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. 26 )

Согласно п.1.5.2 «Правил технической эксплуатации электрических станций и сетей РФ», утвержденных приказом Минэнерго России , «Объемам и нормам испытаний электрооборудования (РД 34.45-51.300-97)» все энергетическое оборудование по истечении установленного нормативно-технической документации срока службы подвергаются периодическому техническому освидетельствованию. В результате проводимых испытаний регулярно отслеживается динамика изменений характеристик на основании предыдущих испытаний и измерений. При выявлении ухудшения показателей, оборудование ставится на повышенный контроль – проводятся дополнительные промежуточные испытания. При достижении недопустимых характеристик, в соответствии с действующей НТД, оборудование выводится в капитальный ремонт или подлежит замене. По результатам проведения технического освидетельствования электрооборудования составляются мероприятия, которые находят отражение в ремонтной, инвестиционной и других программах предприятий. На данный момент в организациях эксплуатируется оборудование, которое прошло техническое освидетельствование с оценкой «Работоспособное состояние» и конкретным сроком следующего освидетельствования. Так, трансформаторы и автотрансформаторы ПАО «Красноярская ГЭС», введенные в работу в период 1968 –1981 г., обследованы и по результатам обследования сделано заключение: «Техническое состояние 22 трансформаторов ОАО «Красноярская ГЭС» из 24 в целом оценивается как удовлетворительное. Трансформаторы ОЦ-417000/500 зав. № 000 и АТДЦТГН-63000- /220/110/6 зав. № 000 не годны к эксплуатации и подлежат замене». Замена АТ-2 планируется в 2016 году, АТ-1 в 2017 году. Решение о сроках и очередности замены остальных трансформаторов будет принято в 2016 году по результатам обследования и в соответствии с проектом замены силовых трансформаторов..

В соответствии с п. 1.5.2. «Правил технической эксплуатации электрических станций и сетей РФ» в период капитальных ремонтов турбин проводятся технические освидетельствования рабочих колес гидротурбин, выработавших установленные сроки службы. Так, в 2013 ÷ 2014 гг., в соответствии с Перспективным графиком капитальных и текущих ремонтов основного оборудования ПАО «Красноярская ГЭС», проведено обследование и техническое освидетельствование рабочих колес гидроагрегатов ст. №5, 6, 10, 11 с участием представителей Енисейского управления Федеральной службы по экологическому, технологическому и атомному надзору и специализированной организации «СибЭРА», проводившей обследование и оценку остаточного ресурса рабочих колес. Назначенный остаточный ресурс рабочего колеса принимается равным 5- 6 лет. Обследование и оценку остаточного ресурса рабочих колес гидроагрегатов ст. №4, №8 в 2015 году проводит ОРГРЭС», г Москва. На 20 октября 2015 года проведено обследование рабочего колеса ГА ст.№ 8. Обследования рабочих колес остальных гидроагрегатов будут проведены в период капитальных ремонтов согласно Перспективному графику. В настоящий момент проводятся конкурсные процедуры по выбору Поставщика на проектирование, изготовление и поставку рабочих колес. По условиям Технического задания поставка и замена рабочих колес на Красноярской ГЭС начнется с 2017 года.

В отношении гидравлических турбин ПАО «Иркутскэнерго» после проведённых исследовательских работ совместно с , г. Москва, с целью уточнения ресурса работы сделан вывод, что объемы работ при проведении капитальных и текущих ремонтов позволяют продлевать ресурс работы до следующего капитального ремонта.

В отношении котлоагрегатов в период капитальных ремонтов в соответствии со сроками, определенными РД, и по наработке от последнего продления выполняется ЭПБ с определением срока дальнейшей эксплуатации элементов котлоагрегатов. Замена узлов котлоагрегатов проводится в плановые ремонты по результатам диагностики металла в соответствие с действующей нормативно-технической документацией. Кроме того, для продления срока службы барабанов котлов, отработавших назначенный ресурс, в ПАО «Иркутскэнерго» проводится низкотемпературная термическая обработка барабанов. Полная замена эксплуатируемых в настоящий момент котлоагрегатов не планируется.

Проблемой энергетических комплексов поднадзорных субъектов Российской Федерации является прогрессирующее старение основных производственных фондов в условиях увеличения энергопотребления, что является источником повышенного риска возникновения крупных аварий. Продление срока эксплуатации оборудования в энергетической области посредством экспертизы промышленной безопасности, технического освидетельствования носит массовый характер, и подобной процедуре оборудование подвергается не однократно. По мнению специалистов необходимо на законодательном уровне разрешить продлевать срок эксплуатации оборудования в порядке исключения, если необходимость в эксплуатации оборудования сверх нормативного срока вызвана причинами, не зависящими от владельца.

Эксплуатация оборудования сверх нормативного срока, по сути, является тормозом на пути модернизации энергетической отрасли. Для устранения проблем, связанных с состоянием производственных фондов, необходимы нормативные акты, стимулирующие деятельность предприятий ТЭКа в области внедрения современного высокотехнологичного многофункционального электрооборудования, материалов, конструкций, повышения квалификации персонала.

Дальневосточный федеральный округ

Дальневосточное управление

генерирующая компания»

Оборудование АО «Дальневосточная генерирующая компания» (далее по тексту - ) в полном объеме отработало нормативный (установленный) срок службы. В период до 01 ноября 2015 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 информацией только 16 единиц энергетического оборудования, отработавшего нормативный срок службы, планируется к замене в период до 2023 года.

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» находятся в работе трансформаторы напряжения 1936, 1949, 1950 годов изготовления, остальное оборудование выпущено в 1960-х годах, но в планах замена этого оборудования в 2020-2023 гг. На Хабаровской ТЭЦ -1 филиала «Хабаровская генерация» , ТА-6 (ПТ-50-90/13), изготовленный Ленинградским металлическим заводом в 1964 году и имеющий нормативный срок службы 220 тыс. часов, заключением экспертной организации - ВТИ» в конце 2007 года, эксплуатация продлена до 342 тыс. часов, при наработке 328 тыс. часов, что уже составляет более 50 % свыше нормативного срока. 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 в части мероприятий по модернизации, реконструкции, замены основного энергетического оборудования.

распределительная сетевая компания»

По представленной распределительная сетевая компания» (далее по тексту - ) информации, на отчетную дату в эксплуатации находятся 1041 единицы энергетического оборудования, нормативный срок эксплуатации которого истек (трансформаторы) из них к замене запланировано:

в период до 2018 года - 14 трансформаторов;

2 трансформатора напряжения 110/35/6 кВ, 3 трансформатора напряжения 35/10 кВ и 9 трансформаторов напряжения 35/6;

Итого, в период до 2018 года запланировано к замене 14 единиц энергетического оборудования из 1041 единиц, отработавших свой нормативный срок службы, что составит 1,34 % от общего количества. Причем цифра оборудования, отработавшего свой нормативный срок, за 5 лет будет только увеличиваться.

Исходя из вышеперечисленного, ситуация по модернизации, реконструкции, замене основного энергетического оборудования в крайне неудовлетворительная.

ПАО «ФСК ЕЭС» филиал «МЭС Востока»

По представленной ПАО «ФСК ЕЭС» филиал «МЭС Востока» информации, на отчетную дату в эксплуатации находятся 25 единиц энергетического оборудования, нормативный срок эксплуатации которого истек (трансформаторы) из них к замене запланировано:

в период до 2018 года 2 трансформатора напряжения 220/35/10

в период до 2020 года 2 трансформатора напряжения 220/35/10

в период до 2022 года 2 трансформатора напряжения 220/110/10 и 1 трансформатор напряжения 110/35/10, что составляет 16 % от общего количества

на текущую дату заменено 1 трансформатор напряжения 220/110, 1 трансформатор напряжения 220/35/6 и 2 трансформатора напряжения 110/10, что составляет 16 % от общего количества

Исходя из вышеперечисленного, ситуация по модернизации, реконструкции, замене основного энергетического оборудования в ПАО «ФСК ЕЭС» филиал «МЭС Востока» удовлетворительная.

Сахалинское управление

:

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 будетвыведена в полном объеме).

газовая электрическая станция»:

Два газотурбинных двигателя находятся в резерве, пять 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 более 75 %.

Износ трансформаторов 6/110 кВ составляет 65 %.

Физический износ привел к снижению уровня надежности энергетического оборудования и, как следствие, к увеличению инцидентов в его работе. В связи с этим в планируется реконструкция, которая должна была начаться в 2015 году. Но в связи с импортозамещением необходимо переработать проектную документацию (замена основного оборудования импортного на отечественное), которую запланировано начать в 2016 году.

АО «Охинская ТЭЦ».

В соответствии с инвестиционной программой по реконструкции Охинской ТЭЦ в период 2014-2018 гг. планируется замена оборудования установленного на ОРУ-110/35 кВ., отработавшего свой нормативный срок эксплуатации:

- силовой трансформатор ст. -110 типа ТРДН-40000/110 – 1 шт.;

- разъединители типа РДЗ-1-35-1000 – 11 шт.;

- разъединители типа РДЗ-2-35-1000 – 10 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, ВМ-Т4-35, ВМ-Т-35, СВМ-35 ОРУ-35 кВ. – 5 шт.;

- выключатели масляные типа ВМД-35 от трансформаторов Т1-7,5-35; Т3-7,5-35 – 2 шт.

Перечисленное выше оборудование планируется заменить в течение 2016 г.

ИТОГИ в целом по Российской Федерации:

По результатам проделанной работы можно сделать вывод о крайне низком темпе замены (модернизации) основного энергетического оборудования, выработавшего нормативный срок службы. В целом анализ состояния энергетического оборудования признается удовлетворительным.

Проблемой топливно-энергетических комплексов является прогрессирующее старение основных производственных фондов в условиях увеличения потребностей энергопотребления, что является источником повышенного риска возникновения крупных аварий. Продление срока эксплуатации оборудования в энергетической области посредством экспертизы промышленной безопасности, технического освидетельствования приобретает массовый характер. Зачастую подобной процедуре оборудование подвергается не однократно, что не может не вызывать определённые опасения.

Необходимо на законодательном уровне разрешить продлевать срок эксплуатации оборудования только в порядке исключения и только в том случае, если необходимость эксплуатировать оборудование сверх нормативного срока вызвана причинами, не зависящими от владельца. Эксплуатация оборудования сверх нормативного срока по сути является тормозом модернизации.

Недостаточное инвестирование на обновление, техническое перевооружение основных производственных фондов генерирующих мощностей, подстанционного оборудования, магистральных и распределительных электрических сетей усугубляет ситуацию, особенно в «малой энергетике»: эксплуатацию мелких теплоисточников (котельные в сельских населенных пунктах) осуществляют организации, выигравшие право обслуживания на конкурсной основе, но не желающие расходовать денежные средства на приведение изношенных на 80-90% основных фондов в соответствие с требованиями НТД, на подготовку персонала (при проверке знаний оперативно-ремонтного персонала предприятий выявляется низкий уровень подготовки работников).

Для устранения проблем, связанных с состоянием производственных фондов, необходимы нормативные акты, стимулирующие деятельность предприятий ТЭК в области внедрения современного высокотехнологичного многофункционального электрооборудования, материалов, конструкций, повышения квалификации персонала.