• Главная
• Проекты
• Высокотехнологичные материалы
  • Анаэробные резьбовые фиксаторы "СК"
  • Анаэробные вал-втулочные фиксаторы "СК"
  • Анаэробные резьбовые герметики "СК"
  • Анаэробные фланцевые герметики "СК"
  • Цианоакрилатные клеи "СК"
  • Двухкомпонентные компаунды "СК"
  • Подбор аналогов Loctite
  • Подбор аналогов Permabond
  • Подбор аналогов Weicon
• Техническая информация
  • Государственные стандарты и ФЗ
    • №184-ФЗ от 15.12.2002 О техническом регулировании
    • ГОСТ 2.503-2013 Единая система конструкторской документации
    • ГОСТ 9238-2013 Габариты ЖД подвижного состава
    • Стратегия нац.безопасности РФ от 02.07.2020
  • Техн.информация ЖД-транспорта
    • Перечень условных наименований должностных лиц ОАО "РЖД"
    • Стандарты ОАО «РЖД»
    • Габариты железнодорожного подвижного состава и приближения строений
    • Тормозная система подвижного состава РЖД
    • Инстукции, руководства, правила и технологии ремонта ОАО "РЖД"
    • Стандарты ОАО "РЖД"
    • Виды подвижного состава ОАО "РЖД"
  • Техн.информация генерирующих предприятий
    • Металлы и расчет на прочность котлов и трубопроводов ТЭС
    • Система ТО и ремонта энергетического оборудования
    • СТО 70238424.27.060. 01.009-2009 ММТ. Общие ТУ на кап.ремонт
    • ОСТ 34 38.963-88 Мельницы углеразмольные. Ремпригодность. Общие требования.
    • РД 34.24.504-96 Инструкция по эксплуатации систем пылеприготовления с молотковыми мельницами
    • Справочные параметры и значения оборудования ТЭС
    • Мельницы молотковые тангенциальные (ММТ)
• Фото и Видео Галерея
• Интерактивная Справочная Система
  • ИСС в формате Текста
  • ИСС в формате Видео
• Информация
• Статьи
• Интернет-магазин НОВЫЕ ТЕХНОЛОГИИ РЕМОНТА
• ЭТП - Электронные торговые площадки

Тел: +7(391)254-8445
E-mail: rcit@inbox.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

   По результатам технического освидетельствования выполняется оценка состояния и определяются меры, необходимые для обеспечения установленного ресурса энергоустановки и на сегодняшний день отсутствует необходимость в замене вышеуказанного оборудования.

   Филиал ОАО «РусГидро»-«Волжская ГЭС»

   Состояние парка турбинного оборудования

   На Филиале ОАО «РусГидро» - «Волжская ГЭС» с 1958 года эксплуатировалась 21 гидротурбина типа ПЛ 587-ВБ-930, изготовленная на «Ленинградском металлическом заводе», 1 гидротурбина ПР 30/587а-В-930, изготовленная «Сызранским турбостроительным заводом» и 1 турбина ПЛ 587-ВБ-330 производства «Харьковского гидротурбинного завода».

   С 1998 года по 2014 год проведена замена пяти гидротурбин на новые типа ПЛ 30/587-В-930 и восьми гидротурбин на ПЛ 30/877-В-930, изготовленные на ОАО «Силовые машины». В 2014 году выведена из эксплуатации очередная гидротурбина ст. № 13 для замены на новую типа ПЛ 30/877-В-930.

   Гидротурбина ст. № 1 работает в пределах разрешенного срока эксплуатации – 30 лет. Наработка составляет 26 лет. Выработка нормативного срока эксплуатации состоится не ранее 2017 года.

   Гидротурбины ст. №№ 3, 4, 5, 8, 9, 11, 12, 16, 17, 19, 20, 21, 22 работают в пределах разрешенного срока эксплуатации – 40 лет. Наработка составляет от 3 месяцев до 16 лет. Начало наступления срока выработки нормативного срока эксплуатации планируется не ранее 2037 года.

