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.

 Южный федеральный округ

Северо-Кавказское управление

   Из представленной диаграммы видно, что для стабилизации уровня износа необходимо ежегодно выполнять замену не менее 4 % силовых трансформантов 110 кВ от общего числа находящихся в эксплуатации.

Динамика старения электрооборудования подстанций

   2011 2012 2013

  оборудование ПС 220, 330, 500 кВ

Филиал ОАО ФСК ЕЭС «Кубанское ПМЭС» 50,37% 48,40% 46,23%

  оборудование ПС 110 и 35 кВ

ОАО «МРСК Юга» 84,35% 85,99% 86,91%
ОАО «Кубаньэнерго» 86,24% 86,24% 86,07%
ОАО «Ростовэнерго» 75,00% 74,84% 74,72%

   Данные представлены с учетом вновь вводимого оборудования.

   В тоже время предприятиями проводятся работы по поддержанию работоспособного состояния силового оборудования: капитальные и текущие ремонты силовых трансформаторов проводятся в соответствии с утвержденной периодичностью. Техническое обслуживание проводится ежегодно. Также с периодичностью 1 раз в 5 лет проводится техническое освидетельствование силовых трансформаторов и другого оборудования подстанций.

Нижне-Волжское управление

Волгоградская область

Филиал ОАО «МРСК Юга» -«Волгоградэнерго»

По состоянию на 01.12.2014 филиалом эксплуатируется 4009 единиц вышеуказанного оборудования (в том числе 582 шт. силовых трансформаторов и автотрансформаторов 35-220 кВ, выключателей 35-220 кВ – 667 шт., разъединителей 35-220 кВ – 2760 шт.).

   В соответствии с требованиями п. 1.5.2. Правил технической эксплуатации электрических станций и сетей РФ, филиалом организовано проведение технического освидетельствования электросетевых объектов эксплуатируемых более 25 лет (в части силовых трансформаторов, выключателей и разъединителей 35 кВ и выше, свыше 25 лет эксплуатируется 65 % оборудования) согласно утвержденным филиалом графикам. Техническое освидетельствование электросетевых объектов филиала проводится с привлечением специализированных организаций.

   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


п/п
 Наименование оборудования   Ед. изм. План на
16.10.2014
Факт
выполнения
% выполнения
(к годовому
плану)
1 ПС 35-110 кВ

шт.

35 38 108,6%
2 Выключатели 6-110 кВ шт. 442 464 105,%
3 Разъединители 35-220 кВ шт. 326 332 101,8%
4 Отделители, короткозамыкатели 35-220 кВ шт. 194 211 108,8%
5 Замена вводов силовых трансформаторов 35-110 кВ шт. 3 3 100,0%
6 ВЛ-110 кВ шт. 167,96 183,96 109,5%
7 ВЛ-35 кВ шт. 22,44 36,04 160,6%
8 ВЛ 0,4-10 кВ шт. 2589,36 2632,639 101,7%
9 КЛ 0,4-10 кВ шт. 36,2 52,597 145,3%
10 КТП, ТП, РП шт. 460 479 104,1%

 Республика Калмыкия.

   Фактическая величина физического износа основного оборудования на 01.10.2014 года составила 82,0% и распределилась по видам оборудования следующим образом:

Наименование %
Трансформаторное оборудование 95%
Коммутационные аппараты 95%
Общий износ по оборудованию 95%
ВЛ 35-220 кВ 63%
ВЛ 0,4-20 кВ 83%
КЛ 35-220 кВ 0%
КЛ 0,4-20 кВ 62%
Общий износ по линиям 79%

Пензенская область

Пензенский филиал ТГК-6

   Доля оборудования Пензенского филиала, отработавшего нормативный срок службы составляет:
   - по паровым турбинам - 33 %,
   - по паровым котлам – 58,8 %,
   - по водогрейным котлам – 79%.

   Доля оборудования Пензенского филиала, у которого фактический срок службы превысит нормативный срок через 10 лет, составит:
   - по паровым турбинам - 56 %,
   - по паровым котлам – 88 %,
   - по водогрейным котлам – 100%.

   Основному оборудованию, отработавшему нормативный срок, проводились обследования, диагностика и освидетельствования специализированными организациями с назначением индивидуального паркового ресурса и выдачей заключений о состоянии оборудования, возможности его дальнейшего эксплуатации.

