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.

 Северо-уральский федеральный округ

Северо-Уральское управление

   ОАО «Тюменьэнерго»

 №   № Оборудование Количество оборудования
со сроком эксплуатации
до 25 лет, шт
Количество оборудования
со сроком эксплуатации
25 лет и выше, шт
  Оборудование ПС    
1 Силовые трансформаторы 6-220 кВ 2693 5223
2 Измерительные тр-ры ТТ,ТН 6-220 кВ 11643 7016
3 Коммутационные аппараты 6-220 кВ 13141 13012
4 Разрядники, ОПН 6-220 кВ 21035 7753
  Линии электропередач ВЛ со сроком
эксплуатации
до 35 лет, км
 ВЛ со сроком
эксплуатации
35 лет и выше, км
1 ВЛ 35-220 кВ 11742 5978
2 ВЛ 0,4-10 кВ 15152 7091

 Филиал Энергосистема Западная Сибирь ОАО «ФОРТУМ»

   Перечень оборудования, требующего замены – ближайший планируемый год по замене основного оборудования 2020 год.

   Паровые и газовые турбины:
   Тюменская ТЭЦ-1: из 7 турбин, не выработан парковый ресурс – 57% (4 турбины), нормативный срок службы истек у 3 турбин (43%). В отношении данных турбин (№ 5, № 6, № 7) проведены экспертизы, по результатам которых срок службы продлен на 300000-330000 ч. Замена планируется на 2020-2023 годы.
   Тюменская ТЭЦ-2: все 4 турбины не выработали парковый ресурс. Тобольская ТЭЦ: все 5 турбин не выработали парковый ресурс.

   Парогенераторы, котлы:
   Тюменская ТЭЦ-1: из 13 котлов, по состоянию на 03.12.2014, не выработан парковый ресурс у 9 единиц оборудования (69%), из них на 2020- 2023 годы планируется замена 7 энергетических котлов (54%). В отношении 4- х водогрейных котлов (31%) с прошедшим нормативным сроком службы проведены экспертизы, по результатам которых срок службы продлен до 2015- 2018 годов.
   Тюменская ТЭЦ-2: из 7 котлов, не выработан парковый ресурс у 4 энергетических котлов (57%). В отношении 3-х водогрейных котлов (43%) с прошедшим нормативным сроком службы проведены экспертизы, по результатам которых срок службы продлен до 2016-2018 годов.
   Тобольская ТЭЦ: из 12 котлов, не выработан парковый ресурс у 9 энергетических котлов (75%). В отношении 3-х водогрейных котлов (25%) с прошедшим нормативным сроком службы проведены экспертизы, по результатам которых срок службы продлен до 2017-2018 годов.

   Оборудование промышленной энергетики (генераторы, трансформаторы):
   Тюменская ТЭЦ-1: из 18 единиц оборудования, не выработан парковый ресурс у 4 генераторов и 7 трансформаторов (всего 11 единиц, 65%), из них производится замена генератора ТЗФП-160-2МУ3. В отношении 35% единиц оборудования (3 генератора и 4 трансформатора) по результатам технического диагностирования срок службы продлен до 2016-2022 годов.
   Тюменская ТЭЦ-2: из 14 единиц оборудования, не выработан парковый ресурс у 3 единиц (26%), это 1 генератор и 2 трансформатора. В отношении остальных 74% единиц оборудования по результатам технического диагностирования срок службы продлен до 2015-2022 годов,
   Тобольская ТЭЦ: из 13 единиц оборудования, не выработан парковый ресурс у 1 генератора и 4 трансформаторов (всего 5 единиц, 38%). В отношении 62% единиц оборудования по результатам технического диагностирования срок службы продлен до 2016-2035 годов.

   Филиал ОАО «ФСК ЕЭС» - Магистральные электрические сети Западной Сибири

   Анализ состояния оборудования на предмет технического состояния, сроков эксплуатации и степени износа

 Филиал ОАО «ОГК-2» - Сургутская ГРЭС-1

   На Сургутской ГРЭС-1 эксплуатируется 16 энергоблоков суммарной установленной мощностью 3 268 МВт. Энергоблоки вводились в эксплуатацию в период с 1972 по 1983 гг.

   Анализ состояния оборудования показывает, что энергоблоки, эксплуатирующиеся сверх установленного срока эксплуатации (30 лет), находятся в технически исправном состоянии.

   Степень износа оборудования различна, но не влияет на работоспособность и возможность дальнейшей эксплуатации.

   С целью мониторинга технического состояния и своевременной замены оборудования проводятся планово-предупредительные ремонты, осмотры, технические освидетельствования и экспертизы промышленной безопасности.

   По результатам проведения данных мероприятий основного тепломеханического и электротехнического оборудования, требующих замены, нет.

   По итогам исполнения Инвестиционной программы за 2011 год план капитальных вложений выполнен на 104%, факт составил – 201 816,7 тыс. руб. Выполнение Инвестиционных программ: за 2012 год – 189 330,9 тыс. руб. (112% от плана) и за 2013 год - 237 387,6 тыс. руб.

   Основным направлением инвестиций является реконструкция и модернизация действующего оборудования с заменой устаревших, выработавших ресурс элементов и узлов.

   Инвестиционная программа технического перевооружения и реконструкции на 2013-2015 годов , утверждённая Советом директоров ОАО «ОГК-2» выполняется в установленные сроки.

   Филиал «Сургутская ГРЭС-2» ОАО «Э.ОН. Россия»

   Процент износа основных фондов на отчетную дату составляет 20,63% (в связи с тем, что при реформировании и переходе из ОАО «Сургутская ГРЭС-2» в ОАО «ОГК-4» основные средства передавались по остаточной стоимости и амортизация начислялась с 01.08.2006 года с нуля, соответственно процент износа не корректировался и не отражает фактический износ основных фондов).

   В таблицах 1 и 2 (Приложение к записке) представлены сведения о парковом ресурсе, наработке, разрешенном сроке эксплуатации турбин, котлов и основных блоков 800МВт филиала «Сургутская ГРЭС-2» ОАО «Э.ОН Россия» на 01.10.2014.

   Перечень мероприятий по мониторингу своевременной замены оборудования. - накопление и обработка статистических данных по эксплуатации оборудования; - анализ технологических нарушений; - анализ ремонтной документации; - составление программ и проведение технического диагностирования; - проведение технических освидетельствований; - планирование и проведение планово-предупредительных ремонтов.

   Уральское управление

   Челябинская область

   филиал «Южноуральская ГРЭС» ОАО «Интер РАО – Электрогенерация»

   1. Износ активной части фондов составляет 74%, доля отработавшего нормативный срок службы оборудования - 88%, доля оборудования, которое превысит нормативный срок службы в последующие 10 лет - 12 %. всё оборудование, отработавшее нормативный срок службы подвергается техническому диагностированию специализированными организациями, с последующим внесением сведений в реестр заключений экспертиз промышленной безопасности в Федеральной службе по экологическому, технологическому и атомному надзору.