   Гидротурбины ст. №№ 2, 6, 7, 10, 14, 15, 18, 23 выработали нормативный срок эксплуатации – 30 лет. На момент проверки наработка составляет 52-56 лет. Для оценки состояния оборудования в целом и отдельных его узлов, определения возможности дальнейшей эксплуатации проведены обследования с привлечением специализированной организации (ОАО «НИИЭС»). Экспертно-технической комиссией ОАО «РусГидро» приняты решения о возможности продления срока службы до сроков проведения очередного инструментального контроля в период капитального ремонта.

   Филиал ОАО «ФСК ЕЭС» - «Волго-Донское ПМЭС»

   Анализ технического состояния оборудования зданий, строений, сооружений:
   - износ основных фондов составляет 80%;
   - доля отработавшего нормативный срок службы оборудования составляет 79%;
   - решение о продлении срока безопасной эксплуатации основного оборудования принимается после проведения диагностики и технического освидетельствования этого оборудования.

   Ремонты энергетического оборудования проводятся согласно утвержденным графикам.

   Запланировано проведение технического освидетельствования на 2014 год: оборудования ЛЭП – 5 ВЛ, а также зданий и сооружений – 1 шт.

   В июне проведено ТО ВЛ 220 кВ Алюминиевая – Волга с отпайкой на ПС Северная (протокол-заключение №82 от 11.06.2014), и ВЛ 220 кВ Алюминиевая – Гумрак (протокол-заключение №83 от 11.06.2014).

   В сентябре проведено ТО ВЛ 220 кВ Заливская – Котельниково (протокол-заключение №84 от 18.09.2014), ВЛ 500 кВ Балашовская – Липецкая Восточная (протокол-заключение №85 от 18.09.2014), ВЛ 500 кВ Балашовская – Липецкая Западная с отпайкой на Нововоронежскую АЭС (протокол- заключение №86 от 18.09.2014).
   1. В данный период времени выполняется комплексная реконструкция 2 объектов: ПС 220 кВ Алюминиевая, ПС 220 кВ Кировская. Выполнение ведется в сроки, установленные приказом ОАО «ФСК ЕЭС» от 01.02.2012 № 50 «О задачах по выполнению инвестиционной программы ОАО «ФСК ЕЭС».
   2. Главной причиной аварийности является исчерпание ресурса оборудования (износ оборудования ПС составляет 75%, износ оборудования РЗА - 86%). Причинами технологических нарушений на ВЛ являются: износ элементов линий и воздействие стихийных явлений.

   ООО «ЛУКОЙЛ-Волгоградэнерго»

   Факты эксплуатации оборудования сверх назначенного в установленном порядке ресурса без проведения организационно-технических мероприятий по продлению срока его эксплуатации на ТЭС ООО «ЛУКОЙЛ- Волгоградэнерго» отсутствуют.

   В текущем году, по состояние на 01.10.2014 г., проведено 104 экспертиз промышленной безопасности технических устройств, зданий и сооружений на опасных производственных объектах Общества, а также выполнено 153 технических освидетельствований техническим устройствам, подконтрольных Государственным надзорным органам.

   Износ основного энергетического оборудования составляет 80 %. С 2011 года по ноябрь 2014 года замен оборудования не производилось.

   Астраханская область

   ОАО «МРСК Юга» - «Астраханьэнерго».

   Общий физический износ сетей филиала составляет 75,32%, в том числе:
   - общий износ по оборудованию - 83,43%, в том числе:
   - трансформаторное оборудование -89,4%,
   - коммутационные аппараты – 78,8%
   - ВЛ 35 кВ и выше – 70%,
   - ВЛ 0,4-20 кВ – 78,8%,
   - КЛ 35 кВ и выше – 5,9%
   - КЛ 0,4-20 – 61,6%. Износ зданий и сооружений филиала составляет 44%

   Сведения по оборудованию, отработавшему один нормативный срок и более:
   - ПС 35 кВ и выше – 80,9%
   - ТП (КТП, ЗТП, РП, БКТП) 6-10/0,4кВ – 76,8%
   - ВЛ 35-110 кВ – 40%
   - ВЛ 0,4-10 кВ – 34,6%
   - КЛ 35-110 кВ – 0%
   - КЛ 0,4-20кВ – 65%

   Здания со сроком превышающим срок эксплуатации зданий (свыше 25лет) отсутствуют.

