новгородской ТЭЦ включает в себя:

Энергоблок Шт. Котлоагрегат Шт. Турбоагрегат Шт. Турбогенератор
ПГУ- 210 1 П-137 1 ПТ-50-9,0/1,28 1 ТВФ-60-2
        ГТЭ-160 1 ТЗФГ 160- 2
    ТП-87 4 Т-60-130 1 ТВФ-60-2
        ПТ80/100- 130/13 1 ТВФ-120- 2УЗ

   Анализ аварийности (2013-2014):

   В 2013 году произошло 7 аварий. По вине оперативного персонала ( (ЭЦ, КТЦ, ЦТАИ) произошла 1 авария.
   - Турбинное оборудование – 1 авария;
   - вспомогательное тепломеханическое оборудование – 1 авария;
   - электротехническое оборудование – 1 авария;
   - устройства релейной защиты и автоматики – 2 аварии;
   - устройства тепловой автоматики – 1 авария;
   - системы управления энергетическим оборудованием – 1 авария.    В 2014 году произошло 9 аварий. По вине оперативного персонала (КТЦ, ЭЦ) произошло 2 аварии. По вине привлеченного персонала ООО «Ивэлектроналадка» произошла 1 авария.
   - Котельное оборудование – 2 аварии;
   - турбинное оборудование – 1 авария;
   - вспомогательное тепломеханическое оборудование – 1 авария;
   - электротехническое оборудование трансформаторных и иных подстанций – 1 авария;
   - системы управления энергетическим оборудованием – 2 аварии;
   - трансформаторы и шунтирующие реакторы 110 кВ и выше – 1 авария;
   - устройства релейной защиты, противоаварийной и режимной автоматики – 1 авария.

   В 2014 году была проведена одна проверка с целью оценки готовности Новгородской ТЭЦ к отопительному периоду, нарушений обязательных требований не выявлено, мероприятия по ранее выданным предписаниям устранены в установленные сроки.

Республика Карелия

   Филиал ОАО «ФСК ЕЭС» Карельское ПМЭС

   - 2011 год – энергетическое оборудование требующее замены и обновления, включенное в программу реновации на 2011-2015 годы – 71 позиция, в том числе воздушные выключатели 330кВ типа ВВ-330Б/38/11 16 МВА– 19 шт., автотрансформаторы типа АТДЦТН-125000/220/110/10 – 2 шт., трансформаторы типа ТДТНГ-40500/110/35/6 – 2 шт., автотрансформатор типа АТДТГН-25000/220/35/10 – 1 шт., трансформаторы типа ТДТН-25000/220/35/10 – 2 шт., автотрансформаторы типа АТДЦТ-250000/330/150 – 4 шт., вольтдобавочные трансформаторы типа ВРТДНУ-240000/35/35 – 2 шт., компрессора ВШВ-3/40 – 3 шт., компрессора ВШВ-3/100 – 9 шт., воздухосборники типа ВС-5,0 – 20 шт., воздухосборники типа ВЭЭ-5,0-4,5-1У – 7 шт.

   - 2014 год – энергетическое оборудование требующее замены и обновления – 7 единиц, в том числе воздушные выключатели 330кВ типа ВВ- 330Б-31,5/2000 – 6 шт., разъединители 330 кВ типа РНДЗ-16-220/1000 – 1 шт.

   Износ активной части фондов Карельского ПМЭС на 01 декабря 2014 года – 51,13%, в том числе по ВЛ – 55,80 % и по ПС – 42,65 %.

   Доля отработавшего нормативный срок службы оборудования


  п/п 
 Наименование оборудования Доля отработавшего
нормативный срок службы
оборудования, %
1 Силовые трансформаторы 44,6%
2 Выключатели 32,5%
3 Разъединители 56,9%
4 Трансформаторы тока 32,3%
5 Трансформаторы напряжения 36,9%
6 Вводы 48,3%

   Ввод оборудования в эксплуатацию и вывод из эксплуатации выполняется в соответствии с корректировкой Инвестиционной программы ОАО «ФСК ЕЭС» на 2013-2017 г.г., утвержденной приказом Министерства энергетики РФ от 26.07.2013 г. № 412.