   2. Ремонт и техническое освидетельствование энергетического оборудования выполняется в установленные сроки согласно графиков. В ремонтную программу основного оборудования электростанции, включены мероприятия указанные в актах комплексных обследований, технических освидетельствований, заключений экспертиз промышленной безопасности.

   3. В 2014 году введены в эксплуатацию две парогазовые установки (ПГУ) мощностью 400 МВт каждая.

   Свердловская область

   филиал «Рефтинская ГРЭС» ОАО «Энел России»

   1. Замена паровой турбины энергоблока №5 типа К-300-240-ХТГЗ НПО завод «Турбоатом», г. Харьков, на тип К-330-23.5 ОАО «Теплоэнергосервис- ЭК», выполнена в рамках проведения капитального ремонта энергоблока в 2012 году на 100%. Данная замена позволит повысить автоматизацию управления технологическими процессами (включая участие в общем первичном регулировании частоты).

   2. Замена генератора энергоблока № 5 типа ТГВ-300 завода «Электротяжмаш» г. Харьков, на ТГВ-325-2АУЗ завода «Электротяжмаш» г. Харьков, не была произведена вследствие не удовлетворительного прохождения данным генератором высоковольтных испытаний. Было принято решение о замене дефектного статора генератора на резервный. В рамках проведения капитального ремонта энергоблока в 2012 году, данная работа выполнена на 100%.

   3. Замена дымососов энергоблока № 5 типа ДО-13,5 на дымососы PFSU- 280-190-64 фирмы «Flakt Woods» выполнена в рамках проведения капитального ремонта энергоблока в 2012 году на 100%. Данная замена произведена в связи с заменой электрофильтров на рукавные, что позволит снизить выбросы в атмосферу, и улучшить экологические показатели.

   4. Замена дутьевых вентиляторов энергоблока № 5 типа ВДН-24х2 на ВДН-24х2М, выполнена в рамках проведения капитального ремонта энергоблока в 2012 году на 100%. Данная замена произведена в связи с заменой электрофильтров на рукавные, что позволит снизить выбросы в атмосферу, и улучшить экологические показатели.

   5. Замена вентиляторов горячего дутья энергоблока №5 типа ВГД-18,5 на вентиляторы горячего дутья HF 4S SLIA 207 S8A фирмы «Flakt Woods», выполнена в рамках проведения капитального ремонта энергоблока в 2012 году на 100%. Данная замена произведена для внедрения новой системы сжигания топлива, в связи с установкой низкоэмисионных горелочных устройств.

   6. Замена генератора энергоблока № 7 типа ТГВ-500 завода «Электротяжмаш» г. Харьков, на генератор ТВВ-500-2МУЗ ОАО «Силовые машины» г. Санкт-Петербург, проводится в рамках проведения капитального ремонта энергоблока в 2014 году. Данная замена производится в связи с высокой аварийностью генераторов данного типа. По состоянию на 03.12.2014 год, данная работа выполнена на 80 %.

   7. Замена дымососов энергоблока № 7 типа ДОД-43 завода «Сибэнергомаш», на дымососы фирмы «HOWDEN», Дания, проводится в рамках проведения капитального ремонта энергоблока в 2014 году. Данная замена производится в связи с заменой электрофильтров на рукавные, что позволит снизить выбросы в атмосферу, и улучшить экологические показатели. По состоянию на 03.12.2014 год, данная работа выполнена на 90 %.

   8. Замена дымососов энергоблока №4 типа ДО-13,5 завода «БКЗ», на дымососы фирмы «HOWDEN», Дания, проводится в рамках проведения капитального ремонта энергоблока в 2014-2015 гг. Данная замена производится в связи с заменой электрофильтров на рукавные, что позволит снизить выбросы в атмосферу, и улучшить экологические показатели. По состоянию на 03.12.2014 год, данная работа выполнена на 70 %.

   9. Замена генератора энергоблока №8 типа ТВМ-500 завода «Сибэлектротяжмаш», на генератор типа ТВВ-500-2МУЗ ОАО «Силовые машины» г. Санкт-Петербург, будет произведена в рамках проведения капитального ремонта энергоблока в 2015 году. Данная замена будет произведена в соответствии с инвестиционной программой.

   10. Замена главного трансформатора энергоблока № 8 типа ТЦ-630000/500/20 Запорожского трансформаторного завода г. Запорожье, на трансформатор типа ТДЦ-630000/500-У1 ООО «Тольяттинский Трансформатор» г. Тольятти, будет произведена в рамках проведения капитального ремонта энергоблока в 2015 году. Данная замена будет произведена в связи с изменением класса генераторного напряжения.

   ОАО «ТГК-9»

   1.1. Паровые турбины

   Состояние паровых турбин по критериям нормативного срока службы (паркового и назначенного ресурса) по электростанциям, оценивается следующим образом:

   - Нижнетуринская ГРЭС (НТГРЭС): все находящиеся в эксплуатации четыре турбины (100%) выработали свой парковый ресурс (270000 ч). Наработка турбин с момента ввода в эксплуатацию в 1,2 - 1,7 раз превышает парковый ресурс. Все установленные турбины имеют наработку в пределах однократного превышения нормативного срока службы.

   - Ново-Свердловская ТЭЦ (НСТЭЦ): наработка турбин находится на уровне 156415 – 198207 ч при парковом ресурсе (220000 ч) - запас по нормативному сроку службы от 10 % до 29 %. Ожидаемый год выработки нормативной величины ресурса 2017-2024 г.г. Таким образом, все турбины НСТЭЦ имеют наработку в пределах паркового ресурса.

   - Красногорская ТЭЦ (КрТЭЦ): все семь турбин (100 %) среднего давления выработали назначенный ресурс (45 лет). Наработка турбин составляет 454137 – 603379 ч, превышение нормативной величины ресурса составляет 1,3 - 1,7 раз, наработка у всех турбин находится в пределах однократного превышения назначенного срока службы.

   - Свердловская ТЭЦ (СвТЭЦ): из трёх установленных турбин среднего давления две (ст.№3,5) имеют превышение назначенного ресурса в 1,2 и 1,7 раза. Данные турбины наработали с начала эксплуатации соответственно по 519722 ч и 424418 ч. Турбина ст. №2 не достигла назначенного ресурса эксплуатации, ожидаемого исчерпания – 2043г. Одна турбина (33 %) имеет наработку в пределах назначенного ресурса, а остальные две турбины имеют однократное превышение срока службы.