   ООО «Лукойл-Астраханьэнерго».

   Подразделение «Астраханская ТЭЦ-2»

   В состав Астраханской ТЭЦ-2 входят 4 энергоблока: 2 энергетических котла ТПЕ-430 с 2 турбинами ПТ-80-100/130/13; 2 энергетических котла ТГМЕ-464 с 2 турбинами Т-110/120-130-5; 4 генератора типа ТВФ 1985-1991 гг. ввода в эксплуатацию.

   Подразделение «ПГУ-110»

   В состав ПГУ-110 входят две газотурбинные установки на базе газовой турбины типа LM6000PF-Sprint, комплектно генераторами BDAX7-290ERJT; два котла утилизатора КГТ-44/4,6-435-13/0,5-210; паровая турбина типа К-23 в комплекте с генератором ТТК-25-2УХЛ4-П. Оборудование было введено в эксплуатацию в 2011г.

   Подразделение «ПГУ-235».

   В 2013г. введена в эксплуатацию парогазовая установка ПГУ-235 на территории котельной «Центральная», установленной мощностью 235 МВт, состоящей из двух дубль – блоков, аналогичных установленному на территории Астраханской ГРЭС ПГУ-110. Каждый дубль-блок состоит из двух газотурбинных установок LM6000 PF DF Sprint производства «General Electric», двух паровых котлов-утилизаторов КГТ-44/4,6-435-13/0,5-210 производства ЗАО «Энергомаш (Белгород)», паровой турбины Т-17/23-4,5/0,18 производства ОАО «КТЗ».

   Выдача тепловой мощности от ПГУ осуществляется в существующие тепловые сети котельной «Центральной» с закрытым водоразбором по температурному графику 130/70 °С.

   Подпитка тепловой сети во всех режимах осуществляется от водопитательной установки существующей котельной «Центральной».

   Основное топливо – природный газ. Аварийное – жидкое топливо.

   На текущий момент в ООО «ЛУКОЙЛ-Астраханьэнерго» оборудования с исчерпанным нормативным сроком службы нет. Доля оборудования, которое достигнет нормативного срока службы в ближайшие 10 лет, составит около 67%. Продление срока службы осинового оборудования проводится согласно действующим нормам и законодательным актам РФ в области электроэнергетики и промышленной безопасности.

   Анализ технического состояния зданий и сооружений.

   Здания и сооружения (ЗиС) Астраханской ТЭЦ-2 вводились в эксплуатацию в составе очередей строительства: в 1985, 1988 и 1991 годах. В соответствии с утвержденными графиками ведутся работы по экспертизе промышленной безопасности зданий и сооружений. В 2011-2013г.г., выполнено комплексное обследование зданий и сооружений. По результатам проведенных обследований установлено, что здания и сооружения находятся в удовлетворительном техническом состоянии. С целью обеспечения надежности и безопасной эксплуатации в течении 2006-2009г.г. была проведена реконструкция (замена на трудносгораемые покрытия) кровли турбинного, котельного отделений и отделения водоподготовки ОГК АТЭЦ-2. В 2008- 2011г.г. была выполнена реконструкция монолитной железобетонной дымовой трубы Н=220м АТЭЦ-2.

   Техническое состояние строительных конструкций ЗиС ПГУ-110 удовлетворительное. В 2012г. проведена экспертиза промышленной безопасности дымовых труб ПГУ-110. Состояние работоспособное.

   ОАО «МРСК Юга»- «Астраханьэнерго».

   Оперативные данные по выполнению ремонтной по состоянию на 16.10.2014

   Темпы ввода оборудования в эксплуатацию, вывода из эксплуатации: ввод и вывод основного энергетического оборудования в 2014, 2015 году не запланирован.

   Филиал ОАО «ФСК ЕЭС» «МЭС» Волги» «Средне-Волжское ПМЭС»
(на территории Пензенской области).

   Финансирование инвестиционной программы реконструкции ПС 220 кВ Кузнецк 2х125 МВА прекращено, все работы остановлены.

   Филиал ОАО «МРСК Волги» -«Пензаэнерго».

