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. 20 )

В последующие 10 лет все оборудование за исключением вновь вводимого на ТЭЦ-1, 3, 4 выработает нормативный ресурс.

Назначенный ресурс эксплуатации энергетических котлов, пиковых водогрейных котлов, паротурбинных установок не просрочен. Техническое диагностирование и экспертиза промышленной безопасности оборудования проводятся в установленные сроки. Информация о проведении технического диагностирования, технического освидетельствования и экспертизы промышленной безопасности технических устройств, зданий и сооружений на ТЭЦ направляется в Западно-Уральское управление Ростехнадзора Кировским филиалом ежегодно, в соответствии с требованиями Постановления Правительства РФ от 01.01.2001г «Об организации и осуществлении производственного контроля за соблюдением требований промышленной безопасности на опасном производственном объекте. Фактов эксплуатации оборудования без продления в установленном порядке срока эксплуатации в Филиале нет.

4.  Замена энергетического оборудования осуществляется в настоящее время в соответствии с инвестиционными программами по модернизации сетей ОАО «Коммунэнерго», МУП «Горэлектросеть», филиала «Кировэнерго» Центра и Приволжья», Кировского филиала ПАО «Т Плюс». Западно-Уральским управлением Ростехнадзора осуществляется мониторинг выполнения инвестиционных программ.

Оренбургская область

Ресурс основного электрооборудования в среднем составляет 25 - 30 лет.

В среднем уже 71,5 % электрооборудования отработало свой нормативный срок службы.

В последующие 10 лет доля оборудования, которое превысит нормативный срок службы, увеличится и составит в среднем 81 %.

В электрических сетях значительную часть (более 75 %) выключателей составляют выключатели типа ВМГ-133, ВМПП-10, ВМПЭ-10, ВТ-35, ВМ-35, С-35, МКП-110. Это выключатели масляные, 60-80 годов выпуска, морально и физически устарели. Запасные части к этим выключателям заводы изготовители уже не производят. Пример крупных предприятий электроэнергетики.

Филиал ПАО «ФСК ЕЭС» Оренбургское предприятие МЭС

Доля оборудования трансформаторных подстанций отработавшего свой нормативный срок составляет 60,55%:

Доля оборудования воздушных линий отработавших свой нормативный срок составляет в среднем составляет 77,08%, для ВЛ 110 кВ – 100%; ВЛ - 220 кВ -88,64%; ВЛ - 500 кВ – 34,0%.

Филиал ПАО «МРСК Волги» - «Оренбургэнерго»

Доля оборудования трансформаторных подстанций отработавшего свой нормативный срок составляет 71,8%

Доля оборудования воздушных линий отработавших свой нормативный срок составляет в среднем составляет 72,25%, для ВЛ – 6-10 кВ – 74,2%; ВЛ – 35 кВ - 79,0%; ВЛ – 110 кВ – 81,0%.

В энергетических предприятиях и компаниях работы, связанные с ремонтом и заменой оборудования, осуществляются согласно Перспективных планов ремонта и модернизации, а также Инвестиционных программ.

Техническое освидетельствование оборудования проводится в соответствии с нормативными требованиями СТП-МРСК-74-420*-* «Стандарт технического освидетельствования подстанций 35-220 кВ, воздушных и кабельных линий электропередачи 35-220 кВ, распределительных электрических сетей 0,4-10 кВ, зданий и сооружений» в котором установлены единые требования к проведению технического освидетельствования подстанций 35–220 кВ, линий электропередачи 35–220 кВ, распределительных электрических сетей 0,4–10 кВ, зданий и сооружений. В соответствии с названным стандартом составляются годовые и многолетние графики проведения технического освидетельствования оборудования. Результаты технического освидетельствования оформляются Актом технического освидетельствования. В планы ремонтов включаются объекты с учетом мероприятий, указанных в Актах технических обследований и освидетельствований.

В соответствии с годовой программой ремонтов энергообъектов выполняются следующие ремонты: капитальный ремонт энергоблоков; средний ремонт энергоблоков; текущие ремонты энергоблоков; ремонты теплосети главных корпусов и промплощадок; текущие ремонты гидроагрегатов ГЭС.