   - Первоуральская ТЭЦ (ПТЭЦ): из пяти установленных турбин среднего давления выработали назначенный ресурс четыре турбины (ст. № 1-4), превышение составляет 1,1-1,2. Турбина ст. №5 выработает назначенный ресурс к концу 2014 г. Доля турбин, выработавших назначенный ресурс в пределах однократного его превышения, составляет 80 %.

   Только семь паровых турбин Свердловского филиала не исчерпали парковый либо назначенный ресурс: турбины ст. № 1-5НСТЭЦ; турбина ст. №2 СвТЭЦи турбина ст. № 5 ПТЭЦ. Доля турбин, имеющих наработку в пределах нормативного срока службы, составляет 29 %, а отработавших нормативный срок службы - 71%.

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

   2.1. Паровые турбины

   Доля паровых турбин по Свердловскому филиалу, превышающих нормативный срок службы (парковый либо назначенный срок службы) с 2014 года в ближайшие десять лет – до 2024 года неуклонно будет расти и достигнет 95% в 2024 году, где только одна турбина Свердловской ТЭЦ (ст. № 2) не исчерпает назначенного ресурса (58% от нормативного значения- 45 лет).

   2.2. Паровые котлы

   Доля паровых котлов, превышающих нормативный срок службы (парковый ресурс либо назначенный срок службы), начиная с 2015 до 2017 года, будет несколько уменьшаться за счёт изменения общего количества котлов (с01.01.2015 г. вывод из эксплуатации котла ст. №7 СвТЭЦ, с01.01.2016 г. – двух котлов НТГРЭС, в 2016-2017г.г. – шести котлов НТГРЭС).Так, в 2014- 2015г.г. доля паровых котлов, имеющих превышение нормативного срока службы, составит порядка 78%, в 2016 г. –76% и с 2017 года по 2024 год – 72%. Только с 2032 года, доля паровых котлов по Свердловскому филиалу, исчерпавших нормативный срок службы будет снова возрастать из-за начала выработки паркового ресурса паровых котлов НСТЭЦ.

   2.3. Водогрейные котлы

   Доля водогрейных котлов, превышающих нормативный срок службы (назначенный ресурс) с 2014 по 2017 год будет составлять 91 %, с 2018 года все водогрейные котлы (100%) Свердловского филиала исчерпают назначенный ресурс.


 Сибирский федеральный округ

Сибирское управление

Новосибирская область

   ОАО «СИБЭКО»

   Основная часть строительных конструкций зданий и сооружений, в том числе дымовые трубы ТЭЦ ОАО «СИБЭКО», находятся в работоспособном состоянии. Выполнены комплексные обследования строительных конструкций зданий и сооружений, находящихся в эксплуатации более 25 лет. Обследованные объекты соответствуют требованиям эксплуатации опасных производственных объектов.

   Износ основного генерирующего оборудования ОАО «СИБЭКО» составляет 65% к парковому ресурсу, в том числе Новосибирские
   ТЭЦ-2 – 76%,
   ТЭЦ-3 – 71%,
   ТЭЦ-4 – 50%,
   ТЭЦ-5 – 57%,
   Барабинская ТЭЦ – 70%.

   Доля отработавшего нормативный срок службы оборудования составляет 40%, в том числе Новосибирские
   ТЭЦ-2 – 63%,
   ТЭЦ-3 – 31%,
   ТЭЦ-4 – 55%,
   ТЭЦ-5 – 12%,
   Барабинская ТЭЦ – 63%.
По результатам проведенных технических освидетельствований все оборудование, отработавшее нормативный срок службы, находится в работоспособном состоянии, и для него оформлено продление паркового ресурса.

   Доля оборудования, которое превысит нормативный срок службы в последующие 10 лет составляет 54%, в том числе Новосибирские
   ТЭЦ-2 – 59%,
   ТЭЦ-3 – 44%,
   ТЭЦ-4 – 68%,
   ТЭЦ-5 – 35%,
   Барабинская ТЭЦ – 74%.
При этом для 4,7% (4-х турбоагрегатов) в период 2013-2017 г.г. будет получено продление паркового ресурса по результатам запланированной к проведению модернизации с заменой базового узла – цилиндра высокого давления. За 2 последних года тепломеханическое оборудование в эксплуатацию не вводилось и не выводилось.

ОАО «РЭС»

 Степень износа основных фондов ОАО «РЭС».

Группа  nt>

Количество Физический износ,
%
Здания 1955 38%
Сооружения 15080 59%
Рабочие Машины 15194 70%
Транспорт 1083 56%
Прочие основные средства 1330 53%
Итого основные средства 34642 61%

 

Наименование
программы
2011г. 2012г. 2013г. 2014г.
программа по замене грозотроса км. 50 125 64 75
программа по замене высоковольтных вводов шт. 137 160 101 93
программа по замене опорно- стержневой фарфоровой изоляции на полимерную шт. 763 1162 1208 1020
программа по замене корпусов ТП на КТПН шт. 88 65 72 47
программа по замене маломасляных выключателей на вакуумные шт.      294 345
программа по замене силовых трансформаторов напряжением 10/0,4кВ и высоковольтных измерительных трансформаторов шт. 101 261 259 326

Омская область

Омский филиал ОАО «ТГК-11»

   Износ основного оборудования Омского филиала ОАО «ТГК-11» составляет 75%. Из 68 агрегатов (котлы, турбины), установленных в подразделениях Омского филиала ОАО «ТГК-11» 51 агрегат отработал парковый ресурс.

   По результатам проведенных технических освидетельствований все оборудование, отработавшее нормативный срок службы, находится в работоспособном состоянии, и для него оформлено продление паркового ресурса.

   Протяженность тепловых сетей (в двухтрубном исчислении) – 6071,2 км. Из них со сроком эксплуатации 25 лет и более – 406,8 км., что составляет 13,4%.

   В 2013 году завершено строительство парогазовой установки мощностью 90 МВт и модернизация и реконструкция турбоагрегата ПТ-50-130 ст. № 12 на ТЭЦ-3.

   В 2014 году произведена модернизация и реконструкция турбоагрегата Р-50-130 ст. № 13 с заменой разъединителя 1, 2 СШ РЛНО-110-II-600, выключателя ВВ 110/600 на ТЭЦ-3.

   В октябре 2014 года произведена замена трансформатора ст. № 1Т ТДЦ – 125000-110-70 на ТЭЦ-5.

 Филиал ОАО «МРСК Сибири - Омскэнерго»

   Износ оборудования сетевого комплекса филиала «МРСК Сибири»- «Омскэнерго» составляет: ПС 35-110 кВ – 66%, ТП 6-10 кВ – 67,4%, ВЛ 35-110 кВ – 62,6%, ВЛ 0,4-10 кВ – %.

   Выполнение плана капитальных вложений по инвестиционной программы в 2013 году при плане 730 982 тыс. руб. составило 873 101 тыс. руб.