   Износ активной части фондов составляет 62,6%.

   На балансе и в арендном управлении ПФ ОАО «ТГК-6» находиться 279,8 км трубопроводов водяных тепловых сетей. Средний износ трубопроводов тепловых сетей составляет 78,93%. Из них трубопроводов отработавших нормативный срок службы составляет 48,97% (137,03 км). Доля трубопроводов превысит нормативный срок службы в последующие 10 лет составит 30,84% (87,12 км).

   Здания и сооружения филиала находятся в работоспособном состоянии.

   Выполнение ремонтов и технического освидетельствования энергетического оборудования. Наличие в планах ремонтной деятельности мероприятий, предусмотренных актами комплексных обследований, технических свидетельств, заключений экспертиз промышленной безопасности: проведено согласно графика.

   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.

Наименование Факт 2014 год План 2014 год
Ввод Вывод Ввод Вывод
ВЛ-110 кВ 0 0 0 0
ВЛ-35 кВ 0 0 0 0
ВЛ-КЛ-6-10 кВ 2,173 0,855 0 0
ВЛ-КЛ-0,4 кВ 4,246 1,763 5,983 5,583
ПС 35-110 кВ 10 6,3 32 0
Итого 16,422 8,918 37,983 5,583

   Анализ аварий за два года приведен в таблице № 3.

Таблица № 3

Период Аварии по п.4
Правил
Аварии по п.5
Правил
 Недоотпуск
электроэнергии
по авариям и
инцидентам,
тыс. кВт.ч
Экономичес-
кий ущерб,
 тыс.руб.
всего всего
2013 г. 0 285 510,22 2648,106
2014 г. 0 9 459,36 1623,833

 филиал ОАО «МРСК Волги» - «Саратовские РС»

   В соответствии с инвестиционной программой филиала ОАО «МРСК Волги» - «Саратовские РС» на период 2014 – 2018 гг., утвержденной Министерством промышленности и энергетики Саратовской области проводятся работы по реконструкции и техническому перевооружению объектов капитального строительства.


 Северо-Кавказский федеральный округ

Кавказское управление

   Филиал ОАО « ФСК ЕЭС» МЭС Юга

   Темпы замены оборудования в Ставропольском ПМЭС приведены в таблице.


  п/п   
Наименование  Класс
напряжения,
кВ 
Общее
кол-во
оборудования
Кол-во замененного
оборудования
в 2011-2014 гг
1  Силовые трансформаторы 500 6 0
330 25 3
10 50 6
2 Выключатели 500 5 1
330 75 38
110 162 7
35 16 3
3 Трансформаторы тока 500 12 0
330 249 51
110 514 139
35 31 16
4 Трансформаторы напряжения 500 6 0
330 169 24
110 97 3
35 19 0
10 78 14

 ОАО « МРСК Северного Кавказа»

   Износ основных производственных фондов составляет 71,8% , в том числе: ВЛ 35 кВ и выше 65,0%, распределительных сетей 20 кВ и ниже – 72,%, подстанций 35 кВ и выше – 76,5%.

   Учитывая планируемые объемы инвестиций на реконструкцию и техническое перевооружение согласно утвержденной инвестиционной программе на 2012-2017 годы в обозримой перспективе изменить тенденцию по дальнейшему увеличению уровня износа основных фондов не удастся (при оптимистичном варианте – уровень износ останется на достигнутом уровне).

   Для обеспечения реновации оборудования и снижения уровня износа необходимо изыскание возможностей увеличения объемов инвестиций за счет нетарифных источников.

   Выполнение капитальных, средних и текущих ремонтов энергетического оборудования ведется в соответствии с действующей системой планово- предупредительного ремонта, определенной требованиями нормативно- технической документации.

   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.


 Приволжский Федеральный округ

Западно-Уральское управление

Пермский край

   Основная проблема в деятельности энергетического комплекса - степень износа основных фондов на предприятиях энергетики. До 70% оборудования выработало свой ресурс.