   Реконструкция ПС 110/10кВ «Сурск» 110/35/10 кВ, установленны трансформаторы 2х16кВА, монтаж ОРУ-110, ОПУ.

   Саратовская область

   ОАО «МРСК Волги» - «Саратовские распределительные сети»

   Выполнение ремонтной программы в физическом выражении по состоянию на 01.10.2014 по направлениям составило:
   - ремонт ПС 35-220 кВ – 100% от плана года (план – 115 шт., факт – 115 шт.);
   - ремонт ВЛ 35-220 кВ – 100% от плана года (план – 1209,9 км, факт – 1209,9 км);
   - ремонт ВЛ 0,4-10 кВ – 101,4% от плана года (план – 2239,7 км, факт – 2271,2 км).
   - ремонт ТП – 100% от плана года (план – 1090 шт., факт – 1090 шт.).

   Выполнена расчистка просек ВЛ 0,4-110 кВ от ДКР 489 га, что составляет 110,7% от плана года. План года – 442 га.

   Выполнение технического освидетельствования энергетического оборудования по состоянию на 01.10.2014 по направлениям составило:
   - ПС 35-220 кВ – план 9 мес. – 53 шт., факт 9 мес. – 53 шт., что составляет 100% от плана года. План года – 53 шт.
   - ВЛ 35-220 кВ – план 9 мес. – 76 шт., факт 9 мес. – 76 шт., что составляет 100% от плана года. План года – 76 шт.
   - ВЛ 0,4-10 кВ – план 9 мес. – 1086 шт., факт 9 мес. – 1086 шт., что составляет 100% от плана года. План года – 1086 шт.
   - ТП – план 9 мес. – 954 шт., факт 9 мес. – 954 шт., что составляет 100% от плана года. План года – 954 шт.

   В планах-графиках ремонтов учитываются мероприятия предусмотренные актами технического освидетельствования выполненного хозяйственным способом.

   В связи со спецификой работы сетевой компании вводы и выводы оборудования в (из) эксплуатацию осуществляется синхронно в рамках плана реконструкции, технического перевооружения, модернизации эксплуатируемого оборудования.

   Филиал ОАО « ОГК-2» Ставропольская ГРЭС

   В Филиале ОАО «ОГК-2» Ставропольская ГРЭС в соответствии с требованиями действующих НТД своевременно проводятся ремонты, освидетельствования, обследования, диагностирование оборудования зданий и сооружений, в т.ч. и отработавших нормативный срок службы, с целью установления возможности их дальнейшей эксплуатации.

   Все производственные здания и сооружения филиала, находящиеся в эксплуатации более 25 лет подверглись комплексному обследованию с привлечением специализированной организации. По результатам комплексных обследований и проведенных экспертиз промышленной безопасности продлен дальнейший срок эксплуатации зданий и сооружений.

   Турбины паровые К-300-240-2 (8 шт.) отработали расчетный ресурс (170000 часов). В соответствии с Экспертными заключениями, выданными ОАО «ВТИ» после проведения технических обследований всем паровым турбинам назначены индивидуальные ресурсы и продолжается их дальнейшая эксплуатация.

   Имеется и выполняется многолетний график технического освидетельствования основного электрооборудования. На основании заключения специалистов ГП завод «Электротяжмаш», проводивших обследование турбогенератора блока № 2 в 2008 г. была произведена замена статора генератора. В соответствии с заключениями ООО ЗТЗ «Сервис» и НИЦ ВВА о возможных рисках при дальнейшей эксплуатации трансформаторы АТ-301, АТ-302 в 2012 г. были заменены на АТ-306.

   При ремонте генераторов и трансформаторов учитываются и выполняются рекомендации, данные специализированными организациями при комплексных обследованиях.

   Модернизация, реконструкция турбин, генераторов, трансформаторов до 2015 года не планируется. В связи с пересмотром концепции кампании ОАО «ОГК-2» по строительству новых блоков, программа ТПиР филиала до 2015г на данный момент пересматривается.