   Ввод ЛЭП в рамках инвестиционной программы в 2013 году при плане 100,57 км составило 359,2 км. Ввод трансформаторных мощностей в 2013 году при плане 32,83 МВА составил - 70,58 МВА.

   Планом Инвестиционной программы филиала «Омскэнерго» на 2012- 2017гг., утвержденной субъектом приказом РЭК Омской области от 30.09.2013г. № 159/50, в 1 полугодии 2014 г. запланировано освоение капитальных вложений в объеме 281, 437 млн. руб. без НДС.

   Фактическое освоение капитальных вложений за 9 месяцев 2014 г. при плане 426,723 млн. руб. составило 457,334 млн. руб. без НДС, или 107 %.

   В 2014 году произведена замена 22 масляных выключателей 10 кВ (в 2011году -3, в 2012 году -0, в 2013 году - 6) , высоковольтных вводов 35 кВ – 29 шт. (в 2011году -2, в 2012году - 0, в 2013 году - 12), высоковольтных вводов 110 кВ – 58 шт. (в 2011году -4 , в 2012году – 0, в 2013 году - 3), устройств РЗ и А-6 комплектов (в 2011году -4 , в 2012 году -0, в 2013 году - 3).

   Омское предприятие МЭС филиал ОАО «ФСК ЕЭС»

   Износ оборудования сетевого комплекса Омского ПМЭС филиал ОАО «ФСК ЕЭС» составляет: ПС 220-500 кВ – 62,5%, ПС 110 кВ – 78%, ВЛ 220-500 кВ – 67%, ВЛ 110 кВ – 73%.

   В соответствии с утвержденной Минэнерго России инвестиционной программой ОАО «ФСК ЕЭС» на 2013-2017 гг., в 2013 году в зоне ответственности Омского ПМЭС закончен строительством 1 объект комплексной реконструкции КТПР ПС 220кВ Московка на 1 683,312 млн. руб.

   В 2014 году на ПС-500кВ «Таврическая» произведена замена РПН на силовом трансформаторе АТ-1.

   В целях повышения надежности электроснабжения потребителей в рамках инвестиционной программы на ПС 220 кВ «Называевская» в ноябре 2014 года выполнены работы по замене коммутационных аппаратов (ОД, КЗ) на элегазовый выключатель и защит автотрансформатора и ВЛ-220 кВ Д-9.

   Также отделитель-короткозамыкатель, с заменой защит, был заменен на элегазовые выключатели на ПС 110 кВ «Полтавская» и ПС 220 кВ «Загородная». На ПС 220 кВ «Загородная» также заменен щит постоянного тока и 2 выпрямительных зарядных устройств.

   В рамках выполнения технологического присоединения ПС 220 кВ «Нефтезаводская» произведена замена защит на ВЛ ПС 220 кВ «Лузино» и ПС 220 кВ «Ульяновская».

   Томская область

   Томский филиал ОАО «ТГК-11»

   Износ основного оборудования Томского филиала АО «ТГК-11» составляет 49%. Из 31 агрегатов (котлы, турбины), установленных в подразделениях Томского филиала ОАО «ТГК-11» 12 агрегат отработал парковый ресурс.

   По результатам проведенных технических освидетельствований все оборудование, отработавшее нормативный срок службы, находится в работоспособном состоянии, и для него оформлено продление паркового ресурса.

   Общая протяженность магистральных тепловых сетей централизованного теплоснабжения (в двухтрубном исчислении) – 130,884 км. Из них со сроком эксплуатации 25 лет и более – 63,97 км, что составляет 48,9%.

   В декабре 2012 года введена в эксплуатацию газотурбинная установка мощностью 14,7 МВт и тепловой мощностью – 19,47 Гкал/час. Филиал ОАО «ФСК ЕЭС» Томское ПМЭС Выполнение ремонтов и технического освидетельствования энергетического оборудования.

   Все работы по капитальному и среднему ремонту проводятся в соответствии с утвержденными планами:

Наименование работ Ед. изм План на
2013 год
Факт на
31.12.13 год
План на
2014 год
Факт
Ручная расчистка трассы, га 1322,66 1322,66 1593,69 1593,69
Замена изоляторов шт. 533 534 424 424
Ремонт фундаментов, анкерных плит шт. 806 806 665 665
Замена (усиление) опор шт. 42 45 22 22
Ремонт AT фаз 3 3 3 3
Ремонт выключателей шт. 73 75 64 64
Ремонт разъединителей фаз 210 210 423 423
ЦП по замене вводов шт. 21 21 14** 14**
ЦП по замене ОСИ шт. 648 648 732*** 732***

ТЭЦ ОАО «Сибирский химический комбинат»

   Северская ТЭЦ с электрической мощностью 549 МВт является частью Объединенной энергетической системы Сибири. Северская ТЭЦ входит в состав ав ОАО «Сибирский химический комбинат» (далее по тексту – ОАО «СХК») и осуществляет свою деятельность на основании «Положения о филиале в городе Северске», утвержденного 20.12.2013 Советом директоров ОАО «Объединенная теплоэнергетическая компания» (далее по тексту – ОАО «ОТЭК»).

   Управление Северской ТЭЦ осуществляется ОАО «ОТЭК» на основании договора от 01.07.2014 № 1э «На эксплуатацию, техническое обслуживание и ремонт имущества» между ОАО «СХК» и ОАО «ОТЭК».

   Алтайский край и Республика Алтай

   На территории Алтайского края эксплуатируются 7 тепловых электростанций, одна газотурбинная электростанция, с общей установленной электрической мощностью 1663,1 МВт и тепловой 5785,5 Гкал/час, износ оборудования приведен в таблице 1.

   Таблица 1- Износ оборудования объектов комбинированной выработки тепловой и электрической энергии

Техническое устройство Количество,
ед
  Доля отработавшего го го
нормативный срок
службы оборудования
Паровые котлы 53 54,7%
Водогрейные котлы 7 85,7%
Паровые турбины 33 62,8%
Генераторы 33 54,1%
Силовые трансформаторы 21 65,2%
Разъединители 217 61,8%
Выключатели 60 62,0%

ОАО «ФСК ЕЭС» филиал «Западно-Сибирское предприятие магистральных электрических сетей»

   Износ оборудования объектов электросетевого хозяйства

ВЛ/ПС  Кол-вол-вол-во Ед. изм.   Доля отработавшего
нормативный срок
службы оборудования
Оборудование ПС 2720 ед. 44,74%
Протяженность /font> 2474,4 км 63,33%
Здания и сооружения 428 ед. 38,40%

ОАО «МРСК Сибири» филиал «Горно-Алтайские электрические сети»

