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. 2 )

Тверская область

Все основное энергетическое оборудование филиала «Конаковская ГРЭС» ПАО «Энел Россия» отработало расчетный срок службы и парковый ресурс. Согласно ФЗ-116 «О промышленной безопасности» все энергетическое оборудование проходит процедуру технического диагностирования
и экспертизу промышленной безопасности (ЭПБ), в результате которой назначается дополнительный срок службы или ресурс. Отдельные элементы оборудования (гибы, литые детали, арматура и т. д.) которые по ЭПБ не имеют индивидуальный ресурс или ресурс которых меньше чем ресурс выданный на все устройство в целом (котел, паропроводы), подвергаются дополнительному контролю в установленные сроки, согласованные с экспертной организацией,
с целью продления индивидуального ресурса или его последующей замены.

Так, например, поверхности нагрева котлоагрегата меняются
по критерию нарастания количества повреждений, а ресурс определяющим элементом турбин являются цилиндры высокого и среднего давлений (ЦВД
и ЦСД), замена роторов высокого и среднего давлений (РВД и РСД) которых произошла в период проведения модернизации энергоблоков №№1, 2, 3
и 8 (2005 – 2010г. г). Таким образом помимо улучшения технико-экономических показателей (ТЭП) энергоблока был восстановлен и сам ресурс турбин этих блоков.

В связи с тем, что годовой коэффициент использования установленной мощности станции меньше 50%, модернизация остальных энергоблоков
не потребовалась. Все остальные корпусные детали всех турбин и не замененные ротора РВД и РСД также проходят процедуру технического диагностирования и последующего определения срока разрешенного ресурса.

По автотрансформаторам и трансформаторам турбогенераторов энергоблоков станции срок службы составляет не менее 25 лет. Продление срока службы или его замена определяется по результатам проведения осмотра трансформатора, с привлечением специализированной организации
и представителей Ростехнадзора.

В филиале ПАО «МРСК Центра» - «Тверьэнерго» износ активной части фондов составляет 75,0%, в том числе износ трансформаторного оборудования 35-110 кВ – 76,79 %, оборудования подстанций 35-110 кВ – 75,35%. Доля оборудования, которая превысит нормативный срок службы в последующие 10 лет для трансформаторного оборудования составляет 10,89%; для ЛЭП - 33,82%.

По истечении установленного нормативно-технической документации срока службы энергооборудования, зданий и сооружений в филиале ПАО «МРСК Центра» - «Тверьэнерго» проводится техническое освидетельствование объектов, что позволяет оценить состояние, а также определить меры, необходимых для обеспечения установленного ресурса энергооборудования, в соответствии с Регламентом «Техническое освидетельствование энергообъектов ОАО «МРСК Центра» и приказом Тверьэнерго -ТВ «О проведении технического освидетельствования в филиале
Центра» - «Тверьэнерго», в котором утверждены сроки проведения технического освидетельствования. Результаты технического освидетельствования заносятся в паспорт энергообъекта.

За период с 2011 по 2015 гг. было заменено следующее основное электрооборудование оборудование на новое:

1.  Силовые трансформаторы 35-110 кВ – 5 шт.

2.  Масляные выключакВ на элегазовые выключатели – 43 шт.

3.  Трансформаторы тока 110 кВ – 89 шт.

4.  Масляные выключатели 35кВ на элегазовые выключатели – 34 шт.

5.  Масляные выключакВ на вакуумные выключатели – 21 шт.

6.  Трансформаторы тока 35 кВ – 79 шт.

7.  Масляные выключакВ на вакуумные выключатели – 276 шт.

Объемы основного заменяемого оборудования позволяют поддерживать электроустановки в удовлетворительном техническом состоянии и снизить износ оборудования с 75% до 73,94% по сравнению с 2011 годом.

