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. 13 )

Для оценки состояния оборудования трансформаторов, определения возможности дальнейшей эксплуатации проведены обследования с привлечением специализированной организации (АО «НИИЭС»). Экспертно-технической комиссией ПАО «РусГидро» приняты решения о возможности продления срока службы трансформаторов до сроков проведения очередного инструментального контроля в период капитального ремонта.

В период 2016-2017 г. г. планируется выполнение работ по замене автотрансформаторной группы, с 2018 г. начало работ по замене блочных трансформаторов.

3. Характеристика оборудования распредустройств ОРУ-220 кВ, ОРУ-500 кВ.

На подстанции ОРУ-220 кВ произведена реконструкция основного силового оборудования. В период 2004-2007 г. г. было введено в эксплуатацию следующее оборудование:

- выключатели типа GL314 производства фирмы Areva;

- разъединители типа S2DAT с одним и двумя заземляющими ножами производства фирмы Areva;

Установленное электротехническое оборудование отвечает современным требованиям по надежности.

На подстанции ОРУ-500 кВ установлены выключатели типа ВВ-500 выпуска 1959 г., разъединители типа РОНЗ-500-2000 выпуска 1960 г. В соответствии с программой ТПиР планируется замена оборудования ОРУ-500 кВ на оборудование КРУЭ-500 кВ в период 2017-2020 г. г. По результатам технического освидетельствования в 2011 г. состояние оборудования ОРУ-500 кВ признано работоспособным, срок следующего технического освидетельствования назначен на 2016 г.

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

1.  Анализ технического состояния оборудования зданий, строений, сооружений:

- износ основных фондов составляет 80%;

- доля отработавшего нормативный срок службы оборудования составляет 70%;

- решение о продлении срока безопасной эксплуатации основного оборудования принимается после проведения диагностики и технического освидетельствования этого оборудования.

2.  Ремонты энергетического оборудования проводятся согласно утвержденным графикам.

Запланировано проведение технического освидетельствования на 2016 год: оборудования ПС – 2, оборудования ЛЭП – 26 ВЛ, а также зданий и сооружений – 389 шт.

3.  В данный период времени выполняется комплексная реконструкция ПС 220 кВ Кировская. Выполнение ведется в сроки, установленные приказом ЕЭС» от 01.01.2001 №50 «О задачах по выполнению инвестиционной программы ЕЭС».

4.  Главной причиной аварийности является исчерпание ресурса оборудования (износ оборудования ПС составляет 70%, износ оборудования РЗА - 86%). Причинами технологических нарушений на ВЛ являются: износ элементов линий и воздействие стихийных явлений.

Для предупреждения случаев отключения ВЛ из-за воздействия птиц в 2015г. выполнен монтаж противоптичьих устройств на ВЛ 110кВ № 000 и № 000.

Для минимизации отключения СШ по причине перекрытия на гнезда на ПС 500кВ Балашовская и Трубная установлены ультразвуковые устройства для отпугивания птиц Ultrason-X.

На 2016 год запланирован ремонт выключателей 110-500 кВ– 74 шт.

5.  В 2015 году в зоне ответственности Волго-Донского ПМЭС ввод новых и реконструкция действующих линий электропередач не проводились.

6.  В ходе подготовки к ОЗП 2015/2016гг. выполнен монтаж выпрямительного устройства для системы ПГ на ПС 220 кВ Литейная, произведена замена АТ-4 на ПС 220 Котельниково (ведён в работу 11.10.2015). На ПС 500 кВ Балашовская заменён воздушный выключатель на элегазовый в яч. ВВ-500 1СШ АТ-7 (введён в работу 16.10.2015). В декабре 2015 г. на ПС 500 кВ Балашовская заменён воздушный выключатель на элегазовый в яч. ВВ-500 1СШ АТ-2.

7.  В ходе ОЗП предыдущих годов (2011, 2012, 2013, 2014) Волго-Донское ПМЭС в целом работало устойчиво, обеспечивая требуемые показатели качества передаваемой по электрическим сетям электроэнергии и в соответствии с договорными обязательствами. На предприятии велась деятельность по обеспечению надежности работы электросетевых объектов и усилению противоаварийной работы по разработанным программе и планам.