   Износ оборудования объектов электросетевого хозяйства

ВЛ/ПС Кол- во Ед. изм. Доля отработавшего
нормативный срок
службы оборудования
ПС 35-110 кВ 24 шт. 87%
КТП-10/0,4 кВ 1260 шт. 47%
ВЛ 35-110 кВ 1551,5 км 24%
ВЛ 0,4-10 кВ 5353,1 км 76%

ОАО «МРСК Сибири» филиал «Алтайэнерго»

   Износ оборудования объектов sp; Износ оборудования объектов электросетевого хозяйства

ВЛ/ПС  Кол-во Ед. изм.   Доля отработавшего
нормативный срок
службы оборудования
Оборудование > 324 ед. 71,3%
Протяженность ВЛ (по трассе) 52227,15 км 37%
Здания и сооружения 725 ед. 71%

    Сравнительный анализ замены энергетического оборудования за период 2011 по 2014гг. (единиц)

Оборудование вание
электроэнергетики
Заменено
в 2011г.
Заменено
в 2012г.
Заменено
в 2013г.
Заменено
в 2014г.
Паровые котлы 0 0 0 0
Водогрейные котлы 0 0 0 0
Паровые турбины 0 0 1 1
Генераторы 0 0 1 1
трансформаторы 9 6 2 3
выключатели 65 72 7 9
Разъединители 107 14 17 19

Кемеровская область

   ОАО «Кузнецкая ТЭЦ»

   Износ основного генерирующего оборудования станции составляет- 75%.

   Доля оборудования, которое превысит нормативный срок службы в последующие 10 лет составляет - 0%, при этом для паровых котлов, водогрейных котлов, турбоагрегатов в период 2013-2017 гг. будет получено продление паркового ресурса по результатам запланированной к проведению модернизации - 0%.

   Износ основного электротехнического оборудования Кузнецкой ТЭЦ составляет 69%,

   Доля отработавшего нормативный срок службы электротехнического оборудования составляет 33%.

   По результатам проведенных технических освидетельствований все оборудование, отработавшее нормативный срок службы, находится в работоспособном состоянии. Доля оборудования, которое превысит нормативный срок службы в последующие 10 лет, составляет 17%.

   ТЭЦ ООО «Юргинский машзавод»

   Износ основного генерирующего оборудования станции составляет- 70%.

   Доля оборудования, которое превысит нормативный срок службы в последующие 10 лет составляет - 40%, при этом для паровых котлов, водогрейных котлов, турбоагрегатов в период 2013-2017 гг. будет получено продление паркового ресурса по результатам запланированной к проведению модернизации - 10%.

   Износ основного электротехнического оборудования ТЭЦ составляет 70%,

   Доля отработавшего нормативный срок службы электротехнического оборудования составляет 62%. По результатам проведенных технических освидетельствований все оборудование, отработавшее нормативный срок службы, находится в работоспособном состоянии. Доля оборудования, которое превысит нормативный срок службы в последующие 10 лет, составляет 28%.

   ОАО «Каскад-энерго»

   Износ основного генерирующего оборудования станции составляет 34%

   Доля оборудования, которое превысит нормативный срок службы в последующие 10 лет составляет 19% при этом для 1го котлоагрегата в период 2013-2017 гг. будет получено продление паркового ресурса по результатам запланированной к проведению модернизации

   Износ основного электротехнического оборудования составляет 30%,

   Доля отработавшего нормативный срок службы электротехнического оборудования составляет 14%. По результатам проведенных технических освидетельствований все оборудование, отработавшее нормативный срок службы, находится в работоспособном состоянии. Доля оборудования, которое превысит нормативный срок службы в последующие 10 лет, составляет 14%.

   В качестве ключевых мероприятий инвестиционной программы следует выделить следующие:

   Провели реконструкцию системы коммерческого учёта тепловой энергии и теплоносителя на источнике тепла и получили свидетельство об утверждении типа средства измерения № 54494;
   Ввели в эксплуатацию систему пожарной сигнализации, системы оповещения и управления эвакуации при пожаре и заключили договор на обслуживание со специализированной организаций;
   Смонтированы системы и проведены пробные пуски в работу аспирационной системы тракта углеподачи и углеприёма, которая состоит из семи подсистем. До конца года работы будут завершены;
   Проведена реконструкция распределительного устройства 6кВ с заменой высоковольтных ячеек, шинного моста и ошиновки, от Ростехнадзора получен допуск на эксплуатацию, что в свою очередь обеспечит повышение надёжности электроснабжения предприятия и как следствие повышает надёжность теплоснабжения конечного потребителя.

   Выполнены все замечания Ростехнадзора при проверке готовности предприятия к ОЗП 2013-2014 г.г.

   Для реализации выполнения природоохранных мероприятий:
   - разработаны проектные решения по модернизации газоочистительных установок котлов;
   - проводиться обследование, определение направления модернизации станции с разработкой технико-экономического обоснования реконструкции основного котельного и вспомогательного оборудования с целью повышения эффективности процессов сжигания угольного топлива;
   - проводиться производственный контроль промышленных выбросов от организованных источников, заключён договор со специализированной лабораторией на выполнение работ по ежеквартальному проведению анализов выбросов, определение КПД газоочистительных установок, анализов атмосферного воздуха и измерение шума на границе санитарно-защитной зоны предприятия;
   - проводиться производственный контроль в области обращения с отходами производственной деятельности предприятия - ведется учёт, контроль сбора, хранения и транспортирования образованных отходов, заключены договора с организациями, имеющими специальные разрешения на их утилизацию, захоронение и хранение;
   - проводиться производственный контроль соблюдения требований "Санитарные правила устройства и эксплуатации систем централизованного горячего водоснабжения" заключён договор со специализированной лабораторией на выполнение работ по ежемесячному проведению анализов санитарно-химического и микробиологического анализа горячей воды.

   Помимо плановых ремонтов на предприятии для поддержания безаварийной и бесперебойной работы установленного оборудования, непрерывно ведутся работы по реконструкции и модернизации направленные на повышение эффективности, безопасности и надежности работы станции. С этой целью проводятся и намечаются к выполнению в ближайшие пять лет следующие стратегические планы предприятия по реализации крупных проектов:
   - планируется разработка проекта и выполнение реконструкции автоматизации водогрейных котлов;
   - в планах реконструкция схемы химводоподготовки с применением пластинчатых теплообменников с обновлением автоматизации процесса;
   - реконструкция центрального теплового пункта с установкой пластинчатых теплообменников бойлерной группы с обновлением автоматизации процесса;
   - запланирована работа по разработке проектной документации по реконструкции распределительного устройства 0,4кВ и внедрение;
   - модернизация газоочистительных установок котлов;
   - проводиться обследование, определение направления модернизации станции с разработкой технико-экономического обоснования реконструкции основного котельного и вспомогательного оборудования с целью повышения эффективности процессов сжигания угольного топлива.

 ОАО «Южно-Кузбасская ГРЭС»

   Износ основного генерирующего оборудования станции составляет 84%.

   Доля оборудования, которое превысит нормативный срок службы в последующие 10 лет составляет 89% при этом для 6 турбоагрегатов (ст.№1, 2, 3, 4, 6, 7) и 11 (ст.№1, 2, 3, 4, 6, 7) котлоагрегатов в период 2015-2019 гг. будет получено продление паркового ресурса по результатам запланированной к проведению модернизации.

   Износ основного электротехнического оборудования составляет 80%,

   Доля отработавшего нормативный срок службы электротехнического оборудования составляет 60 %. По результатам проведенных технических освидетельствований все оборудование, отработавшее нормативный срок службы, находится в работоспособном состоянии. Доля оборудования, которое превысит нормативный срок службы в последующие 10 лет, составляет 91%.

   В планы ремонтной деятельности ежегодно включаются и выполняются мероприятия, предусмотренные актами комплексных обследований, технических освидетельствований, заключений экспертиз промышленной безопасности. Ремонт и техническое освидетельствование энергетического оборудования выполняется в соответствии с годовыми и ежемесячными графиками, согласованными с системным оператором.

   Беловской ГРЭС ОАО «Кузбассэнерго»

   Срок эксплуатации паровых турбин энергоблоков 1, 2, 3, 4, 5, 6 Беловской ГРЭС ОАО «Кузбассэнерго» не превышает парковый ресурс. В последующие 10 лет наработка паровых турбин ст.№1, 2, 3, 5 превысит парковый ресурс.

   Паровые котлы энергоблоков 1, 2, 3, 4, 5, 6 Беловской ГРЭС отработали нормативный срок эксплуатации. В настоящее время по всем котлам получено продление паркового ресурса по результатам проведенных ЭПБ.

   Доля отработавшего нормативный срок службы электротехнического оборудования составляет: генераторов - 100%, силовых трансформаторов - 70%, высоковольтных выключателей 110кВ, 220кВ, 500кВ – 82%, разъединителей 110кВ, 220кВ, 500кВ – 93%,. По результатам проведенных технических освидетельствований все оборудование, отработавшее нормативный срок службы, находится в работоспособном состоянии. Доля электротехнического оборудования, которое превысит нормативный срок службы в последующие 10 лет - не изменится. .

   В 2012-2014гг проведена реконструкция, тех. перевооружение энергоблоков ст.№№ 4,6 Беловской ГРЭС с заменой основного генерирующего оборудования:
   паровые турбины К-225-12,8-3М – 2шт.;
   генераторы ТВВ-220-2ЕУЗ -2шт.;
   силовые трансформаторы ТДЦ-315000/220У1 – 2шт.;
   силовые трансформаторы ТРДНС-32000/35У1– 2шт.;
   выключатели 220кВ Siemens-3AP1DT – 2шт.;
   разъединители 220кВ РГ-1-220 – 8шт.

   Томь-Усинской ГРЭС 

   Износ основного генерирующего оборудования станции составляет 72%. .

   Доля оборудования, которое превысит нормативный срок службы в последующие 10 лет составляет 0%.

   Износ основного электротехнического оборудования Томь-Усинской ГРЭС составляет 66%.

   Доля отработавшего нормативный срок службы электротехнического оборудования составляет 66%. По результатам проведенных технических освидетельствований все оборудование, отработавшее нормативный срок службы, находится в работоспособном состоянии. Доля оборудования, которое превысит нормативный срок службы в последующие 10 лет, составляет 0%. .

   Филиал ОАО «МРСК Сибири» - «Кузбассэнерго-РЭС»

   В целом по предприятию выработан нормативный срок эксплуатации более чем 72% оборудования ПС 35-110 кВ, ТП, РП и СП 6-10 кВ, более 33% ВЛ 0,4-110 кВ. Физический износ оборудования при этом достигает 70%.

   В целях повышения надёжности электросетевого комплекса ОАО «МРСК Сибири», по результатам проведённого анализа аварийности за 2011-2012 гг., определения приоритетных направлений в финансировании ремонтных и инвестиционных программ по Обществу на период 2014-2018гг. сформированы программы мероприятий направленные на повышение надёжности электросетевого комплекса филиала ОАО «МРСК Сибири» - «Кузбассэнерго- РЭС».

   Выполнение плана капитальных вложений по инвестиционной программы в 2013 году при плане 843 929 тыс. руб. составило 942 891 тыс. руб.

   Ввод ЛЭП в рамках инвестиционной программы в 2013 году при плане 21,644 км составило 100,419 км. Ввод трансформаторных мощностей в 2013 году при плане 158,910 МВА составил – 163,348 МВА.

   Планом Инвестиционной программы филиала «Кузбассэнерго-РЭС» на 2013-2018гг., утвержденной Заместителем губернатора по угольной промышленности и энергетике Кемеровской области А.А. Гаммершмидтом 03.06.2013г., в 1 полугодии 2014 г. запланировано освоение капитальных вложений в объеме 110,095 млн. руб. без НДС.

   Фактическое освоение капитальных вложений за 9 месяцев 2014 г. при плане 460,321 млн. руб. составило 577,933 млн. руб. без НДС, или 126 %.

   ОАО «Северо-Кузбасская энергетическая компания» (ОАО СКЭК»)

   В эксплуатации ОАО «СКЭК» находится одна ПС 110/6кВ и шесть ПС 35/6(10) кВ, работы по замене оборудования на которых были выполнены следующие:
   - за период с 2006г. по настоящее время на 5 подстанциях 35кВ была произведена замена масляных выключателей 35кВ на элегазовые, общей численностью 10шт;
   - в 2014г. на ПС 110кВ была произведена замена РВС-110кВ и РВС-35кВ на ОПН-110кВ и ОПН-110кВ;
   - за период 2013-2014гг. на 2 ПС 35кВ была произведена замена силовых трансформаторов 35кВ, общей численностью 3шт.

   Кузбасское предприятие МЭС филиал ОАО «ФСК ЕЭС»

 

 

 Забайкальское управление

ОАО «Интер-РАО» филиал «Харанорской ГРЭС»

   Здания, строения, сооружения филиала находятся в удовлетворительном техническом состоянии, средний износ по зданиям и сооружениям.
   Износ активной части фондов составляет - 29%

ОАО «ИНТЕР РАО - Электрогенерация» филиал «Гусиноозерская ГРЭС»

   Здания, строения, сооружения филиала находятся в удовлетворительном техническом состоянии, средний износ по зданиям и сооружениям составляет 42%, через десять лет износ будет составлять 53%.
   На основании проведенного анализа на период 2014 г. основное оборудование филиала, отработавшее нормативный срок отсутствует.

   Перспективная десятилетняя наработка оборудования снизит срок службы до необходимых мероприятий по продлению на блоке ст. №1, 2, 3 по турбинам и электрическому оборудованию. Доля оборудования отработавшего нормативный срок службы составит 13%.

Забайкальского ПМЭС

   Износ основных фондов электрических сетей ЕНЭС по данным бухгалтерского учета на 01.11 .2014 составил 60,3%, в т.ч.
   машин и оборудования – 30,6%,
   сооружений – 69,4%.

   Процент силовых трансформаторов, выработавших свой ресурс (свыше 30 лет), равен 34,04 %.

   Процент шунтирующих реакторов, выработавших свой ресурс (свыше 30 лет), равен 15,0 %.

Информация о текущем состоянии и модернизации оборудования

Филиал ОАО «МРСК-Сибири» - «Бурятэнерго»

   Общий износ оборудования составляет 73,2%, в том числе:
   - ЛЭП 0,4-110кВ – 58,95%;
   - ПС 35110кВ – 87,5%.

   Доля отработавшего нормативный срок службы оборудования составляет:
   - ПС 35-110кВ – 59,2 %;
   - ТП 10/0,4кВ – 54,1%;
   - ВЛ 0,4-110кВ – 1317шт./8605,1км, соответственно 21%/37%.

   Всё оборудование, отработавшее нормативный срок проходит техническое освидетельствование, по результатам которого принимается решение о возможности его дальнейшей работы и объём мероприятий, необходимых для продления срока безопасной эксплуатации этого оборудования.

Филиал ОАО «МРСК Сибири» - «Читаэнерго»

   По состоянию на 01.11.2014 износ активной части фондов филиала «Читаэнерго» составляет 78,6% в том числе:
   - ЛЭП 35-110кВ – 65%
   - ЛЭП 0,4-20 кВ – 83,4%
   - ПС 35-110кВ – 79%.

   Всё оборудование, отработавшее нормативный срок проходит техническое освидетельствование, по результатам которого принимается решение о возможности его дальнейшей работы и объём мероприятий, необходимых для продления срока безопасной эксплуатации этого оборудования.

 Енисейской управление

   На предприятиях энергетики, жилищно-коммунальных комплексов Красноярского края, Иркутской области, Республики Тыва, Республики Хакасия в настоящее время требуют замены оборудование (от общего количества):

тип
оборудования
требует
замены, %
предпринимаемые меры
паровые котлы 15 замена котлов не планируется, проводится замена элементов, выработавший разрешенный ресурс эксплуатации
турбины 5 замена не планируется. По результатам экспертизы промышленной безопасности принимается решение о замене элементов, выработавших разрешенный ресурс эксплуатации
трансформаторы силовые 5 замена проводится через инвестиционные программы
водогрейные котлы 28 замена проводится через инвестиционные программыnt>

   Следует отметить, что в разрезе поручения заместителя Председателя Правительства Российской Федерации А.В. Дворковича от 16.10.2014 №АД- П9-7380 не рассматривается оборудование, эксплуатируемое сверх нормативного времени после успешной экспертизы промышленной безопасности или технического освидетельствования.

   В настоящее время техническое состояние энергетических комплексов следующее:    

Наименование

Красноярского
края
Республики
 Хакасия
Республики
 Тыва
Иркутской
 области
Износ основного генерирующего оборудования электростанций, % 46,5 27 83 45,6
Износ оборудования подстанций, % 69,5 79,3 94,2 63,9
Износ воздушных линий электропередачи, % 70,3 73,5 88 64,2
Тепловые сети, отработавшие нормативный срок службы, % 32 62,5 75 45,6

 Дальневосточный Федеральный округ

Дальневосточное управление

Пермский край

  ОАО «Дальневосточная генерирующая компания»

   Котельное оборудование ОАО «Дальневосточная генерирующая компания» (далее по тексту - ОАО «ДГК») в полном объеме отработало нормативный (установленный) срок службы. За период с 2011 года по 01 ноября 2014 года в подконтрольных Управлению структурных подразделениях замена указанного оборудования не производилась. Все котельное оборудование, отработавшее ресурс, прошло техническое диагностирование и экспертизу промышленной безопасности, по результатам которых экспертными организациями принято решение о продлении срока службы оборудования.

   В соответствии с представленной ОАО «ДГК» информацией, из 391 единицы энергетического оборудования, отработавшего нормативный срок службы, только 14 единиц планируется к замене, из них 1 единица в 2015 году, 13 единиц в 2016 году и 1 единица в 2019 году. ду.

   В период с 2011 по 1 ноября 2014 года энергетическое оборудование не менялось.

   Вызывает большую настороженность оборудование, изготовленное еще в середине 20 века, и до настоящего времени не запланирована его замена. Так, например, на Артемовской ТЭЦ филиала «Приморская генерация» ОАО «ДГК» находятся в работе трансформаторы напряжения 1936, 1949, 1950 годов изготовления, остальное оборудование выпущено в 1960-х годах, но в планах замены этого оборудования нет. На Хабаровской ТЭЦ -1 филиала «Хабаровская генерация» ОАО «ДГК», ТА-6 (ПТ-50-90/13), изготовленный Ленинградским металлическим заводом в 1964 году и имеющий нормативный срок службы 220 тыс. часов, заключением экспертной организации - ОАО «УРАЛ ВТИ» в конце 2007 года, эксплуатация продлена до 342 тыс. часов, при наработке 328 тыс. часов, что уже составляет более 50 % свыше нормативного срока, а планируемый срок замены 2019 год. Следовательно, до срока замены не исключено еще одно, а то и несколько продлений срока эксплуатации.

   Исходя из вышеперечисленного, Управление приходит к выводу о неудовлетворительной работе ОАО «ДГК» в части мероприятий по модернизации, реконструкции, замены основного энергетического оборудования.

 ОАО «Дальневосточная распределительная сетевая компания»

   По представленной ОАО «Дальневосточная распределительная сетевая компания» (далее по тексту - ОАО «ДРСК») информации, на отчетную дату в эксплуатации находятся 2752 единицы энергетического оборудования, нормативный срок эксплуатации которого истек (это трансформаторы и выключатели различного класса напряжения), а также более 45 тыс. разъединителей класса напряжения 35-110 кВ, из них к замене запланировано:
   в период 2014-2015 гг. - 9 выключателей класса напряжения 110 кВ;
   2015 г. – 4 выключателя класса напряжения 35 кВ, 1 трансформатор напряжения 110/35/6 кВ и 4 трансформатора напряжения 35/6 кВ;
   в период 2015-2016 гг. - 2 выключателя класса напряжения 110 кВ
   в период 2015-2017 гг. - 2 трансформатора напряжения 110/35/10 кВ;
   в период 2016-2017 гг. - 2 выключателя класса напряжения 35 кВ и 1 трансформатор напряжения 35/10 кВ.
   2016 г. - 2 трансформатора и 3 выключателя класса напряжения 35 кВ;
   2017 г. - 19 выключателей класса напряжения 35 кВ.
   2018 г. - 1 трансформатор напряжения 35/6 кВ.

