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



страница4/10
Дата31.07.2016
Размер1.87 Mb.
ТипАнализ
1   2   3   4   5   6   7   8   9   10

Анализ состояния оборудования ГУ ОАО «ТГК-2» по Новгородской области.

Основное энергетическое оборудование Новгородской ТЭЦ включает в себя:

Энергоблок

Шт.

Котлоагрегат

Шт.

Турбоагрегат

Шт.

Турбогенератор

ПГУ-210

1

П-137

1

ПТ-50-9,0/1,28

1

ТВФ-60-2













ГТЭ-160

1

ТЗФГ 160-2







ТП-87

4

Т-60-130

1

ТВФ-60-2













ПТ80/100-130/13

1

ТВФ-120-2УЗ

Анализ аварийности (2013-2014):

В 2013 году произошло 7 аварий. По вине оперативного персонала (ЭЦ, КТЦ, ЦТАИ) произошла 1 авария.

Турбинное оборудование – 1 авария; вспомогательное тепломеханическое оборудование – 1 авария; электротехническое оборудование – 1 авария; устройства релейной защиты и автоматики – 2 аварии; устройства тепловой автоматики – 1 авария; системы управления энергетическим оборудованием – 1 авария.

В 2014 году произошло 9 аварий. По вине оперативного персонала (КТЦ, ЭЦ) произошло 2 аварии. По вине привлеченного персонала ООО «Ивэлектроналадка» произошла 1 авария.

Котельное оборудование – 2 аварии; турбинное оборудование – 1 авария; вспомогательное тепломеханическое оборудование – 1 авария; электротехническое оборудование трансформаторных и иных подстанций – 1 авария; системы управления энергетическим оборудованием – 2 аварии; трансформаторы и шунтирующие реакторы 110 кВ и выше – 1 авария; устройства релейной защиты, противоаварийной и режимной автоматики – 1 авария.

В 2014 году была проведена одна проверка с целью оценки готовности Новгородской ТЭЦ к отопительному периоду, нарушений обязательных требований не выявлено, мероприятия по ранее выданным предписаниям устранены в установленные сроки.
Республика Карелия

Филиал ОАО «ФСК ЕЭС» Карельское ПМЭС

- 2011 год – энергетическое оборудование требующее замены и обновления, включенное в программу реновации на 2011-2015 годы – 71 позиция, в том числе воздушные выключатели 330кВ типа ВВ-330Б/38/11 16 МВА– 19 шт., автотрансформаторы типа АТДЦТН-125000/220/110/10 – 2 шт., трансформаторы типа ТДТНГ-40500/110/35/6 – 2 шт., автотрансформатор типа АТДТГН-25000/220/35/10 – 1 шт., трансформаторы типа ТДТН-25000/220/35/10 – 2 шт., автотрансформаторы типа АТДЦТ-250000/330/150 – 4 шт., вольтдобавочные трансформаторы типа ВРТДНУ-240000/35/35 – 2 шт., компрессора ВШВ-3/40 – 3 шт., компрессора ВШВ-3/100 – 9 шт., воздухосборники типа ВС-5,0 – 20 шт., воздухосборники типа ВЭЭ-5,0-4,5-1У – 7 шт.

- 2014 год – энергетическое оборудование требующее замены и обновления – 7 единиц, в том числе воздушные выключатели 330кВ типа ВВ-330Б-31,5/2000 – 6 шт., разъединители 330 кВ типа РНДЗ-16-220/1000 – 1 шт.

Износ активной части фондов Карельского ПМЭС на 01 декабря 2014 года – 51,13%, в том числе по ВЛ – 55,80 % и по ПС – 42,65 %.


Доля отработавшего нормативный срок службы оборудования

№ п/п

Наименование оборудования

Доля отработавшего нормативный

срок службы оборудования, %



1

Силовые трансформаторы

44,6%

2

Выключатели

32,5%

3

Разъединители

56,9%

4

Трансформаторы тока

32,3%

5

Трансформаторы напряжения

36,9%

6

Вводы

48,3%

Ввод оборудования в эксплуатацию и вывод из эксплуатации выполняется в соответствии с корректировкой Инвестиционной программы ОАО «ФСК ЕЭС» на 2013-2017 г.г., утвержденной приказом Министерства энергетики РФ от 26.07.2013 г. № 412.