   Износ оборудования предприятий электроэнергетики составляет:
   Филиал ОАО «ФСК ЕЭС» - Пермское предприятие магистральных электрических сетей

Наименование оборудования   Количество  % износа Доля отработавшего
 нормативный срок
 оборудования
Доля оборудования,
которое превысит
нормативный
срок службы в
последующие 10 лет
ПС 220 кВ:
   Трансформаторы и автотрансформаторы
   (кроме ТСН), шт.
69 76% 57 65
ПС 500 кВ:
   Трансформаторы и автотрансформаторы
   (кроме ТСН), шт.
27 77% 22 27
ВЛ 220 кВ, км. 3929,537 86% 2890,701 3143,151
ВЛ 500 кВ, км. 1861,953 89% 1534,500 1631,300

 Филиал ОАО «МРСК Урала» - «Пермэнерго»

Наименование оборудования   Количество  % износа Доля отработавшего
 нормативный срок
 оборудования
Доля оборудования,
которое превысит
нормативный
срок службы в
последующие 10 лет
ПС 110 кВ   64,7% 19,7% 41,7%
ПС 35 кВ   66,3% 21,5% 16,1%
ТП (РП) 6-10 кВ 11320 56,0% 41,7% 33,2%
ВЛ 110 кВ 4814,387 41,8% 4,6% 24,0%
ВЛ 35 кВ 3507,046 48,8% 9,7% 27,7%
ВЛ 6-10 кВ 21251,632 66,0% 28,3% 36,2%
ВЛ 0,4 кВ 15091,607 63,5% 39,0% 34,9%
КЛ 110 кВ 15,9 9,3% - -
КЛ 35 кВ 88,65 15,2% 1,5% 0,1%
КЛ 6-10 кВ 1513,46 13,0% 2,5% 2,0%
КЛ 0,4 кВ 862,89 13,7% 3,3% -

 

   Ввод энергетических объектов:

 

 Филиал ОАО «РусГидро» - «Камская ГЭС»

Наименование оборудования   Количество  % износа Доля отработавшего
 нормативный срок
 оборудования
Доля оборудования,
которое превысит
нормативный
срок службы в
последующие 10 лет
Турбины 23 26,26% 8,7 0
Генераторы 23 24,03% 100 100
Трансформаторы 110 кВ 7 52% 0 0
Трансформаторы 220 кВ 7 10% 0 0
Автотрансформаторы 1 42% 0 0

 

   Анализ замены основного энергетического оборудования филиала ОАО «РусГидро»- «Камская ГЭС»

 

   Филиал ОАО «РусГидро» - «Воткинская ГЭС»

Наименование оборудования   Количество  Индекс
состояния
оборудования
Доля отработавшего
 нормативный срок
 оборудования
Доля оборудования,
которое превысит
нормативный
срок службы в
последующие 10 лет
Турбины 10 65,8 100% 0
Генераторы 10 74,2 100% 0
Трансформаторы 110 кВ 1 68 100% 0
Трансформаторы 220 кВ 1 62 100% 0
Автотрансформаторы 4 61 100% 0

 

   Филиалом ОАО «РусГидро» - «Воткинская ГЭС» темпы ввода оборудования в эксплуатацию, вывода из эксплуатации соответствуют долгосрочным планам ввода-вывода оборудования. В 2013 году произведена замена электромеханических защит на микропроцессорные 2АТГ, 3АТГ, десяти отходящих ВЛ-110 кВ, системы возбуждения ГА ст. № 4, ведется строительство объекта капитального строительства «Реконструкция ОРУ-500 кВ.

Филиал ОАО «ИНТЕР РАО – Электрогенерация» - «Пермская ГРЭС»

 

 Филиал ОАО «ТГК-9» - «Пермский»

 

 График ввода оборудования в эксплуатацию и вывода из эксплуатации

 

 Кировская область

   Филиал «Кировэнерго» ОАО «МРСК Центра и Приволжья».

   Доля оборудования выработавшего нормативный срок службы в «Кировэнерго» составляет 90% по ПС и 60% по ЛЭП.

   Сведения о состоянии систем жизнеобеспечения ОАО «Коммунэнерго»

 Напряжение,
кВ     
Электрические
сети
Трансформаторные
 подстанции
Протяженность,
км
Степень износа,
%
Количество,
шт
Степень износа,
%
110 - - 1 74,3
35 10,0 62,8 2 46,5
6,10 1188,2 78,1 1299 60,0
0,4 2881,4 79,2 - -
ИТОГО: 4079,8   1302  

   1. Техническое состояние сети (износ) оборудования, находящегося на балансе МУП «Горэлектросеть»:

 

   2. Техническое состояние (износ) оборудования, находящегося на балансе Кировского филиала ОАО «ТГК-5»:

   Основные производственные фонды (ОПФ) Кировского филиала на 01.07.2014 г.:

 

 Оренбургская область

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»:

   - В 2015 году по результатам технического освидетельствования будет запланирована дата замены 7- ми ТП 10,6/0.4 кВ.