1. Филиал «Ириклинская ГРЭС» АО «Интер РАО - Электрогенерация»

- В 2015-2016г. г. запланирована модернизация с заменой поверхностей нагрева котлоагрегата типа ПК-41

- В 2015-2017 годах запланирована модернизация статоров и роторов 2-х генераторов типа ТВВ-320-2.

В период с 2011 по 2015 годы выполнены капитальные ремонты:

Энергетические котлы (ПК-41-1 - 2 шт., ТГМП-114 - 2 шт., ТГМП-314 - 4 шт.).

Паровые турбины К-300-240-1 – 5 шт.

Структурное подразделение Ириклинская ГЭС - турбины гидравлические РО123ВМ200 – 4 шт.

Генераторы (ТВВ-320-2- 8 шт

Структурное подразделение Ириклинская ГЭС - гидрогенераторы ВГС440/69-28 – 4 шт.

Трансформаторы АОДЦТН-267000/500 - 6 шт.

2. Филиал «Оренбургский» ПАО «Т Плюс»

- В 2017 году при наработке 320 566 час. планируется замена паровой турбина Т-50/60-130, введенной в эксплуатацию в 1972 году.

В период с 2011 по 2015 годы выполнены капитальные ремонты:

Орская ТЭЦ-1:

Энергетические котлы БКЗ-210-140 – 1шт., ТГМ-84А – 4 шт.

Паровые турбины ПТ-65/75-130/13 -2шт., Р-50-130/15 – 1 шт.

Генераторы ТВ-60-2МФ - 2 шт., ТВФ-60-2 1 шт.

Водогрейный котел КВГМ-180-1

Капитальный ремонт трансформаторов ТДТН-40000/110- 2 шт., ТДТН-31500/110- 3 шт., ТДТН-80000/110- 2 шт., ТДЦ-125/110 – 2шт. - планируется выполнить в 2015 – 2016 годах.

Медногорская ТЭЦ:

Энергетические котлы: Буккау-Вольф - 2шт., ГМ-50М – 1 шт., Г550ПЭ – 2шт.

Паровая турбина Р-4-12/1

Сакмарская ТЭЦ:

Энергетические котлы ТГМ-84А – 1 шт., ТГМ-84Б -2 шт., ТГМЕ-464 -1 шт.

Паровая турбина ПТ-60-130/13 (модернизация)

Паровые турбины ПТ-65/75-130/13, Т-50-130, Т110/120-130

Генераторы (ТВФ-60-2 -3 шт., ТВФ-63-2 -1 шт., ТВФ-110-2ЕУ3

Водогрейные котлы (КВГМ-180 – 2 шт.

Водогрейные котлы (ПТВМ-100 - 2шт.

Трансформаторы ТД - 80000/110, ТРДН-80000/110 – 2шт, ТРДЦН-80000/110,

ТДЦ-125000/110 - 2шт.

Каргалинская ТЭЦ:

Энергетические котлы БКЗ-420-140НГМ -6 шт.

Паровые турбины ПТ-60-130/13- 1 шт., Р-50-130/13 - 4 шт.

Генераторы (ТВФ-60-2 - 1 шт.,ТВФ-63-2 - 4 шт.

Трансформаторы ТПДЦН-63000/110 - 2 шт., ТРДН-40000/110 – 2шт., ТРДН-80000/110 – 3 шт.

3. Филиал ПАО «МРСК Волги»-«Оренбургэнерго», модернизация основного оборудования объектов электроэнергетики:

- В 2011 – 2015 годах произведена замена силовых трансформаторов SZ9-6300/35 – 1 шт., ТДТН-10000/110 У1 – 4 шт., ТРДН-25000/110У1 - 7 шт., ТМ-2500/35), ТП 10,6/0.4 кВ – 231 шт.

В дальнейшем планируется замена ТП в зависимости от финансирования, по 50 – 60 шт. в год.