Филиал ОАО «МРСК Северо-Запада» «Карелэнерго»

- 2011 год – энергетическое оборудование (трансформаторы), требующее замены и обновления в электрических сетях филиала отсутствуют.

- 2014 год – энергетическое оборудование требующее замены и обновления – 15 позиций, в том числе трансформаторы типа ТДТН-115/38/11 16 МВА– 4 шт., трансформатор типа ТДТН-115/6 10 МВА– 1 шт., трансформатор типа ТМН-35/11 4 МВА– 4 шт., трансформатор типа ТМ-35/0,4 0,1МВА– 1 шт., масляный выключатель 110кВ типа МКП-110Б – 2шт., масляный выключатель 35кВ типа С-35М -11 шт., разъединители 35 кВ типа РНДЗ-35 – 15 шт., разъединители 110 кВ типа РНДЗ-110 – 14 шт.

Износ активной части фондов: трансформаторное оборудование – 49,82%;

коммутационные аппараты – 40,22%; ВЛ 35 кВ и выше – 52,87%, ВЛ 0,4-20 кВ – 54,57%.

Доля отработавшего нормативный срок службы оборудования: ПС 35 кВ и выше - 67,5%; ТП (КТП, ЗТП, РП, БКТП) 6-35/0,4 кВ - 79,4%; ВЛ 35 кВ и выше - 55,3%; ВЛ 0,4-20 кВ - 57,0%; КЛ 0,4-20 кВ - 57,3%.

Замена оборудования производится с учетом изменения режима сети. Перенос замены на более поздние сроки связан с корректировкой инвестиционной программы.
Филиал «Карельский» ОАО «ТГК-1»

- 2011 год – энергетическое оборудование требующее замены и обновления – 3 единицы, в том числе турбины ст. №1 типа ПТ-60-130/13- 1 шт., котла ст. №4 и №5 типа КВГМ-100 – 2 шт., на замену энергетического оборудования запланировано – 918419 тыс. руб.

- 2014 год. Износ активной части фондов по состоянию на 01 декабря 2014 года составляет - 62%, в том числе доля отработавшего нормативный срок службы оборудования: генераторы – 85%, трансформаторы – 91%, турбины – 85%, котлы - 40%.

На все действующее энергетическое оборудование, отработавшее нормативный срок службы, имеется продление срока службы на основании Актов технического освидетельствования, замена основного оборудования до 2018 года не планируется.



ОАО «Прионежская сетевая компания»

Согласно утвержденной Инвестиционной программе на 2011-2015 годы по замене или полного восстановления энергетического оборудования запланированы следующие финансовые средства – 1607714,79 тыс. руб., в том числе: на 2011 год – 169933,11 тыс. руб., на 2012 год – 796123,81 тыс. руб., на 2013 год – 271430,52 тыс. руб., на 2014 год – 133420,69 тыс. руб., на 2015 год – 158694,90 тыс. руб.

Согласно программы на 2011-2014 годы запланированы работы на 304 объектах, в том числе:


  • 2011 год – замена и реконструкция оборудования запланирована – на 27 объектах, в том числе: ПС, ТП, РП, ВЛИ-10/0,4, ДЭС.

  • 2012 год – замена и реконструкция оборудования запланирована на 74 объектах, в том числе: ПС, ТП, РП, ВЛИ-10/0,4, ДЭС.

  • 2013 год – замена и реконструкция оборудования запланирована на 104 объектах, в том числе: ПС, ТП, РП, ВЛИ-10/0,4, ДЭС.

  • 2014 год – замена и реконструкция оборудования запланирована на 99 объектах, в том числе: ПС, ТП, РП, ВЛИ-10/0,4, ДЭС.