Ярославская область

Отдел государственного энергетического надзора по Ярославской области (далее – Отдел) осуществляет надзор за следующими структурными подразделениями энергетических холдингов ФСК, МСРК и РусГидро:

·  Филиал Центра»-«Ярэнерго»

·  Ярославский район МЭС Валдайское ПМЭС Филиала ЕЭС»

·  Филиал -«Каскад Верхневолжских ГЭС»

а также осуществляет надзор за объектами -2», расположенными на территории Ярославской области, а именно – Ярославской ТЭЦ-1, Ярославской ТЭЦ-2, Ярославской ТЭЦ-3.

1. Анализ технического состояния оборудования сроков эксплуатации и степени износа.

Филиала Центра» - «Ярэнерго»

Физический износ оборудования

Тип оборудования	%
Трансформаторное оборудование (35-220 кВ)	72,14
Коммутационные аппараты (35-220 кВ)	59,84
Общий	69,78
Тип ВЛ
ВЛ 35 кВ и выше	77,46
ВЛ 0,4-20 кВ	69,83
КЛ 35 кВ и выше	1,59
КЛ 0,4-20 кВ	66,46
Общий	71,30

Сведения по оборудованию, отработавшему один нормативный срок и более, %

Наименование оборудования
ПС 35 кВ и выше	50,77%
ТП (КТП, ЗТП, РП, БКТП) 6-35/04 кВ	58,01%
ВЛ 35 кВ и выше	58,03%
ВЛ 0,4-20 кВ	51,07%
КЛ 35 кВ и выше	0,00%
КЛ 0,4-20 кВ	53,95%

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

Наименование оборудования
ПС 35 кВ и выше	67,14%
ТП (КТП, ЗТП, РП, БКТП) 6-35/04 кВ	73,23%
ВЛ 35 кВ и выше	82,73%
ВЛ 0,4-20 кВ	76,91%
КЛ 35 кВ и выше	0,00%
КЛ 0,4-20 кВ	62,41%

Филиал -«Каскад Верхневолжских ГЭС»

Физический износ оборудования

Тип оборудования	%
Генераторы	66,11
Трансформаторное оборудование (35-220 кВ)	76,63
Коммутационные аппараты (35-220 кВ)	51,13
Общий	64,62

Сведения по оборудованию, отработавшему один нормативный срок и более

Наименование оборудования	%
Генераторы	57,14
ПС 35 кВ и выше	0
Общий	57,14

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

Наименование оборудования	%
Генераторы	0
ПС 35 кВ и выше Маломасляный выключатель ВМТ-220Б-25/1250-УХЛ1	2

Ярославский район МЭС Валдайское ПМЭС Филиала ЕЭС»

Физический износ оборудования

Тип оборудования
Трансформаторное оборудование (35-220 кВ)	83,35%
Коммутационные аппараты (35-220 кВ)	81,64%
Общий	82,5%
Тип ВЛ
ВЛ 35 кВ и выше	91,4%
ВЛ 0,4-20 кВ	-
КЛ 35 кВ и выше	-
КЛ 0,4-20 кВ	59,53%
Общий	-

Сведения по оборудованию, отработавшему один нормативный срок и более, %

Наименование оборудования
ПС 35 кВ и выше	72,07%
ТП (КТП, ЗТП, РП, БКТП) 6-35/04 кВ	-
ВЛ 35 кВ и выше	73,9%
ВЛ 0,4-20 кВ	-
КЛ 35 кВ и выше	-
КЛ 0,4-20 кВ	47,06%

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

Наименование оборудования
ПС 35 кВ и выше	75,55%
ТП (КТП, ЗТП, РП, БКТП) 6-35/04 кВ	-
ВЛ 35 кВ и выше	87%
ВЛ 0,4-20 кВ	-
КЛ 35 кВ и выше	-
КЛ 0,4-20 кВ	52,94%

Энергообъекты (ТЭЦ-1, 2, 3) -2» Ярославской области

Физический износ оборудования

Тип оборудования	%
Котлоагрегаты	80,0
Турбоагрегаты	75,5
Котлы водогрейные	50,0

Сведения по оборудованию, отработавшему один нормативный срок и более, %