   Филиал ОАО «Энел Россия» Невинномысская ГРЭС

   Для определения технического состояния основных производственных зданий и сооружений Невинномысской ГРЭС в 2013 году, согласно утвержденному графику, проведены комплексные технические обследования с экспертизой промышленной безопасности главных корпусов и сооружений, находящихся на опасном производственном объекте. Состояние зданий и сооружений по результатам работ, выполненных специализированной организацией оценивается, как работоспособное.

   По результатам обследований запланированы работы по текущим и капитальным ремонтам зданий и сооружений на 2014-2015 гг. и продлен срок эксплуатации основных производственных зданий и сооружений электростанции до 2017 года.

   В 2011 году проведено техническое освидетельствование гидротехнических сооружений электростанции. По результатам проведенного обследования, уровень технического состояния ГТС Невинномысской ГРЭС оценивается как работоспособный.

   В 2011 году завершена крупномасштабная реконструкция циркуляционных стальных водоводов в две нитки, диаметром 3 м, протяженностью 4200 м. Также проведены работы по реконструкции аварийных маслобаков.

   В 2011 году введены в эксплуатацию здания и сооружения парогазовой установки, мощностью 410 МВт общим строительным объемом 203 176,47м3.

   Ежегодно выполняются текущие ремонты зданий и сооружений по результатам периодических осмотров и обследований зданий и сооружений. На 2014 ÷ 2015 годы запланированы капитальные ремонты и реконструкции гидротехнических сооружений, сооружений мазутного хозяйства, дымовых труб, а также запланированы ремонтные работы по результатам обследований зданий и сооружений.

   Филиал ОАО « РусГидро»

   Каскад Кубанских ГЭС

   Все оборудование, здания и сооружения гидроэлектростанций Каскада Кубанских ГЭС находятся в технически исправном, работоспособном состоянии, соответствуют действующим НТД. Оборудования, отработавшего нормативный срок, с учетом продления индивидуального срока безопасной эксплуатации, нет. Зданий и сооружений, отработавших нормативный срок – нет. В ОАО «РусГидро» организована постоянно действующая экспертно- техническая комиссия (ЭТК) по оценке состояния оборудования, зданий и сооружений и продлению срока службы, активов отработавших нормативный ресурс.

   Все замечания и рекомендации актов комплексных обследований, технического освидетельствования, заключений экспертиз устраняются и реализуются в составе производственных программ Филиала – программы ТПиР, программы ремонтов и программы ТО.

   Программа технического перевооружения и реконструкции филиала ОАО «РусГидро»-«Каскад Кубанских ГЭС» включает в себя Программу комплексной модернизации. Программа комплексной модернизации предусматривает обновление основных фондов объектов на основе применения современного технологического оборудования, строительных материалов и конструкций, систем автоматики с созданием единой системы автоматического управления Каскадом. Срок окончания реализации ПКМ - 2025г.

   Филиал ОАО «РусГидро»-«Северо-Осетинский филиал»

   Обследования состояния гидротехнических сооружений Филиала ОАО «РусГидро»-«Северо-Осетинский филиал» показали, что гидротехнические сооружения и механическое оборудование находятся в работоспособном состоянии, и их дальнейшая безопасная эксплуатация обеспечена.

   Электрооборудование ГЭС эксплуатируется более 50 лет:
   Гизельдонская ГЭС – с 01.01.1935 года
   Дзауджикауская ГЭС – с 15.06.1950 года
   Эзминская ГЭС – с 03.03.1955 года

   Текущее состояние гидромеханического оборудования ГЭС :
   - частыми обрывами цепных соединений подъемных механизмов затворов, и, как следствие, возможные переливы воды через гребень сооружений, размывы, селевые наносы, разрушения узлов ГТС.
   - заносами сегментных затворов водосброса головного узла наносами, что приводит к увеличению подъемных усилий и неоднократно вызывало повреждение их грузоподъемных механизмов. Ремонт сегментных затворов и их уплотнений затруднителен, не предусмотрена установка перед ними ремонтных затворов;
   - недостаточной оснащенностью средствами контроля;
   - эксплуатирующиеся СУР имеют конструктивные недостатки, из-за неучтенных повышенных скоростей и разнородности потока, приводящие к разрушению элементов секций решеток и их закладных частей.

   Действующий парк гидросилового и гидромеханического оборудования ГЭС (гидротурбины с системами регулирования, управления и комплексом вспомогательного оборудования) выработал свой ресурс – срок эксплуатации более 55 лет.

   В настоящее время эксплуатация изношенного оборудования ГЭС приводит к вынужденному увеличению простоя оборудования в ремонтах (по отношению к нормативным срокам), сокращению межремонтного периода до одного года (вместо нормированных ПТЭ 5-7 лет), увеличению числа отказов, ухудшению экологических характеристик оборудования.

   По гидроагрегатам (гидротурбинному и гидрогенераторному оборудованию) Эзминской, Гизельдонской, Дзауджикауской, Беканской ГЭС: Гидротурбинное и гидрогенераторное оборудование характеризуется продолжительным сверхнормативным сроком эксплуатации, сильным износом и частым отказов узлов и отдельных деталей, сокращенным межремонтным интервалом и увеличенным сроком простоя при капремонтах. МНУ эксплуатируются с начала эксплуатации ГЭС, поэтому выработали свой ресурс. Сервомоторы находятся под постоянным перетоком масла, в связи с чем насосы МНУ физически изношены.

   Морально и физически устаревшие системы регулирования скорости гидроагрегатов котельного типа с механическими регуляторами РС-3000, М2- 3000, направляющие аппараты Эзминской, Гизельдонской, Дзауджикауской, Беканской ГЭС не обеспечивают в автоматическом режиме необходимую регулировку, работают фактически как пуско-останавливающие устройства, требуют значительного объема ручного управления.

   Автоматика управления и контроля ГА, вспомогательное оборудование ГА морально и физически устарели, дефицит запасных частей, ремонт оборудования практически невозможен, так как комплектующие давно сняты с производства.

   Значительный объем ручного управления, вследствие не обеспечения в автоматическом режиме необходимой регулировки системами регулирования скорости гидроагрегатов, являются потенциальной причиной повышения травматизма эксплуатационного персонала.

   Ремонты и технические освидетельствования проводятся в соответствии с утвержденными графиками. Техническое освидетельствование для основного оборудования было проведено с участием представителя Ростехнадзора в октябре 2013 г., заключение: «состояние оборудования удовлетворительное и пригодно к дальнейшей эксплуатации», следующее тех освидетельствование будет проведено в 2018 г.

   Ввода оборудования во 2014 году не было. В соответствии с программой технического перевооружения и реконструкции (ТПиР) в Филиале запланирована комплексная реконструкция основного и вспомогательного оборудования со сроком исполнения в 2018-2025 гг.

   Филиал ОАО «РусГидро» - «Воткинская ГЭС»

1. Филиал «Ириклинская ГРЭС» ОАО «ИНТЕР РАО - Электрогенерация»

   - В 2015-2016 г.г. запланирована модернизация с заменой поверхностей нагрева котлоагрегата типа ПК-41.
   - В 2015-2017 г.г. запланирована модернизация статоров и роторов 2-х генераторов типа ТВВ-320-2.

   В период с 2011 по 2014 годы выполнены капитальные ремонты:
   - Энергетические котлы (ПК-41-1 - 2 шт., ТГМП-114 - 2 шт., ТГМП-314 - 4 шт.
   - Паровые турбины К-300-240-1 – 5 шт.
   - Структурное подразделение Ириклинская ГЭС - турбины гидравлические РО123ВМ200 – 4 шт.
   - Генераторы (ТВВ-320-2- 8 шт.
   - Структурное подразделение Ириклинская ГЭС - гидрогенераторы ВГС440/69-28 – 4 шт.
   - Трансформаторы АОДЦТН-267000/500 - 6 шт.

  2. КЭС Холдинг ОАО «Оренбургская ТГК»

   - В 2017 году при наработке 320 566 час. планируется замена паровой турбина Т-50/60-130, введенной в эксплуатацию в 1972 году.