Темпы замены оборудования выполняются в соответствии с ежегодной корректировкой Инвестиционной программы и с учетом развития районов Республики Карелия.

ОАО «Петрозаводские коммунальные системы».

Согласно утвержденной Инвестиционной программе на 2011-2015 годы по замене или полного восстановления энергетического оборудования запланировано следующие работы по филиалам:



  • 2011 год:

- по Филиалу «Водоканал» предусмотрена реконструкция ТП-517 с трансформаторами 2х560 кВА.

– по Филиалу «Прионежский» предусмотрена замена котельного оборудования (котлы типа Нева 1.1, ПМ 1.1) в количестве 8 шт.

– по Филиалу «Пряжинский» предусмотрена замена котельного оборудования (котлы типа Тула, Луга) в количестве 5 шт.

- по Филиалу «Электрические сети» запланирована замена 3 трансформаторов на ТП.



  • 2012 год:

- по Филиалу «Прионежский» предусмотрена замена котельного оборудования (котлы типа Нева 1.1, ПМ 1.1) в количестве 3 шт.

– по Филиалу «Пряжинский» предусмотрена замена котельного оборудования (котлы типа Е 1/9, Луга) в количестве 6 шт.



  • 2013 год:

– по Филиалу «Пряжинский» предусмотрена замена котельного оборудования (котлы типа Е 1/9) в количестве 1 шт.

  • 2014 год:

– по Филиалу «Пряжинский» предусмотрена замена котельного оборудования (котлы типа Братск, КВМ-0,63, ПМ, Универсал) в количестве 7 шт.

По части котельного оборудования Филиала «Тепловые сети» дата предполагаемой замены – 2020-2030 годы.


Архангельская область

Износ активной части фондов



Тип оборудования

%

Филиал «Архэнерго»

Трансформаторное оборудование

82

Коммутационные аппараты

78

Доля отработавшего нормативный срок службы оборудования.




Наименование оборудования

%

Филиал «Архэнерго»

ПС 35 кВ и выше

83

ТП (КТП, ЗТП, РП, БКТП) 6-35/0,4 кВ

80

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



Наименование оборудования

%

Филиал «Архэнерго»

ПС 35 кВ и выше

95

ТП (КТП, ЗТП, РП, БКТП) 6-35/04 кВ

90

ГУ ОАО «ТГК-2» по Архангельской области

Сведения о техническом состоянии оборудования, зданий, строений, сооружений, в том числе:

Износ активной части фондов.

Износ оборудования в среднем составляет 81,3%.

Доля отработавшего нормативный срок службы оборудования.

генераторы – 93,3%

трансформаторы – 85,7%

турбины - 33,3%

котлы - 18,8%


О замене оборудования с 2011 по 01.11.2014 г.

Филиал ОАО «МРСК Северо-Запада» «Архэнерго»

ПС 110/35/6 № 14 «Кузнечевская»

Трансформатор 1Т тип ТДТН 25000/115/38,5/6,6 У (УХЛ) в количестве 1 шт.;

Элегазовый выключатель типа 145 РМ40-20В в количестве 1 шт.;

Разъединители 110 кВ типа SGF 123N-100У1 на 1600 А в количестве 4 шт.;


ОАО «Группа Илим» в Коряжме

- Разъединитель РГ2-220.II/2000-50УХЛ1

Все энергетическое оборудование указанное в приложении №1 проходит техническое освидетельствование с продлением сроков эксплуатации.

Учитывая процент отработавшего нормативный срок оборудования считаем темпы замены данного оборудования как неудовлетворительные.


Республика Коми

Филиал ОАО «МРСК Северо-Запада» «Комиэнерго»

Технический износ объектов электросетевого хозяйства на 01.12.2014 составляет 65,21%.

Доля оборудования ПС, находящегося в эксплуатации более 25 лет, составляет 73 % и ЛЭП, находящихся в эксплуатации более 35 лет, составляет 16 %.

