|
|
||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
Тел: +7(391)254-8445
|
Статьи
технической тематики из периодических изданий
|
№ № | 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:
Парогенераторы, котлы:
Оборудование промышленной энергетики (генераторы,
трансформаторы):
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.
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.
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 |
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».
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».
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 |
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»
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 %.
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.
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 |
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
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.
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 |
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.
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