   В период с 2011 по 2014 годы выполнены капитальные ремонты:

   Орская ТЭЦ-1

   Энергетические котлы БКЗ-210-140 – 1шт., ТГМ-84А – 4 шт.
   Паровые турбины ПТ-65/75-130/13 -2шт., Р-50-130/15 – 1 шт.
   Генераторы ТВ-60-2МФ - 2 шт., ТВФ-60-2 1 шт.
   Водогрейный котел КВГМ-180-1
   Капитальный ремонт трансформаторов ТДТН-40000/110- 2 шт., ТДТН- 31500/110- 3 шт., ТДТН-80000/110- 2 шт., ТДЦ-125/110 – 2шт. - планируется выполнить в 2015 – 2016 годах.

   Медногорская ТЭЦ:

   Энергетические котлы: Буккау-Вольф- 2шт., ГМ-50М – 1 шт., Г550ПЭ – 2шт.
   Паровая турбина Р-4-12/1

   Самарская ТЭЦ:

   Энергетические котлы ТГМ-84А – 1 шт., ТГМ-84Б -2 шт., ТГМЕ-464 -1 шт.
   Паровая турбина ПТ-60-130/13 (модернизация)
   Паровые турбины ПТ-65/75-130/13, Т-50-130, Т110/120-130
   Генераторы (ТВФ-60-2 -3 шт., ТВФ-63-2 -1 шт., ТВФ-110-2ЕУ3
   Водогрейные котлы (КВГМ-180 – 2 шт.
   Водогрейные котлы (ПТВМ-100 - 2шт.
   Трансформаторы ТД - 80000/110, ТРДН-80000/110 – 2шт, ТРДЦН- 80000/110,
   ТДЦ-125000/110 - 2шт.

   Каргалинская ТЭЦ

   Энергетические котлы БКЗ-420-140НГМ -6 шт.
   Паровые турбины ПТ-60-130/13- 1 шт., Р-50-130/13 - 4 шт.
   Генераторы (ТВФ-60-2 - 1 шт.,ТВФ-63-2 - 4 шт.
   Трансформаторы ТПДЦН-63000/110 - 2 шт., ТРДН-40000/110 – 2шт.,
   ТРДН-80000/110 – 3 шт.

   3. Филиал ОАО «МРСК Волги»-«Оренбургэнерго»,

   Модернизация основного оборудования объектов электроэнергетики:

   - В 2011 – 2014 годах произведена замена силовых трансформаторов SZ9- 6300/35 – 1 шт.,
   ТДТН-10000/110 У1 – 4 шт.,
   ТРДН-25000/110У1 - 7 шт.,
   ТМ-2500/35),
   ТП 10,6/0.4 кВ – 231 шт.

   В дальнейшем планируется замена ТП в зависимости от финансирования, по 50 – 60 шт. в год.

   4. Филиал ОАО «ФСК ЕЭС»- Оренбургское ПМЭС

   - В 2011 – 2014 годах произведена замена автотрансформатора АТДЦТН- 200000/220/110-У1.

   5. ЗАО «РН – Энергонефть»

   - До 2018 года планируется замена силовых трансформаторов и оборудования распределительных устройств ПС 110/35/6 кВ "Росташинская", ПС 35/6 кВ «Варшава-2».
   - До 2017 года запланировано строительство новой подстанции 110/35/6 кВ взамен существующей ПС 35/6 кВ «КНС-1».

   В 2011 году проведена реконструкция с заменой трансформаторов и оборудования распределительных устройств ПС 35/6 кВ «Тананыкская».

   6. Южно-Уральский филиал ООО «Газпром энерго»:

   - В 2014 году произведена замена 4-х выключателей 35 кВ и 9-ти разъединителей 35 кВ на ПС 110/35/10 кВ «Дедуровка».

   7. РЭС «Оренбургский» филиала «Приволжский» ОАО «Оборонэнерго»

   - В 2011-2014 годах произведена
      - замена КТП-ПВ 400 кВА 10/0,4 кВ,
      - замена оборудования ТП-630 кВА,
      - замена силовых трансформаторов на 17-ти ТП 10,6/0.4 кВ.

   8. ГУП «Оренбургкоммунэлектросеть»

   - В 2011 – 2014 годах произведена замена 123 ТП 10,6/0.4 кВ.

   В дальнейшем планируется замена ТП по 25 – 30 шт. в год.

   9. Оренбургская дистанция электроснабжения Южно-Уральской дирекции инфраструктуры ОАО «РЖД»:

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