В период с 2011 по 2014 года были заменены:

- 2 трансформатора по 110 кВ (1,2% от общего числа, технический износ до замены составлял 85%) и 4 трансформатора по 35 кВ (1,9% от общего числа, технический износ до замены составлял 75%) на новые с увеличением мощности;

- 27 выключателей по 10 кВ (0,8% от общего числа, средний технический износ до замены составлял 89%) и 8 выключателей по 35 кВ (2,6% от общего числа, средний технический износ до замены составлял 83%) на новые вакуумные выключатели;

- 4 комплекта отделителей с короткозамыкателем по 110 кВ (5% от общего числа, средний технический износ до замены составлял 88%), на новые элегазовые выключатели.

В период с 2015 по 2019 года планируется заменить:

- 1 силовой трансформатор по 35 кВ на новый (0,5% от общего числа).

- 3 выключателя по 110 кВ (3% от общего числа), 25 выключателей по 35 кВ (8% от общего числа) и 52 выключателя по 10 кВ (1,6% от общего числа) на новые выключатели.

- 5 комплектов отделителей и короткозамыкателей по 110 кВ (6,1% от общего числа) и 2 комплекта отделителей и короткозамыкателей по 35 кВ (25% от общего числа) на новые выключатели.

- 2 разъединителя по 110 кВ (0,3% от общего числа) и 18 разъединителей по 35 кВ (1,9% от общего числа) на новые.

Все планируемое к замене оборудование по результатам технического освидетельствования находится в удовлетворительном состоянии.


Филиал ОАО «ФСК ЕЭС» - Северное ПМЭС

Износ активной части фондов (состояния оборудования ПС и ВЛ, зданий и сооружений) составляет 66,7%.

Сравнительная характеристика темпов замены оборудования

оборудование (110-220 кВ)

2011

2012

2013

2014

Всего

Силовые трансформаторы (шт.)

-

-

3

-

3

Разъединители (шт.)

-

10

51

6

67

Выключатели (фаз)

9

12

57

6

84

ООО «Воркутинские ТЭЦ»

Комплекс зданий и сооружений ООО «Воркутинские ТЭЦ» в основном не превысил нормативный срок службы.

Основные здания и сооружения производственных подразделений ООО «Воркутинские ТЭЦ» построены:

- ТЭЦ-1 в период с 1941 по 1966г.;

- ТЭЦ-2 в период с 1952 по 1978 г.;

- ЦВК в период с 1980 по 1995г.

По результатам обследований зданий и сооружений специализированными организациями, проводимых в соответствии с утвержденным графиком ЭПБ определено техническое состояние зданий и сооружений ООО «Воркутинские ТЭЦ» как «ограниченно работоспособное». Выявленные дефекты включены в планы ремонтов и ТПиР со сроками реализации в период 2014 г. – 2017 г.

В течение 2014 г. годовым планом ремонта основного оборудования на производственных площадках ООО «Воркутинские ТЭЦ» запланированы ремонты основного оборудования.
Интинская ТЭЦ филиала «Коми» ОАО «Вожская ТГК»

Нормативный срок службы производственных зданий не превышен: здания главного корпуса, центрального теплового щита, химводоочистки, бойлерной нормативный срок- 100 лет; здания ГРУ-6кВ, ЗРУ-35 кВ, береговой насосной станции нормативный срок- 83 года.



№ п.п.

Основное оборудование (тип, марка), ст.№

Мощность, т/час, МВт

Год ввода в эксплуатацию

Срок нормативной эксплуатации

Срок проведения последней ЭПБ

Срок проведения следующей ЭПБ

1

Котлоагрегат ЧКД-Дукла ст. №3

50

1953

40

Апрель

2013 г.


2017 г.

2

Котлоагрегат ЧКД-Дукла ст. №4

50

1954

40

Май

2011 г.


2015 г.

3

Котлоагрегат БКЗ-75-39ФБ ст. №5

75

1958

40

Июнь

2013 г.


2017 г.

4

Котлоагрегат БКЗ-75-39ФБ ст №6

75

1960

40

Июль

2014 г.


2018 г.