Республика Удмуртия

   Анализ состояния оборудования и сетей энергетических предприятий указывает на высокую степень износа распределительных сетей ВЛ-0,4-6-10кВ, КЛ-0,4кВ 65%. Техническое состояние сети 35-110 кВ и выше оценивается в целом удовлетворительно, хотя более 80% трансформаторов, более 8% линий сети 220 кВ, более 57% трансформаторов и более 7% линий сети 35-110 кВ отработало нормативный срок службы.

   Оборудование со сроком эксплуатации более 25 лет и воздушные линии электропередач проходит техническое освидетельствование с целью определения возможности продления срока дальнейшей эксплуатации.

   Анализ инвестиционных программ организаций ТЭК показывает, что они, в первую очередь, направлены на повышение надежности электро- и теплоснабжения жилого сектора, социальных и жизнеобеспечивающих объектов.

   В 2017 году планируется вывод из эксплуатации 2 котлов Бабкок- Вилькокс и 1 котла ЛМЗ-750 на ТЭС ОАО «Воткинский завод» в связи с установкой 2 новых паровых котлов Е-75-3,9-440ГМ.

   В филиале «Удмуртэнерго» ОАО «МРСК Центра и Приволжья» принята программа повышения надежности электросетевых объектов, включающая в себя замену масляных выключателей 6-10 кВ на вакуумные, замену дефектных опор ВЛ 0,4-10 кВ в количестве более 1500 шт., сроком реализации в 2015 году. Кроме того, приняты программы сроком реализации в 2015 году по замене грозотроса ВЛ 110кВ, техперевооружение 5 подстанций 110 и 35кВ ПС, реконструкцию ВЛ 110кВ с расширением просек ВЛ, также программа предусматривает мероприятия по технологическому присоединению объектов.

Республика Башкортостан

ООО «Башкирская генерирующая компания»


п/п
Наименование
эл.станции
Наименование удования    Кол-во    Uном,
кВ
Дата
выпуска
Дата
замены
Примечание
1 ПуТЭЦ МКП-110 6 110 1975г. 2011г. Выключатели 110кВ
2 ПуТЭЦ МКП-110, У-110 4 110 1975г. 2014г. Выключатели 110кВ
3 ТЭЦ-2 МКП-110 1 110 1964г. 2011г. Выключатели 110кВ
4 ТЭЦ-2 У-110 1 110 1970г. 2012г. Выключатели 110кВ

 


п/п
Наименование
эл.станции
Наименование
оборудования
   Кол-во    Uном,
кВ
Дата
выпуска
Дата
замены
Примечание
5 СТЭЦ РГДЗ-110П 1 110 1967г. 2014г. Разъединители 110кВ
6 НСтТЭЦ РНДЗ-110Б 18 110 1976, 79г. 2014г. Разъединители 110кВ
7 КТЭЦ РНДЗ-110Б 5 110 1970г. 2011г. Разъединители 110кВ

 


п/п
Наименование
эл.станции
Наименование
оборудования
   Кол-во    Uном,
кВ
Дата
выпуска
Дата
замены
Примечание
8 СТЭЦ МКП-35 1 35 1967г. 2011г. Выключатели 35кВ

 


п/п
Наименование
эл.станции
Наименование
оборудования
   Кол-во    Uном,
кВ
Дата
выпуска
Дата
замены
Примечание
9 СТЭЦ РЛНД-35 3 35 1967г. 2011г. Разъединители 35кВ
10 СТЭЦ РЛНД-35 78 35 1967г. 2013г. Разъединители 35кВ

 

 ООО «Ново-Салаватская ТЭЦ»

   Энергетическое оборудование проходит в соответствии с требованиями нормативных документов и указаний заводов-изготовителей обслуживание, ремонт, техническое освидетельствование, техническое диагностирование, экспертизу промышленной безопасности в установленные сроки, соответствует требованиям промышленной безопасности и к замене не планируется.

   За отчетный период с 2011 года по 1 ноября 2014 года замена данного оборудования не производилась.

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