   Филиал ОАО «МРСК Северо-Запада» «Карелэнерго»

   - 2011 год – энергетическое оборудование (трансформаторы), требующее замены и обновления в электрических сетях филиала отсутствуют.

   - 2014 год – энергетическое оборудование требующее замены и обновления – 15 позиций, в том числе трансформаторы типа ТДТН-115/38/11 16 МВА– 4 шт., трансформатор типа ТДТН-115/6 10 МВА– 1 шт., трансформатор типа ТМН-35/11 4 МВА– 4 шт., трансформатор типа ТМ-35/0,4 0,1МВА– 1 шт., масляный выключатель 110кВ типа МКП-110Б – 2шт., масляный выключатель 35кВ типа С-35М -11 шт., разъединители 35 кВ типа РНДЗ-35 – 15 шт., разъединители 110 кВ типа РНДЗ-110 – 14 шт.

   Износ активной части фондов: :
   - трансформаторное оборудование – 49,82%;
   - коммутационные аппараты – 40,22%;    - ВЛ 35 кВ и выше – 52,87%,
   - ВЛ 0,4- 20 кВ – 54,57%.

   Доля отработавшего нормативный срок службы оборудования: :    - ПС 35 кВ и выше - 67,5%;
   - ТП (КТП, ЗТП, РП, БКТП) 6-35/0,4 кВ - 79,4%;
   - ВЛ 35 кВ и выше - 55,3%;
   - ВЛ 0,4-20 кВ - 57,0%;
   - КЛ 0,4-20 кВ - 57,3%. %.

   Замена оборудования производится с учетом изменения режима сети. Перенос замены на более поздние сроки связан с корректировкой инвестиционной программы.  

  Филиал «Карельский» ОАО «ТГК-1»

   - 2011 год – энергетическое оборудование требующее замены и обновления – 3 единицы, в том числе турбины ст. №1 типа ПТ-60-130/13- 1 шт., котла ст. №4 и №5 типа КВГМ-100 – 2 шт., на замену энергетического оборудования запланировано – 918419 тыс. руб.

   - 2014 год. Износ активной части фондов по состоянию на 01 декабря 2014 года составляет - 62%, в том числе доля отработавшего нормативный срок службы оборудования: генераторы – 85%, трансформаторы – 91%, турбины – 85%, котлы - 40%.

   На все действующее энергетическое оборудование, отработавшее нормативный срок службы, имеется продление срока службы на основании Актов технического освидетельствования, замена основного оборудования до 2018 года не планируется.

   ОАО «Прионежская сетевая компания»

   Согласно утвержденной Инвестиционной программе на 2011-2015 годы по замене или полного восстановления энергетического оборудования запланированы следующие финансовые средства – 1607714,79 тыс. руб., в том числе: на 2011 год – 169933,11 тыс. руб., на 2012 год – 796123,81 тыс. руб., на 2013 год – 271430,52 тыс. руб., на 2014 год – 133420,69 тыс. руб., на 2015 год – 158694,90 тыс. руб. б.

   Согласно программы на 2011-2014 годы запланированы работы на 304 объектах, в том числе:    - 2011 год – замена и реконструкция оборудования запланирована – на 27 объектах, в том числе: ПС, ТП, РП, ВЛИ-10/0,4, ДЭС.
   - 2012 год – замена и реконструкция оборудования запланирована на 74 объектах, в том числе: ПС, ТП, РП, ВЛИ-10/0,4, ДЭС.
   - 2013 год – замена и реконструкция оборудования запланирована на 104 объектах, в том числе: ПС, ТП, РП, ВЛИ-10/0,4, ДЭС.
   - 2014 год – замена и реконструкция оборудования запланирована на 99 объектах, в том числе: ПС, ТП, РП, ВЛИ-10/0,4, ДЭС.

   Темпы замены оборудования выполняются в соответствии с ежегодной корректировкой Инвестиционной программы и с учетом развития районов Республики Карелия.

   ОАО «Петрозаводские коммунальные системы».

   Согласно утвержденной Инвестиционной программе на 2011-2015 годы по замене или полного восстановления энергетического оборудования запланировано следующие работы по филиалам:   

   - 2011 год:
   - по Филиалу «Водоканал» предусмотрена реконструкция ТП-517 с трансформаторами 2х560 кВА.
   – по Филиалу «Прионежский» предусмотрена замена котельного оборудования (котлы типа Нева 1.1, ПМ 1.1) в количестве 8 шт.
   – по Филиалу «Пряжинский» предусмотрена замена котельного оборудования (котлы типа Тула, Луга) в количестве 5 шт.
   - по Филиалу «Электрические сети» запланирована замена 3 трансформаторов на ТП.

   - 2012 год: :
   - по Филиалу «Прионежский» предусмотрена замена котельного оборудования (котлы типа Нева 1.1, ПМ 1.1) в количестве 3 шт.
   – по Филиалу «Пряжинский» предусмотрена замена котельного оборудования (котлы типа Е 1/9, Луга) в количестве 6 шт.

   - 2013 год: :
   – по Филиалу «Пряжинский» предусмотрена замена котельного оборудования (котлы типа Е 1/9) в количестве 1 шт.

   - 2014 год:
   – по Филиалу «Пряжинский» предусмотрена замена котельного оборудования (котлы типа Братск, КВМ-0,63, ПМ, Универсал) в количестве 7 шт.

   По части котельного оборудования Филиала «Тепловые сети» дата предполагаемой замены – 2020-2030 годы. .

   Архангельская область

   Износ активной части фондов (Филиал «Архэнерго»).

Тип оборудования %
Трансформаторное оборудование 82%
Коммутационные аппараты  78%

   Доля отработавшего нормативный срок службы оборудования (Филиал «Архэнерго»). 

Наименование оборудования %
ПС 35 кВ и выше 83%
ТП (КТП, ЗТП, РП, БКТП) 6-35/0,4 кВ 80%

   Доля оборудования, которое превысит нормативный срок службы в последующие 10 лет (Филиал «Архэнерго»).   

Наименование оборудования %
ПС 35 кВ и выше 95%
ТП (КТП, ЗТП, РП, БКТП) 6-35/0,4 кВ 90%

   ГУ ОАО «ТГК-2» по Архангельской области

   Сведения о техническом состоянии оборудования, зданий, строений, сооружений, в том числе: : :
   - Износ активной части фондов.
   - Износ оборудования в среднем составляет 81,3%.
   - Доля отработавшего нормативный срок службы оборудования.
     - генераторы – 93,3%
     - трансформаторы – 85,7%
     - турбины - 33,3%
     - котлы - 18,8%
   О замене оборудования с 2011 по 01.11.2014 г.

   Филиал  ОАО «МРСК Северо-Запада» «Архэнерго»

   ПС 110/35/6 № 14 «Кузнечевская»

   Трансформатор 1Т тип ТДТН 25000/115/38,5/6,6 У (УХЛ) в количестве 1 шт.;

   Элегазовый выключатель типа 145 РМ40-20В в количестве 1 шт.; ;

   Разъединители 110 кВ типа SGF 123N-100У1 на 1600 А в количестве 4 шт.;

   ОАО «Группа Илим» в Коряжме

   - Разъединитель РГ2-220.II/2000-50УХЛ1 Все энергетическое оборудование указанное в приложении №1 проходит техническое освидетельствование с продлением сроков эксплуатации.

   Учитывая процент отработавшего нормативный срок оборудования считаем темпы замены данного оборудования как неудовлетворительные.

   Республика Коми

   Филиал ОАО «МРСК Северо-Запада» «Комиэнерго»

   Технический износ объектов электросетевого хозяйства на 01.12.2014 составляет 65,21%.

   Доля оборудования ПС, находящегося в эксплуатации более 25 лет, составляет 73 % и ЛЭП, находящихся в эксплуатации более 35 лет, составляет 16 %.

   В период с 2011 по 2014 года были заменены:
   - 2 трансформатора по 110 кВ (1,2% от общего числа, технический износ до замены составлял 85%) и 4 трансформатора по 35 кВ (1,9% от общего числа, технический износ до замены составлял 75%) на новые с увеличением мощности;
   - 27 выключателей по 10 кВ (0,8% от общего числа, средний технический износ до замены составлял 89%) и 8 выключателей по 35 кВ (2,6% от общего числа, средний технический износ до замены составлял 83%) на новые вакуумные выключатели;
   - 4 комплекта отделителей с короткозамыкателем по 110 кВ (5% от общего числа, средний технический износ до замены составлял 88%), на новые элегазовые выключатели.

   В период с 2015 по 2019 года планируется заменить:
   - 1 силовой трансформатор по 35 кВ на новый (0,5% от общего числа).
   - 3 выключателя по 110 кВ (3% от общего числа), 25 выключателей по 35 кВ (8% от общего числа) и 52 выключателя по 10 кВ (1,6% от общего числа) на новые выключатели.
   - 5 комплектов отделителей и короткозамыкателей по 110 кВ (6,1% от общего числа) и 2 комплекта отделителей и короткозамыкателей по 35 кВ (25% от общего числа) на новые выключатели.
   - 2 разъединителя по 110 кВ (0,3% от общего числа) и 18 разъединителей по 35 кВ (1,9% от общего числа) на новые.

   Все планируемое к замене оборудование по результатам технического освидетельствования находится в удовлетворительном состоянии.

   Филиал ОАО «ФСК ЕЭС» - Северное ПМЭС

   Износ активной части фондов (состояния оборудования ПС и ВЛ, зданий и сооружений) составляет 66,7%.

   Сравнительная характеристика темпов замены оборудования

оборудование
(110- 220 кВ)
2011 2012 2013 2014 Всего
Силовые трансформаторы (шт.) - - 3 - 3
Разъединители (шт.) - 10 51 6 67
Выключатели (фаз) 9 12 57 6 84

   ООО «Воркутинские ТЭЦ»

   Комплекс зданий и сооружений ООО «Воркутинские ТЭЦ» в основном не превысил нормативный срок службы.

   Основные здания и сооружения производственных подразделений ООО «Воркутинские ТЭЦ» построены:
   - ТЭЦ-1 в период с 1941 по 1966г.;
   - ТЭЦ-2 в период с 1952 по 1978 г.;
   - ЦВК в период с 1980 по 1995г. <   По результатам обследований зданий и сооружений специализированными организациями, проводимых в соответствии с утвержденным графиком ЭПБ определено техническое состояние зданий и сооружений ООО «Воркутинские ТЭЦ» как «ограниченно работоспособное».

   Выявленные дефекты включены в планы ремонтов и ТПиР со сроками реализации в период 2014 г. – 2017 г.

   В течение 2014 г. годовым планом ремонта основного оборудования на производственных площадках ООО «Воркутинские ТЭЦ» запланированы ремонты основного оборудования.

   Интинская ТЭЦ филиала «Коми» ОАО «Вожская ТГК»

   Нормативный срок службы производственных зданий не превышен:
   - здания главного корпуса, центрального теплового щита, химводоочистки, бойлерной нормативный срок- 100 лет;
   - здания ГРУ-6кВ, ЗРУ-35 кВ, береговой насосной станции нормативный срок- 83 года.


п.п.
Основное
оборудование
(тип, марка), ст.№
  Мощность,
т/час, МВт  
Год ввода в
эксплуатацию
Срок
нормативной
эксплуатации
Срок
проведения
последней ЭПБ
Срок
проведения
следующей
ЭПБ
1  Котлоагрегат ЧКД-Дукла ст. №3 50 1953 40 Апрель 2013 г. 2017 г.
2  Котлоагрегат ЧКД-Дукла ст. №4 50 1954 40 Май 2011 г. 2015 г.
3  Котлоагрегат БКЗ-75-39ФБ ст. №5 75 1958 40 Июнь 2013 г. 2017 г.
4  Котлоагрегат БКЗ-75-39ФБ ст. №6 75 1960 40 Июль 2014 г. 2017 г.
5  Котлоагрегат БКЗ-75-39ФБ ст. №7 75 1965 40 Август 2012 г. 2016 г.
6  Турбоагрегат ПР-6-35/10/1,2 6 1970 45 Не подлежит  
7  Турбоагрегат ПР-12-35/10/1,2 12 1955 45 Не подлежит  

   Сосногорская ТЭЦ филиала «Коми» ОАО «Вожская ТГК»

   Средний износ основных средств СТЭЦ по бухгалтерскому учету на 30.09.2014 – 26,5%, в том числе ЗиС – 22,4%, оборудования – 38,7 %.

   Доля отработавшего нормативный срок службы оборудования составляет 27 % (срок службы указанного оборудования продлен). Доля оборудования, срок службы которого превысит нормативный срок в последующие 10 лет, составляет 92 %. Срок службы оборудования продлевается согласно графиков. Нахождение в работе оборудования без продления срока безопасной эксплуатации не допускается. .

   В ближайшие годы ввода нового оборудования в эксплуатацию и вывода действующего оборудования из эксплуатации не планируется.


 ИТОГИ И
в целом по Российской Федерации и

   По результатам проделанной работы можно сделать вывод о крайне низком темпе замены (модернизации) основного энергетического оборудования, выработавшего нормативный срок службы. В целом анализ состояния энергетического оборудования признается удовлетворительным.

   Проблемой топливно-энергетических комплексов является прогрессирующее старение основных производственных фондов в условиях увеличения потребностей энергопотребления, что является источником повышенного риска возникновения крупных аварий. Продление срока эксплуатации оборудования в энергетической области посредством экспертизы промышленной безопасности, технического освидетельствования приобретает массовый характер. Зачастую подобной процедуре оборудование подвергается не однократно, что не может не вызывать определённые опасения.

   Необходимо на законодательном уровне разрешить продлевать срок эксплуатации оборудования только в порядке исключения и только в том случае, если необходимость эксплуатировать оборудование сверх нормативного срока вызвана причинами, не зависящими от владельца. Эксплуатация оборудования сверх нормативного срока по сути является тормозом модернизации.

   Недостаточное инвестирование на обновление, техническое перевооружение основных производственных фондов генерирующих мощностей, подстанционного оборудования, магистральных и распределительных электрических сетей усугубляет ситуацию, особенно в «малой энергетике»: эксплуатацию мелких теплоисточников (котельные в сельских населенных пунктах) осуществляют организации, выигравшие право обслуживания на конкурсной основе, но не желающие расходовать денежные средства на приведение изношенных на 80-90% основных фондов в соответствие с требованиями НТД, на подготовку персонала (при проверке знаний оперативно-ремонтного персонала предприятий выявляется низкий уровень подготовки работников).

   Для устранения проблем, связанных с состоянием производственных фондов, необходимы нормативные акты, стимулирующие деятельность предприятий ТЭК в области внедрения современного высокотехнологичного многофункционального электрооборудования, материалов, конструкций, повышения квалификации персонала.

 

ОГЛАВЛЕНИЕ


Анализ состояния энергетического оборудования на объектах энергетики, требующего замены в организациях ТЭК,
а также сравнительная характеристика о темпах замены данного оборудования за отчетные периоды с 2011 по 1 ноября 2014 г