5

Котлоагрегат БелКЗ-75-39ФБ ст. №7

75

1965

40

Август

2012 г.


2016 г.

6

Турбоагрегат ПР-6-35/10/1,2

6

1970

45

Не подлежит




7

Турбоагрегат ПР-12-35/10/1,2

12

1955

45

Не подлежит



Сосногорская ТЭЦ филиала «Коми» ОАО «Вожская ТГК»

Средний износ основных средств СТЭЦ по бухгалтерскому учету на 30.09.2014 – 26,5%, в том числе ЗиС – 22,4%, оборудования – 38,7 %.

Доля отработавшего нормативный срок службы оборудования составляет 27 % (срок службы указанного оборудования продлен). Доля оборудования, срок службы которого превысит нормативный срок в последующие 10 лет, составляет 92 %. Срок службы оборудования продлевается согласно графиков. Нахождение в работе оборудования без продления срока безопасной эксплуатации не допускается.

В ближайшие годы ввода нового оборудования в эксплуатацию и вывода действующего оборудования из эксплуатации не планируется.
Южный федеральный округ
Северо-Кавказское управление

Из представленной диаграммы видно, что для стабилизации уровня износа необходимо ежегодно выполнять замену не менее 4 % силовых трансформантов 110 кВ от общего числа находящихся в эксплуатации.
Динамика старения электрооборудования подстанций





2011

2012

2013

оборудование ПС 220, 330, 500 кВ

Филиал ОАО ФСК ЕЭС «Кубанское ПМЭС»

50,37%

48,4%

46,23%

оборудование ПС 110 и 35 кВ

ОАО «МРСК Юга»

84,35

85,99

86,91

ОАО «Кубаньэнерго»

86,24

86,24

86,07

ОАО «Ростовэнерго»

75

74,84

74,72

Данные представлены с учетом вновь вводимого оборудования.

В тоже время предприятиями проводятся работы по поддержанию работоспособного состояния силового оборудования: капитальные и текущие ремонты силовых трансформаторов проводятся в соответствии с утвержденной периодичностью. Техническое обслуживание проводится ежегодно. Также с периодичностью 1 раз в 5 лет проводится техническое освидетельствование силовых трансформаторов и другого оборудования подстанций.


Нижне-Волжское управление

Волгоградская область

Филиал ОАО «МРСК Юга» -«Волгоградэнерго»

По состоянию на 01.12.2014 филиалом эксплуатируется 4009 единиц вышеуказанного оборудования (в том числе 582 шт. силовых трансформаторов и автотрансформаторов 35-220 кВ, выключателей 35-220 кВ – 667 шт., разъединителей 35-220 кВ – 2760 шт.).

В соответствии с требованиями п. 1.5.2. Правил технической эксплуатации электрических станций и сетей РФ, филиалом организовано проведение технического освидетельствования электросетевых объектов эксплуатируемых более 25 лет (в части силовых трансформаторов, выключателей и разъединителей 35 кВ и выше, свыше 25 лет эксплуатируется 65 % оборудования) согласно утвержденным филиалом графикам. Техническое освидетельствование электросетевых объектов филиала проводится с привлечением специализированных организаций.

По результатам технического освидетельствования выполняется оценка состояния и определяются меры, необходимые для обеспечения установленного ресурса энергоустановки и на сегодняшний день отсутствует необходимость в замене вышеуказанного оборудования.
Филиал ОАО «РусГидро»-«Волжская ГЭС»

Состояние парка турбинного оборудования

На Филиале ОАО «РусГидро» - «Волжская ГЭС» с 1958 года эксплуатировалась 21 гидротурбина типа ПЛ 587-ВБ-930, изготовленная на «Ленинградском металлическом заводе», 1 гидротурбина ПР 30/587а-В-930, изготовленная «Сызранским турбостроительным заводом» и 1 турбина ПЛ 587-ВБ-330 производства «Харьковского гидротурбинного завода».