4. Филиал ПАО «ФСК ЕЭС»- Оренбургское ПМЭС:

- В 2011 – 2015 годах произведена замена автотрансформатора АТДЦТН - 200000/220/110-У1

5. Южно-Уральский филиал :

- В 2014 году произведена замена 4-х выключателей 35 кВ и 9-ти разъединителей 35 кВ на ПС 110/35/10 кВ «Дедуровка».

6. РЭС «Оренбургский» филиала «Приволжский» ПАО «Оборонэнерго»

- В 2011-2014 годах произведена замена КТП-ПВ 400 кВА 10/0,4 кВ, замена оборудования ТП-630 кВА, замена силовых трансформаторов на 17-ти ТП 10,6/0.4 кВ.

7. ГУП «Оренбургкоммунэлектросеть»:

- В 2011 – 2015 годах произведена замена 153 ТП 10,6/0.4 кВ.

В дальнейшем планируется замена ТП по 20 – 25 шт. в год.

Республика Удмуртия

На основании анализа соблюдения на поднадзорных предприятиях требований энергобезопасности, проводимого по результатам проделанной работы, а также имеющейся информации о сроках ввода основного энергетического оборудования предприятий ТЭК Удмуртской Республики, осуществляющих выработку тепловой энергии, можно сделать вывод, что количество котлов на ТЭЦ, ТЭС, непосредственно участвующего в выработке тепловой и электрической энергии, отработавших нормативный срок службы, составляет 75%, в том числе отработавших 2 нормативных срока службы составляет более 50%. Все оборудование, отработавшее нормативный срок службы, подвергается экспертизе промышленной безопасности с целью определения возможности и срока его дальнейшей эксплуатации. Несмотря на то, оборудование требует проведения работ по техперевооружению или замене.

На основании анализа, а также имеющейся информации о сроках ввода основного электросетевого оборудования, можно сделать вывод, что более 50 % находящегося в эксплуатации оборудования отработало свой срок службы и требует проведения работ по техперевооружению или строительства новых подстанций. Анализ состояния оборудования и сетей энергетических предприятий указывает на высокую степень износа распределительных сетей ВЛ-0,4-6-10кВ, КЛ-0,4кВ 65%. Техническое состояние сети 35-110 кВ и выше оценивается в целом удовлетворительно, хотя более 80% трансформаторов, более 8% линий сети 220 кВ, более 57% трансформаторов и более 7% линий сети 35-110 кВ отработало нормативный срок службы.

Оборудование со сроком эксплуатации более 25 лет и воздушные линии электропередач проходит техническое освидетельствование с целью определения возможности продления срока дальнейшей эксплуатации.

Тем не менее, за период с 2010 г. по 2014г. увеличены мощности на промышленных предприятиях – введён в работу новый энергоблок на ТЭЦ механический завод» мощностью 29 МВА, генератор мощностью 4 МВт на завод», выполнена реконструкция Ижевской ТЭЦ-1 с применением ПГУ мощностью 230 МВт.

Анализ инвестиционных программ организаций ТЭК показывает, что они, в первую очередь, направлены на повышение надежности электро - и теплоснабжения жилого сектора, социальных и жизнеобеспечивающих объектов.

В 2017 году планируется вывод из эксплуатации 2 котлов Бабкок-Вилькокс и 1 котла ЛМЗ-750 на ТЭС завод» в связи с установкой 2 новых паровых котлов Е-75-3,9-440ГМ.

В филиале «Удмуртэнерго» ПАО «МРСК Центра и Приволжья» принята программа повышения надежности электросетевых объектов, включающая в себя на 2016 год: замену масляных выключателей 6-10 кВ на вакуумные в количестве 20 шт., замену дефектных опор ВЛ 0,4-10 кВ в количестве более 3500 шт., комплексный ремонт 25 подстанций 35-110 кВ, техперевооружение 4 подстанций 110 кВ, реконструкцию ВЛ 110 кВ с заменой провода, оснащение дуговых защит на подстанциях 35 кВ, а также программа предусматривает мероприятия по технологическому присоединению объектов.