   Итого, в период с 2014 по 2018 годы, ОАО «ДРСК» запланировано к замене 50 единиц энергетического оборудования из 2752 единиц, отработавших свой нормативный срок службы, что за пятилетний период составит 1,8 % от общего количества. Причем цифра оборудования, отработавшего свой нормативный срок, за 5 лет будет только увеличиваться. Организации, эксплуатирующие отопительные и отопительно- производственные котельные

   Сахалинское управление

   ОАО «Сахалинэнерго»

   Необходимость замены генерирующего паросилового оборудования Южно-Сахалинской ТЭЦ-1 обусловлена исчерпанием индивидуального ресурса.

   По турбоагрегатам индивидуальный ресурс составляет 330 000 часов и наступит ориентировочно:
   по ТГ ст. № 1 – 2023 г.,
   ТГ ст. № 2 – 2025 г.,
   ТГ ст. № 3 – 2027 г.

   По котлоагрегатам исчерпание ресурса определяется по наработке барабана и составляет 300 000 часов и наступит ориентировочно:
   по КА ст. № 1 – 2034 г,   
   КА ст. № 2 – 2027 г.,
   КА ст. № 3 – 2034 г.,
   КА ст. № 4 – 2039 г.,
   КА ст. № 5 – 2043 г.   По Сахалинской ГРЭС замена генерирующего оборудования не требуется в связи с поэтапным выводом из эксплуатации. Первый этап был реализован после ввода в эксплуатацию 5- го энергоблока Южно-Сахалинской ТЭЦ-1 (на Сахалинской ГРЭС выведено из эксплуатации 2 турбоагрегата), второй этап был реализован после ввода 4-го энергоблока (выведено 2 котлоагрегата, 2 турбоагрегата), третий этап будет реализован после строительства Сахалинской ГРЭС-2 (существующая ГРЭС будет выведена в полном объеме).

   ОАО «Ногликская газовая электрическая станция» ия»

   Два газотурбинных двигателя находятся в заводском гарантийном ремонте, четыре из шести газотурбинных двигателей станции выработали парковый ресурс и имеют продление паркового ресурса. При этом при номинальной мощности 12 МВт турбоагрегаты из-за их технического состояния способны нести нагрузку в среднем 11 МВт на турбину.
   Износ генераторов составляет 75 %.
   Износ трансформаторов 6/110 кВ составляет 35 %.
   Физический износ привел к снижению уровня надежности энергетического оборудования и, как следствие, к увеличению инцидентов в его работе. В связи с этим в ОАО «НГЭС» планируется модернизация, которая должна начаться в 2015 году. При проведении модернизации в ОАО «НГЭС» планируется полная замена энергетического и вспомогательного оборудования.

   ОАО «Охинская ТЭЦ»

   В соответствии с инвестиционной программой по реконструкции Охинской ТЭЦ на период 2014-2018 гг. планируется замена оборудования установленного на ОРУ-110/35 кВ., отработавшего свой нормативный срок эксплуатации:
   - силовой трансформатор ст. № Т6-40-110 типа ТРДН-40000/110 – 1 шт.;
   - разъединители типа РЛНД-1-110 – 7 шт.;
   - разъединители типа РЛНД-2-110 – 4 шт.;
   - разъединители типа РДЗ-1-35-1000 – 11 шт.;
   - разъединители типа РДЗ-2-35-1000 – 10 шт.;
   - выключатели масляные типа МКП-110 ст. №№ ВМ-Т4-110; ВМ-Т5- 110; ВМ-Т6-110 – 3 шт.;
   - выключатели масляные типа С-35 на ВЛ Т602, Т603, Т605, Т606 35 кВ. – 4 шт.;
   - выключатели масляные типа МКП-35 на ВЛ Т601, Т604 35 кВ. и между секциями 1;2 ОРУ-35 кВ. – 5 шт.;
   - выключатели масляные типа ВМД-35 от трансформаторов ст. №№ Т1- 7,5-35; Т3-7,5-35 – 2 шт.

   Перечисленное выше оборудование планируется заменить в течение 2015 г.

   Ленское управление

   За отчетный период с 2011 по 1 ноября 2014г. на подконтрольных предприятиях (ОАО АК «Якутскэнерго») заметно увеличение замены устаревшего энергетического оборудования, на сегодняшний день в г. Якутске на большинстве подстанций 110/6кВ 90% маслянных выключателей 6-10кВ заменены на вакуумные, проведена реконструкция центров питания, а именно ПС «Центральная» и «Набережная» 110/6кВ выполнена полная замена оборудования ОРУ-110кВ и ЗРУ-6кВ и заменены силовые трансформаторы на трансформаторы большей мощности.

   Основные проблемы в эксплуатации дизель-генераторов:
   1. Большая разновидность типов и модификаций дизель агрегатов (зарубежных и отечественных заводов-изготовителей).
   2. Высокий уровень технического износа и морального старения основного оборудования, несоответствие технологических схем требованиям современных норм проектирования и функционирования. Средний износ оборудования составляет - 45%. Особенно высокие показатели износа имеют дизель – генераторы с двигателями типоразмера 6ЧН36/45, 12ЧН26/26, 6ЧН25/34, установленные в основном в центральных районных дизельных электростанциях.
   3. Сложность обеспечения запасными частями дизель-генераторов введенных в эксплуатацию в 1980-1990-х годах.
   4. Отсутствие в настоящее время на отечественном рынке производителей дизель – генераторов, конкурентно способных зарубежным заводам – изготовителям по техническим характеристикам и удельной стоимости.

   Распределение количества основного оборудования ДЭС по вводу в эксплуатацию:  

Год ввода в эксплуатацию
 основного оборудования
% от общего количества
основного оборудования
1970-1980 1
1981-1990 10
1991-2000 17
2001-2005 18
2006-2010 29
2011-2014 25
   Единственным источником замены основного оборудования на электростанциях является строительство и ввод в эксплуатацию новых дизельных электростанций по Инвестиционной программе и замена (частичное) основного оборудования электростанций по Программе Техперевооружения и реконструкции.

   В среднем в год по Инвестиционной программе вводятся в эксплуатацию 4 ед. дизельных электростанций и по программе ТПиР производится замена основного оборудования на новое в порядке 10 ед.

   Анализ долгосрочного технического состояния оборудования и программ технического перевооружения и реконструкции ОАО «Сахаэнерго» показывает острую необходимость разработки специализированной комплексной производственной программы, направленной на модернизацию энергетических объектов (станций, сетей) как единых технологических комплексов с учетом «узких мест» и особенностей региона.

ОГЛАВЛЕНИЕ


Анализнализ 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