Анализ состояния энергетического оборудования на объектах энергетики, требующего замены в организациях тэк, а также сравнительная характеристика о темпах замены данного оборудования за отчетные периоды с 2011 по 1 ноября 2014 г



страница2/10
Дата31.07.2016
Размер1.87 Mb.
ТипАнализ
1   2   3   4   5   6   7   8   9   10

Тверская область

Филиал ОАО «МРСК Центра» – «Тверьэнерго»

За период с 2011 по 2014 гг. было заменено следующее основное электрооборудование оборудование на новое:


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

  2. Масляные выключатели 110 кВ на элегазовые выключатели – 36 шт.

  3. Трансформаторы тока 110 кВ – 66 шт.

  4. Масляные выключатели 35кВ на элегазовые выключатели – 28 шт.

  5. Масляные выключатели 35 кВ на вакуумные выключатели – 15 шт.

  6. Трансформаторы тока 35 кВ – 63 шт.

  7. Масляные выключатели 6-10кВ на вакуумные выключатели – 183 шт.

Объемы основного заменяемого оборудования позволяют поддерживать электроустановки в удовлетворительном техническом состоянии и снизить износ оборудования с 77,4% до 76,94% по сравнению с 2011 годом.

По результатам технического освидетельствования замена данного электрооборудования по техническому состоянию в настоящий момент не требуется.


Филиал «Конаковская ГРЭС» ОАО «Энел Россия»

Агрегаты, находящие в эксплуатации более 50 лет:

1. Котёл ПК-41 №1, изготовитель - ЗИО г. Подольск, год ввода в эксплуатацию – 1962, установленный срок службы – 200000 часов, фактически отработанный срок - 310561 часов;

2. Котёл ПК-41 №2, изготовитель - ЗИО г. Подольск, год ввода в эксплуатацию – 1963, установленный срок службы – 200000 часов, фактически отработанный срок - 313921 часов;

3. Котёл ПК-41 №3, изготовитель - ЗИО г. Подольск, год ввода в эксплуатацию – 1964, установленный срок службы – 200000 часов, фактически отработанный срок - 326313 часов;

4. Турбина К-300-240-7МР №1, изготовитель -ЛМЗ, год ввода в эксплуатацию – 1964, установленный срок службы – 220000 часов, фактически отработанный срок - 319700 часов; в 2006 году была произведена РВД, РСД;

5. Турбогенератор №1 тип ТВВ-320-2У3 (ТВВ-350-2У3 ), изготовитель -ОАО «Электросила», год ввода в эксплуатацию – 1964, установленный срок службы - не более 30 лет, в 2005 году была произведена замена ротора, в 2006 году - статора.

Все основное энергетическое оборудование филиала «Конаковская ГРЭС» ОАО «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.

В период проведения модернизации энергоблоков №№1, 2, 3 и 8 была произведена замена роторов высокого и среднего давлений (РВД и РСД). 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 Ростехнадзор.
МУП «Тверьгорэлектро»

Объемы основного заменяемого оборудования позволяют поддерживать электроустановки в удовлетворительном техническом состоянии и снизить его износ. Планы по замене оборудования, требующего замены за отчетные периоды (2011-2014 гг.) выполняется:



Наименование заменяемого оборудования

2011г.

План/факт



2012г.

План/факт



2013г.

План/факт



2015г.

План/факт



Воздушная линия электропередач 0,4 - 6(10) кВ, км


27,5/34,7

24,5/38,76

25,4/40

32,89/32,17

Силовые трансформаторы 6(10)/0,4 кВ, шт.

30/34

30/46/

26/40

36/34

Кабельная линия электропередач 0,4 - 6(10) кВ, км


2,42/2,42

3,12/3,27

2,1/5,1

2,95/3,2

Коммутационные аппараты


13/30

19/52

28/116

18/37

ООО «Тверьоблэлектро»

По истечении установленного нормативно-технической документации срока службы энергооборудования, зданий и сооружений в ООО «Тверьоблэлектро» проводится техническое освидетельствование объектов, что позволяет оценить состояние, а также определение мер, необходимых для обеспечения установленного ресурса энергооборудования. Результаты технического освидетельствования заносятся в паспорт энергообъекта. Также за счет своевременного проведения работ по текущей эксплуатации, ежегодно уменьшается число трансформаторов, которым необходим капитальный ремонт:

2011 год – 21 шт.,

2012 год – 19 шт.,

2013 год – 16 шт.,

2014 год – 14 шт.
ОАО «Бологовский арматурный завод»

В целом по оборудованию трансформаторных подстанций 110-35-10 кВ требуется замена Изоляторов ОРУ – 50%; выключателей масляных – 65%; трансформаторов – 50%; маслонаполненных вводов – 50%. План по замене оборудования выполняется по мере финансирования (долг Филиала ОАО «МРСК Центра» - «Тверьэнерго» по оплате услуги – передача электроэнергии на 0.11.2014 составляет 4277,145 тыс. рублей). Поддерживать оборудование в работоспособном состоянии позволяет проведение своевременного текущего обслуживания с привлечением специализированной организации.


Ярославская область

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

- филиал ОАО «МРСК Центра»-«Ярэнерго»;

- Ярославский район МЭС Валдайское ПМЭС Филиала ОАО «ФСК ЕЭС»;

- филиал ОАО «Русгидро»-«Каскад Верхневолжских ГЭС» ,

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


Филиала ОАО «МРСК Центра» - «Ярэнерго»
Физический износ оборудования

Тип оборудования

%

Трансформаторное оборудование (35-220 кВ)

72,43

Коммутационные аппараты (35-220 кВ)

62,06

Общий

68,29

Тип ВЛ

ВЛ 35 кВ и выше

78,07

ВЛ 0,4-20 кВ

70,43

КЛ 35 кВ и выше

36,33

КЛ 0,4-20 кВ

65,94

Общий

72,24

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



Наименование оборудования




ПС 35 кВ и выше

78,29%

ТП (КТП, ЗТП, РП, БКТП) 6-35/04 кВ

72,85%

ВЛ 35 кВ и выше

65,45%

ВЛ 0,4-20 кВ

48,27%

КЛ 35 кВ и выше

0,00%

КЛ 0,4-20 кВ

61,95%

Доля оборудования, которое превысит нормативный срок службы

в последующие 10 лет, %

Наименование оборудования




ПС 35 кВ и выше

90,29%

ТП (КТП, ЗТП, РП, БКТП) 6-35/04 кВ

82,33%

ВЛ 35 кВ и выше

87,80%

ВЛ 0,4-20 кВ

75,68%

КЛ 35 кВ и выше

0,00%

КЛ 0,4-20 кВ

74,38%


Филиал ОАО «РусГидро»-«Каскад Верхневолжских ГЭС»

Физический износ оборудования



Тип оборудования

%

Генераторы

58,7

Трансформаторное оборудование (35-220 кВ)

75,3

Коммутационные аппараты (35-220 кВ)

36,1

Общий

56,7

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





Ярославский район МЭС Валдайское ПМЭС Филиала ОАО «ФСК ЕЭС»

Физический износ оборудования



Тип оборудования

%

Трансформаторное оборудование (35-220 кВ)

93,7%

Коммутационные аппараты (35-220 кВ)

81,4%

Общий

87,6%

Тип ВЛ

ВЛ 35 кВ и выше

Тип ВЛ

ВЛ 0,4-20 кВ

90,5%

КЛ 35 кВ и выше

-

КЛ 0,4-20 кВ

-

Общий

70,4%

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



Наименование оборудования




ПС 35 кВ и выше

88,9%

ТП (КТП, ЗТП, РП, БКТП) 6-35/04 кВ

-

ВЛ 35 кВ и выше

65,2%

ВЛ 0,4-20 кВ

-

КЛ 35 кВ и выше

-

КЛ 0,4-20 кВ

51,4%

Доля оборудования, которое превысит нормативный срок службы

в последующие 10 лет, %

Наименование оборудования




ПС 35 кВ и выше

88,9%

ТП (КТП, ЗТП, РП, БКТП) 6-35/04 кВ

-

ВЛ 35 кВ и выше

82,6%

ВЛ 0,4-20 кВ

-

КЛ 35 кВ и выше

-

КЛ 0,4-20 кВ

65,7%


Энергообъекты (ТЭЦ-1, 2, 3) ОАО «ТГК-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, %



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

2011 год


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

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

2012 год

Ярославский район МЭС Валдайское ПМЭС Филиала ОАО «ФСК 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 ОАО «МРСК Центра»-«Ярэнерго»:

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

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

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

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

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

Ярославский район МЭС Валдайское ПМЭС Филиала ОАО «ФСК ЕЭС»:

Завершение 2 этапа реконструкции ПС 220 кВ Пошехонье


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

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

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

2014 год.

ОАО «ТГК-2»:

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

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

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

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

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


Белгородская область
Износ основных фондов электрических сетей ЕНЭС на 01.11.2014 г. составили 64%, в т.ч. машин и оборудования – 59%, сооружений – 72%.

По истечении установленного нормативно-технической документацией срока службы все технологические системы и электрооборудование, не замененные в период с 2011 по 2014 гг. проходят техническое освидетельствование с целью оценки состояния, продления сроков дальнейшей работы и условий эксплуатации.


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.

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

2017

2

Программа замены ВВ 330-750 кВ на объектах ОАО «ФСК ЕЭС» (ПС 330 кВ Курская)

2 шт.

2014

2014

Филиал ОАО «МРСК Центра» - «Белгородэнерго»

Информация о физическом износе оборудования

Тип оборудования

%

Трансформаторное оборудование

64,57%

Коммутационные аппараты

62,83%

Общий

62,15%

Тип ВЛ

%

ВЛ 35 кВ и выше

68,3%

ВЛ 0,4-20 кВ

63,17%

КЛ 35 кВ и выше

12,9%

КЛ 0,4-20 кВ

45,8%

Общий

58,19%

На 2014 год по филиалу ОАО «МРСК Центра»-«Белгородэнерго» запланирована замена следующего оборудования:

Масляные выключатели 110 кВ – 2 штуки

ОДКЗ 110 кВ – 6 штук

Масляные выключатели 35 кВ – 23 штуки

Масляные выключатели 6 (10) кВ – 146 штук

Трансформаторы силовые 110 кВ – 3 штуки

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 2014 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.

Сравнительная характеристика темпов замены оборудования энергетического, бурового и тяжелого машиностроения в организациях топливно-энергетического комплекса Белгородской области.

филиал ОАО «ФСК ЕЭС» - Черноземное ПМЭС:

в 2011 г. - заменено 11 единиц оборудования;

в 2012 г. - заменено 24 единиц оборудования;

в 2013 г. - заменено 53 единиц оборудования;

в 2014 г. - заменено 15 единиц оборудования;

филиал ОАО «МРСК Центра»-«Белгородэнерго»

в 2011 г. - заменено 191 единиц оборудования;

в 2012 г. - заменено 208 единиц оборудования;

в 2013 г. - заменено 181 единиц оборудования;

в 2014 г. - заменено 5 единиц оборудования;

3. Филиал ОАО «Квадра»-«Южная генерация».


Замена основного теплоэнергетического оборудования в периоды с 2011 по 2014 гг. не производилась. Поддержание работоспособности вышеуказанного оборудования осуществляется за счет проведения текущих и капитальных ремонтов и проведения диагностических работ специализированными организациями по продлению срока эксплуатации.


Поделитесь с Вашими друзьями:
1   2   3   4   5   6   7   8   9   10


База данных защищена авторским правом ©uverenniy.ru 2019
обратиться к администрации

    Главная страница