Анализ состояния энергетического оборудования на объектах энергетики, требующего замены в организациях ТЭК, а также сравнительная характеристика о темпах замены данного оборудования за отчетные периоды на 1 ноября 2015 г (стр. 10 )

ОАО «Мурманская ТЭЦ.

Доля отработавшего нормативный срок службы оборудования:

генераторы - 100 %

трансформаторы - 90 %

турбины - 100 %

котлы - 100 %.

2. РАО –Электрогенерация»филиал «Северо-Западная ТЭЦ»

Износ активной части фондов: по состоянию на 31.12.2014 года восстановительная стоимость основного оборудования филиала «Северо-Западная ТЭЦ» ОАО "Интер РАО - Электрогенерация" составляет 6 399 425 тыс. руб.; накопленная амортизация 2 889 240 тыс. руб.; остаточная стоимость 3 510 184 тыс. руб., cоотношение накопленной амортизации к восстановительной стоимости составляет 45,15%.

В последующие 9 лет превышения нормативного срока службы основного оборудования нет, продление срока безопасной эксплуатации основного оборудования не требуется.

3. Филиал -2» - Киришская ГРЭС

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

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

Темпы ввода оборудования в эксплуатацию, вывода из эксплуатации.

Ввод ПГУ-800 – 2012 год.

Планируется в рамках модернизации теплофикационной части (ТЭЦ):

- 2018 год ввод ПГУ-170;

- 2021 год ввод ПТ-65/75-13/13.

4. Филиал ПАО «МРСК Северо-Запада» «Псковэнерго»

износ активной части фондов, доля отработавшего нормативный срок службы оборудования

Тип оборудования	%
Трансформаторное оборудование	6,1
Коммутационные аппараты	3
Общий	4,55
Тип ВЛ: ВЛ 35-220кВ	6,42
ВЛ 0,4-20кВ	6
ВЛ 35-220 кВ	-
ВЛ 0,4-20 кВ	1,1
Общий	3,76

Доля оборудования основной сети, которое превысит нормативный срок службы в последующие 10 лет составляет 85,3%.

По результатам технического освидетельствования оборудования, технических экспертиз, предписаний надзорных органов разрабатываются планы мероприятий по устранению выявленных дефектов и отклонений. Реализация данных планов осуществляется, если оборудование не создает реальной угрозы для персонала и не вызовет технологического нарушения, в рамках ремонтной или инвестиционной программ.

Вывода оборудования из эксплуатации по результатам технического обследования и освидетельствования за текущий год не было.

5. Филиал ЕЭС» Карельское ПМЭС.

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

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

-  2015 год – по результатам технического освидетельствования основного оборудования в 2015 г. не выявлено оборудования, требующего замены.

Износ активной части фондов Карельского ПМЭС на 01 ноября 2015 года – 55,26 %, в том числе по ВЛ – 61,80 % и по ПС – 45,53 %.

Доля отработавшего нормативный срок службы оборудования.

№ п/п	Наименование оборудования	Доля отработавшего нормативный срок службы оборудования, %
1	Силовые трансформаторы	37,07 %
2	Выключатели	30,06 %
3	Разъединители	52,33 %
4	Трансформаторы тока	29,49 %
5	Трансформаторы напряжения	31,44 %
6	Вводы	38,22 %

6. Филиал ПАО «МРСК Северо-Запада» «Карелэнерго».

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

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

-  2015 год – энергетическое оборудование требующее замены и обновления – 12 позиций, в том числе трансформаторы типа ТДТН-115/38/11 16 МВА– 2 шт., трансформатор типа ТДТН-115/6 10 МВА– 2 шт., масляный выключакВ типа МКП-110Б – 2шт., масляный выключатель 35кВ типа С-35М -7 шт., разъединикВ типа РНДЗ-35 – 18 шт., разъединикВ типа РНДЗ-110 – 14 шт.

Износ активной части фондов: трансформаторное оборудование – 49,83 %;

коммутационные аппараты – 40,23 %; ВЛ 35 кВ и выше – 52,88 %, ВЛ 0,4-20 кВ – 55,54 %.

Доля отработавшего нормативный срок службы оборудования: ПС 35 кВ и выше - 84,1 %; ТП (КТП, ЗТП, РП, БКТП) 6-35/0,4 кВ - 67,2 %; ВЛ 35 кВ и выше - 52,7 %; ВЛ 0,4-20 кВ - 56,4 %; КЛ 0,4-20 кВ - 39,2 %.

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

7. Филиал «Карельский» -1».

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

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

-  2015 год – энергетическое оборудование требующее замены и обновления – 1 единица, на Путкинской ГЭС-9 Каскада Выгских ГЭС запланирована замена обходного выключателя ОВ-2 тип ЗАР1DTFI на элегазовый.

Износ активной части фондов по состоянию на 01 ноября 2015 года составляет - 61%, в том числе доля отработавшего нормативный срок службы оборудования: генераторы – 91 %, трансформаторы – 79 %, турбины – 83 %, котлы – 40 %.

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

8. сетевая компания».

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

Согласно программы на 2011-2014 годы запланированы работы на 304 объектах, в том числе:

-  2011 год – замена и реконструкция оборудования запланирована – на 27 объектах, в том числе: ПС, ТП, РП, ВЛИ-10/0,4, ДЭС.

-  2012 год – замена и реконструкция оборудования запланирована на 74 объектах, в том числе: ПС, ТП, РП, ВЛИ-10/0,4, ДЭС.

-  2013 год – замена и реконструкция оборудования запланирована на 104 объектах, в том числе: ПС, ТП, РП, ВЛИ-10/0,4, ДЭС.

-  2014 год – замена и реконструкция оборудования запланирована на 99 объектах, в том числе: ПС, ТП, РП, ВЛИ-10/0,4, ДЭС.

-  2015 год – замена и реконструкция оборудования запланирована на 38 объектах, в том числе: ПС, ТП, РП, ВЛИ-10/0,4, ДЭС.

Республика Коми

Филиал ПАО «МРСК Северо-Запада» «Комиэнерго»

Технический износ объектов электросетевого хозяйства на 31.12.2015 составляет 65,21%.

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

В 2015 году были заменены:

- 2 трансформатора по 35 кВ на ПС «Сельхозкомплекс» (ПО «ПЭС») (1,9% от общего числа, технический износ до замены составлял 70%) на новые с увеличением мощности;

- 3 масляных выключакВ на ПС «Сторожевск» (ПО «ЮЭС») и 1 масляный выключакВ на ПС «Визинга» (1% от общего числа, средний технический износ до замены составлял 92%) и 2 масляных выключателя по 35 кВ марки ВМ-35/630 на ПС Усинская (ПО «ВЭС») (2,6% от общего числа, средний технический износ до замены составлял 80%) на новые вакуумные выключатели;

В период с 2016 по 2020 год планируется заменить:

- 2 силовых трансформатора по 35 кВ на новый (1% от общего числа).

- 2 выключателя по 35 кВ (0,8% от общего числа) и 10 выключателей по 10 кВ (0,5% от общего числа) на новые выключатели.

- 5 комплектов отделителей и короткозамыкателей по 110 кВ (6,1% от общего числа) и на новые выключатели.

- 5 разъединителей по 110 кВ (0,7% от общего числа) на новые.

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