С 1998 года по 2014 год проведена замена пяти гидротурбин на новые типа ПЛ 30/587-В-930 и восьми гидротурбин на ПЛ 30/877-В-930, изготовленные на ОАО «Силовые машины». В 2014 году выведена из эксплуатации очередная гидротурбина ст. № 13 для замены на новую типа ПЛ 30/877-В-930.

Гидротурбина ст. № 1 работает в пределах разрешенного срока эксплуатации – 30 лет. Наработка составляет 26 лет. Выработка нормативного срока эксплуатации состоится не ранее 2017 года.

Гидротурбины ст. №№ 3, 4, 5, 8, 9, 11, 12, 16, 17, 19, 20, 21, 22 работают в пределах разрешенного срока эксплуатации – 40 лет. Наработка составляет от 3 месяцев до 16 лет. Начало наступления срока выработки нормативного срока эксплуатации планируется не ранее 2037 года.

Гидротурбины ст. №№ 2, 6, 7, 10, 14, 15, 18, 23 выработали нормативный срок эксплуатации – 30 лет. На момент проверки наработка составляет 52-56 лет. Для оценки состояния оборудования в целом и отдельных его узлов, определения возможности дальнейшей эксплуатации проведены обследования с привлечением специализированной организации (ОАО «НИИЭС»). Экспертно-технической комиссией ОАО «РусГидро» приняты решения о возможности продления срока службы до сроков проведения очередного инструментального контроля в период капитального ремонта.
Филиал ОАО «ФСК ЕЭС» - «Волго-Донское ПМЭС»

Анализ технического состояния оборудования зданий, строений, сооружений:

- износ основных фондов составляет 80%;

- доля отработавшего нормативный срок службы оборудования составляет 79%;

- решение о продлении срока безопасной эксплуатации основного оборудования принимается после проведения диагностики и технического освидетельствования этого оборудования.

Ремонты энергетического оборудования проводятся согласно утвержденным графикам.

Запланировано проведение технического освидетельствования на 2014 год: оборудования ЛЭП – 5 ВЛ, а также зданий и сооружений – 1 шт.

В июне проведено ТО ВЛ 220 кВ Алюминиевая – Волга с отпайкой на ПС Северная (протокол-заключение №82 от 11.06.2014), и ВЛ 220 кВ Алюминиевая – Гумрак (протокол-заключение №83 от 11.06.2014).

В сентябре проведено ТО ВЛ 220 кВ Заливская – Котельниково (протокол-заключение №84 от 18.09.2014), ВЛ 500 кВ Балашовская – Липецкая Восточная (протокол-заключение №85 от 18.09.2014), ВЛ 500 кВ Балашовская – Липецкая Западная с отпайкой на Нововоронежскую АЭС (протокол-заключение №86 от 18.09.2014).


  1. В данный период времени выполняется комплексная реконструкция 2 объектов: ПС 220 кВ Алюминиевая, ПС 220 кВ Кировская. Выполнение ведется в сроки, установленные приказом ОАО «ФСК ЕЭС» от 01.02.2012 № 50 «О задачах по выполнению инвестиционной программы ОАО «ФСК ЕЭС».

  2. Главной причиной аварийности является исчерпание ресурса оборудования (износ оборудования ПС составляет 75%, износ оборудования РЗА - 86%). Причинами технологических нарушений на ВЛ являются: износ элементов линий и воздействие стихийных явлений.

ООО «ЛУКОЙЛ-Волгоградэнерго»

Факты эксплуатации оборудования сверх назначенного в установленном порядке ресурса без проведения организационно-технических мероприятий по продлению срока его эксплуатации на ТЭС ООО «ЛУКОЙЛ-Волгоградэнерго» отсутствуют.

В текущем году, по состояние на 01.10.2014 г., проведено 104 экспертиз промышленной безопасности технических устройств, зданий и сооружений на опасных производственных объектах Общества, а также выполнено 153 технических освидетельствований техническим устройствам, подконтрольных Государственным надзорным органам.

Износ основного энергетического оборудования составляет 80 %. С 2011 года по ноябрь 2014 года замен оборудования не производилось.




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