За ОЗП 2014-2015 режим повышенной готовности объявлялся 4 раза (по погодным условиям - 3, из-за аварии на РосАЭС -1). Особый режим работы – 2 раза (с18 по 20 декабря и с 02 по 08 февраля). В целом в ОЗП 2014-2015 Волго-Донское ПМЭС отработало успешно.

-Волгоградэнерго»

На ТЭС -Волгоградэнерго, в соответствии с законодательством РФ, все оборудование, подлежащее регистрации в надзорных органах своевременно проходит необходимые технические освидетельствования, экспертизы промышленной безопасности, а также ремонты и техническое обслуживание в соответствие утвержденным графикам.

Данные работы производятся силами специализированных организаций.

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

В текущем году, по состояние на 31.12.2015г., проведено 119 экспертиз промышленной безопасности технических устройств, зданий и сооружений на опасных производственных объектах Общества, а также выполнено 117 технических освидетельствований техническим устройствам, подконтрольных Государственным надзорным органам.

Примечание:

ВолГРЭС - 30.04.2015 г. –Волгоградэнерго» продали станцию ПАО «Волгоградоблэлектро».

Астраханская область

Юга» - «Астраханьэнерго».

Общий физический износ сетей филиала составляет 75,65 %, в том числе:

- общий износ по оборудованию - 82,18 %, в том числе:

- трансформаторное оборудование -87,2%,

- коммутационные аппараты – 78,30%

- ВЛ 35 кВ и выше – 72,20%,

- ВЛ 0,4-20 кВ – 79,0%,

- КЛ 35 кВ и выше – 7,70%

- КЛ 0,4-20 – 60,40%.

Износ зданий и сооружений филиала составляет 44%

Сведения по оборудованию, отработавшему один нормативный срок и более:

- ПС 35 кВ и выше – 80,9%

- ТП (КТП, ЗТП, РП, БКТП) 6-10/0,4кВ – 76,8%

- ВЛ 35-110 кВ – 40%

- ВЛ 0,4-10 кВ – 34,6%

- КЛ 35-110 кВ – 0%

- КЛ 0,4-20кВ – 65%

Здания со сроком превышающим срок эксплуатации зданий (свыше 125лет) отсутствуют.

По истечении установленного нормативно-технической документацией срока службы электрооборудование, здания и сооружения проходят техническое освидетельствование. При проведении каждого освидетельствования в зависимости от состояния оборудования намечается срок проведения последующего освидетельствования.

Техническое освидетельствование производится комиссией, возглавляемой техническим руководителем энергообъекта.

В состав комиссии включаются руководители и специалисты подразделений энергообъекта, специалисты специализированных организаций и органов государственного контроля и надзора.

Задачами технического освидетельствования являются оценка состояния, а также определение мер, необходимых для обеспечения установленного ресурса энергоустановки.

По результатам технического освидетельствования намечаются мероприятия по устранению выявленных дефектов и устанавливается срок безопасной эксплуатации оборудования.

Мероприятия по устранению выявленных замечаний при проведении технического освидетельствования включаются в планы ремонтной деятельности, в планы инвестиционной деятельности.

-Астраханьэнерго».

1.1. Основное генерирующее оборудование.

Подразделение «Астраханская ТЭЦ-2».

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

Подразделение «ПГУ-110».

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

Подразделение «ПГУ-235».

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

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

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

Основное топливо – природный газ. Аварийное – жидкое топливо.

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

1.2 Анализ технического состояния зданий и сооружений.

Здания и сооружения (ЗиС) Астраханской ТЭЦ-2 вводились в эксплуатацию в составе очередей строительства: в 1985, 1988 и 1991 годах. В соответствии с утвержденными графиками ведутся работы по экспертизе промышленной безопасности зданий и сооружений. В 2011-2013г. г., выполнено комплексное обследование зданий и сооружений. По результатам проведенных обследований установлено, что здания и сооружения находятся в удовлетворительном техническом состоянии.

2. В 2008-2011г. г. была выполнена реконструкция монолитной железобетонной дымовой трубы Н=220м АТЭЦ-2.

Техническое состояние строительных конструкций ЗиС ПГУ-110 удовлетворительное.

Юга»- «Астраханьэнерго».

Техническое освидетельствование электросетевого оборудования, производственных зданий и сооружений проводится согласно утвержденным планам.

Техническое освидетельствование электросетевого оборудования с участием специализированной организации за 2015 года выполнено в полном объеме: