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. 3 )

Тип оборудования	%
Котлоагрегаты	94,4
Турбоагрегаты	90,5
Котлы водогрейные	50,0

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

Тип оборудования	%
Котлоагрегаты	94,4
Турбоагрегаты	94,7
Котлы водогрейные	75,5

2.  Сравнительная характеристика темпов замены оборудования за период 2011 – 2015 гг.

2011 год.

Филиал ОАО «Русгидро»-«Каскад Верхневолжских ГЭС»:

1.  Замена гидроагрегата ст.№2 (генератор и турбина) Угличской ГЭС.

2012 год.

Ярославский район МЭС Валдайское ПМЭС Филиала ЕЭС»:

1. Реконструкция заходов ВЛ 220 кВ Пошехонье - Первомайская, Рыбинск – Пошехонье 1,2, Пошехонье – Вологда, Пошехонье – Ростилово, Белозерская – Пошехонье, в связи с комплексной реконструкцией ПС 220 кВ Пошехонье: общее увеличение протяженности указанных ВЛ по трассе составило 3,75 км, по цепям – 1,98 км.

2. Введены в эксплуатацию стационарные ДГУ 300 кВт на 6 ПС ЯРМЭС;

3. Завершение 1 этапа реконструкции ПС 220 кВ Пошехонье (ввод в работу силового трансформатора Т-1- замена на большую мощность с 20 МВА на 40 МВА), оборудования связи и АСУ ТП.

2013 год.

Филиал Центра»-«Ярэнерго»:

1.  ПС «Кинопленка» (ввод силового трансформатора ТМ-6300/110-80У).

2.  ПС «Кинопленка» (ввод силового трансформатора ТМ-6300/110-80У).

3.  ПС «Нива» (ввод силового трансформатора ТМ-6300/110-80У).

4.  ПС «Заволжская» (ввод силового трансформатора Силовой трансформатор ТДНС-10000/35-У1)

5.  ПС «Заволжская» (ввод силового трансформатора Силовой трансформатор ТДНС-10000/35-У1)

Ярославский район МЭС Валдайское ПМЭС Филиала ЕЭС»:

1.  Завершение 2 этапа реконструкции ПС 220 кВ Пошехонье

Филиал -«Каскад Верхневолжских ГЭС»:

2.  Гидроагрегата ст.№2 (генератора и турбина) Рыбинской ГЭС.

3.  Трансформаторной группы ГА№2 Рыбинской ГЭС– 2012-2013г. г.

2014 год.

-2»:

1.  Котел паровой № 1 (Polikraft-5000-10UTF) Ляпинской паровой котельной, г. Ярославль.

2.  Котел паровой № 2 (Polikraft-5000-10UTF) Ляпинской паровой котельной, г. Ярославль.

3.  Котел Водогрейный № 3 (Evroterm-58 КВГМ-58-150Н) Ляпинской паровой котельной, г. Ярославль.

4.  Котел паровой № 4 (Evroterm-58 КВГМ-58-150Н) Ляпинской паровой котельной, г. Ярославль.

5.  Котел паровой № 5 (Evroterm-58 КВГМ-58-150Н) Ляпинской паровой котельной, г. Ярославль.

2015 год

Филиал -«Каскад Верхневолжских ГЭС»:

Замена трансформаторной группа 2Т-3хОТДГ-46000/220 на Рыбинской ГЭС.

Белгородская область

1. Анализ состояния энергетического оборудования.

Износ основных фондов электрических сетей ЕНЭС на 01.11.2015 г. составили 67%, в т. ч. машин и оборудования – 61%, сооружений – 75%.

2. Перечень оборудования требующего замены:

Воздушный выключакВ на ПС 330 кВ Курская – 2 шт.

Замена грозотроса 53,11 км, в том числе на ВЛ по Белгородской области – 16,15 км.

Замена фарфоровой изоляции на стекло – 1423 шт.

3. Перечень мероприятий по мониторингу своевременной замены оборудования:

диагностический контроль оборудования, находящегося на учащенном контроле, согласно годового план-графика;

- диагностический контроль всего силового оборудования, согласно многолетнего плана по диагностике оборудования;

- анализ технического состояния силового оборудования, с учетом срока эксплуатации, результатов ремонтов;

- анализ технологических нарушений, связанных с силовым оборудованием;

- определение приоритетности замены оборудования, с учетом важности энергообъекта и состояния силового оборудования.

4. Перечень программ (планов) технического перевооружения, сроки реализации, целевые индикаторы и показатели:

№ п/п	Наименование объекта	Проектная мощность/протяженность сетей	Год начала строительства	Год окончания строительства
МВт/Гкал/ч/ км/ МВА
1	2	5	6	7
1	Программа реновации основных фондов ОАО "ФСК ЕЭС" (объекты некомплексной реконструкции)
1.1	ПС 220 Черемисино (Реконструкция с заменой оборудования в т. ч. ОД и КЗ)	2 комплекта	2014	017

Филиал Центра»-«Белгородэнерго»

Тип оборудования	%
Трансформаторное оборудование	61,03%
Коммутационные аппараты	59,58%
Общий	60,26%
Тип ВЛ
ВЛ 35 кВ и выше	60,32%
ВЛ 0,4-20 кВ	56,33%
КЛ 35 кВ и выше	11,21%
КЛ 0,4-20 кВ	52,5%
Общий	45,09%

1.2 Сведения о техническом состоянии оборудования:

ПС 35 кВ и выше, БКТП 6-35/0,4 кВ	181	-	-
ТП (КТП, ЗТП, РП)	12 323	236	1,8 %
ВЛ 35 кВ и выше	5348,35	-	-
ВЛ 0,4-20 кВ	38 712,01	38,3	0,1 %
КЛ 35 кВ и выше	2,9	-	-
КЛ 0,4-20 кВ	6 831,01	-	-

На 2015 год по филиалу Центра»-«Белгородэнерго» запланирована замена следующего оборудования:

Масляные выключакВ – 4 штуки

Масляные выключакВ – 8 штук

Масляные выключакВ – 72 штук

Трансформаторы силовые 110 кВ – 5 штук

3. В целях мониторинга своевременной замены оборудования разрабатываются многолетние и годовые программы технического освидетельствования и ремонта объектов филиала. На основании годовых программ формируются месячные планы работ подразделений, выполнение которых ежемесячно контролируется вышестоящими управлениями филиала.

4. С целью поддержания технического состояния оборудования требованиям НТД в филиале разработаны следующие программы технического перевооружения на 2015 год: целевая программа повышения надежности, программа реконструкции сетей 0,4-10 кВ, программа технологического присоединения, программа электроснабжения объектов ИЖС, схема и программа развития электроэнергетики Белгородской области.

По истечении установленного нормативно-технической документацией срока службы все технологические системы и электрооборудование, не замененные в период с 2014 по 2015 гг. проходят техническое освидетельствование с целью оценки состояния, продления сроков дальнейшей работы и условий эксплуатации.

Воронежская область

Замена энергетического оборудования ПАО «Квадра» в 2015 году не проводилась. Поддержание работоспособности энергетического оборудования осуществляется за счет проведения текущих и капитальных ремонтов и проведения диагностических работ специализированными организациями по продлению срока эксплуатации.

Фактов эксплуатации энергетического оборудования сверх назначенного в установленном порядке ресурса без проведения соответствующих организационно-технических мероприятий по продлению срока его эксплуатации нет.

Однако существует проблема, которую руководство ПАО «Квадра» решает очень медленно. Она заключается в том, что абсолютное количество паровых и водогрейных котлов, трубопроводы горячей воды с низкими параметрами отработало расчетные сроки службы.

Вывод же их из эксплуатации и замена его на более современное, по заверению руководства ПАО «Квадра», будет проводиться только в следующих случаях:

·  По достижению технического состояния, не обеспечивающего требования промышленной безопасности.

·  По мере ввода в эксплуатацию новых замещающих мощностей.

·  По условиям рынка электроэнергии и замещающих мощностей.

Существующее законодательство и нормативно-технические документы не дают возможности ограничивать количество продлений срока службы и паркового ресурса теплоэнергетического оборудования, что мешает решению проблемы вывода из строя оборудования, отработавшего расчетный срок службы или достигшего паркового ресурса.

Износ оборудования филиала ПАО «МРСК Центра» - «Воронежэнерго»

- Оборудование ПС:

Износ активной части 71,56 %;

Доля отработавшего нормативный срок службы оборудования 48,96 %;

Доля оборудования, которое превысит нормативный срок службы в последующие 10 лет 57,88 %;

Техническое освидетельствование объектов электросетевого хозяйства в филиале ПАО «МРСК Центра» - «Воронежэнерго» проходит согласно предоставленных в региональные органы Ростехнадзора план-графикам. По результатам технического освидетельствования срок эксплуатации оборудования, ВЛ, зданий и сооружений продлевается в соответствии нормами нормативно-технической документации. В филиале ПАО «МРСК Центра» - «Воронежэнерго» объектов, отработавших свой нормативный срок, и не прошедших техническое освидетельствование нет.

- ВЛ: