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



страница5/10
Дата31.07.2016
Размер1.87 Mb.
ТипАнализ
1   2   3   4   5   6   7   8   9   10

Астраханская область

ОАО «МРСК Юга» - «Астраханьэнерго».

Общий физический износ сетей филиала составляет 75,32%, в том числе:

- общий износ по оборудованию - 83,43%, в том числе:

- трансформаторное оборудование -89,4%,

- коммутационные аппараты – 78,8%

- ВЛ 35 кВ и выше – 70%,

- ВЛ 0,4-20 кВ – 78,8%,

- КЛ 35 кВ и выше – 5,9%

- КЛ 0,4-20 – 61,6%.

Износ зданий и сооружений филиала составляет 44%

Сведения по оборудованию, отработавшему один нормативный срок и более:

- ПС 35 кВ и выше – 80,9%

- ТП (КТП, ЗТП, РП, БКТП) 6-10/0,4кВ – 76,8%

- ВЛ 35-110 кВ – 40%

- ВЛ 0,4-10 кВ – 34,6%

- КЛ 35-110 кВ – 0%

- КЛ 0,4-20кВ – 65%

Здания со сроком превышающим срок эксплуатации зданий (свыше 25лет) отсутствуют.


ООО «Лукойл-Астраханьэнерго».

Подразделение «Астраханская ТЭЦ-2»

В состав Астраханской ТЭЦ-2 входят 4 энергоблока: 2 энергетических котла ТПЕ-430 с 2 турбинами ПТ-80-100/130/13; 2 энергетических котла ТГМЕ-464 с 2 турбинами Т-110/120-130-5; 4 генератора типа ТВФ 1985-1991 гг. ввода в эксплуатацию.

Подразделение «ПГУ-110»

В состав ПГУ-110 входят две газотурбинные установки на базе газовой турбины типа LM6000PF-Sprint, комплектно генераторами BDAX7-290ERJT; два котла утилизатора КГТ-44/4,6-435-13/0,5-210; паровая турбина типа К-23 в комплекте с генератором ТТК-25-2УХЛ4-П. Оборудование было введено в эксплуатацию в 2011г.

Подразделение «ПГУ-235».

В 2013г. введена в эксплуатацию парогазовая установка ПГУ-235 на территории котельной «Центральная», установленной мощностью 235 МВт, состоящей из двух дубль – блоков, аналогичных установленному на территории Астраханской ГРЭС ПГУ-110. Каждый дубль-блок состоит из двух газотурбинных установок LM6000 PF DF Sprint производства «General Electric», двух паровых котлов-утилизаторов КГТ-44/4,6-435-13/0,5-210 производства ЗАО «Энергомаш (Белгород)», паровой турбины Т-17/23-4,5/0,18 производства ОАО «КТЗ».

Выдача тепловой мощности от ПГУ осуществляется в существующие тепловые сети котельной «Центральной» с закрытым водоразбором по температурному графику 130/70 °С.

Подпитка тепловой сети во всех режимах осуществляется от водопитательной установки существующей котельной «Центральной».

Основное топливо – природный газ. Аварийное – жидкое топливо.

На текущий момент в ООО «ЛУКОЙЛ-Астраханьэнерго» оборудования с исчерпанным нормативным сроком службы нет. Доля оборудования, которое достигнет нормативного срока службы в ближайшие 10 лет, составит около 67%. Продление срока службы осинового оборудования проводится согласно действующим нормам и законодательным актам РФ в области электроэнергетики и промышленной безопасности.

Анализ технического состояния зданий и сооружений.

Здания и сооружения (ЗиС) Астраханской ТЭЦ-2 вводились в эксплуатацию в составе очередей строительства: в 1985, 1988 и 1991 годах. В соответствии с утвержденными графиками ведутся работы по экспертизе промышленной безопасности зданий и сооружений. В 2011-2013г.г., выполнено комплексное обследование зданий и сооружений. По результатам проведенных обследований установлено, что здания и сооружения находятся в удовлетворительном техническом состоянии. С целью обеспечения надежности и безопасной эксплуатации в течении 2006-2009г.г. была проведена реконструкция (замена на трудносгораемые покрытия) кровли турбинного, котельного отделений и отделения водоподготовки ОГК АТЭЦ-2. В 2008-2011г.г. была выполнена реконструкция монолитной железобетонной дымовой трубы Н=220м АТЭЦ-2.

Техническое состояние строительных конструкций ЗиС ПГУ-110 удовлетворительное. В 2012г. проведена экспертиза промышленной безопасности дымовых труб ПГУ-110. Состояние работоспособное.


ОАО «МРСК Юга»- «Астраханьэнерго».

Оперативные данные по выполнению ремонтной по состоянию на 16.10.2014



№ п/п

Наименование оборудования

Ед. изм.

План на 16.10.2014

Факт выполнения

%

выполнения



(к годовому плану)

1

ПС 35-110 кВ

шт.

35

38

108,6

2

Выключатели 6-110кВ

шт.

442

464

105,0

3

Разъединитель 35-220 кВ

шт.

326

332

101,8

4

Отделители, короткозамыкатели 35-220 кВ

шт.

194

211

108,8

5

Замена вводов силовых трансформаторов 35-110 кВ

шт.

3

3

100,0

6

ВЛ-110 кВ

шт.

167,96

183,96

109,5

7

ВЛ-35 кВ

шт.

22,44

36,04

160,6

8

ВЛ 0,4-10кВ

шт.

2589,36

2632,639

101,7

9

КЛ 0,4-10 кВ

шт.

36,2

52,597

145,3

10

КТП, ТП, РП

шт.

460

479

104,1



Республика Калмыкия.

Фактическая величина физического износа основного оборудования на 01.10.2014 года составила 82,0% и распределилась по видам оборудования следующим образом:



Наименование

%

Трансформаторное оборудование

95

Коммутационные аппараты

95

Общий износ по оборудованию

95

ВЛ 35-220 кВ

63

ВЛ 0,4-20 кВ

83

КЛ 35-220 кВ

0

КЛ 0,4-20 кВ

62

Общий износ по линиям

79


Пензенская область

Пензенский филиал ТГК-6

Доля оборудования Пензенского филиала, отработавшего нормативный срок службы составляет: по паровым турбинам - 33 %, по паровым котлам – 58,8 %, по водогрейным котлам – 79%.

Доля оборудования Пензенского филиала, у которого фактический срок службы превысит нормативный срок через 10 лет, составит: по паровым турбинам - 56 %, по паровым котлам – 88 %, по водогрейным котлам – 100%.

Основному оборудованию, отработавшему нормативный срок, проводились обследования, диагностика и освидетельствования специализированными организациями с назначением индивидуального паркового ресурса и выдачей заключений о состоянии оборудования, возможности его дальнейшего эксплуатации.

Износ активной части фондов составляет 62,6%.

На балансе и в арендном управлении ПФ ОАО «ТГК-6» находиться 279,8 км трубопроводов водяных тепловых сетей. Средний износ трубопроводов тепловых сетей составляет 78,93%. Из них трубопроводов отработавших нормативный срок службы составляет 48,97% (137,03 км). Доля трубопроводов превысит нормативный срок службы в последующие 10 лет составит 30,84% (87,12 км).

Здания и сооружения филиала находятся в работоспособном состоянии.

Выполнение ремонтов и технического освидетельствования энергетического оборудования. Наличие в планах ремонтной деятельности мероприятий, предусмотренных актами комплексных обследований, технических свидетельств, заключений экспертиз промышленной безопасности: проведено согласно графика.

Темпы ввода оборудования в эксплуатацию, вывода из эксплуатации: ввод и вывод основного энергетического оборудования в 2014, 2015 году не запланирован.

Филиал ОАО «ФСК ЕЭС» «МЭС» Волги» «Средне-Волжское ПМЭС» (на территории Пензенской области).

Финансирование инвестиционной программы реконструкции ПС 220 кВ Кузнецк 2х125 МВА прекращено, все работы остановлены.



Филиал ОАО «МРСК Волги» -«Пензаэнерго».

Реконструкция ПС 110/10кВ «Сурск» 110/35/10 кВ, установленны трансформаторы 2х16кВА, монтаж ОРУ-110, ОПУ.


Саратовская область

ОАО «МРСК Волги» - «Саратовские распределительные сети»

Выполнение ремонтной программы в физическом выражении по состоянию на 01.10.2014 по направлениям составило:

ремонт ПС 35-220 кВ – 100% от плана года (план – 115 шт., факт – 115 шт.);

ремонт ВЛ 35-220 кВ – 100% от плана года (план – 1209,9 км, факт – 1209,9 км);

ремонт ВЛ 0,4-10 кВ – 101,4% от плана года (план – 2239,7 км, факт – 2271,2 км).

ремонт ТП – 100% от плана года (план – 1090 шт., факт – 1090 шт.).

Выполнена расчистка просек ВЛ 0,4-110 кВ от ДКР 489 га, что составляет 110,7% от плана года. План года – 442 га.

Выполнение технического освидетельствования энергетического оборудования по состоянию на 01.10.2014 по направлениям составило:

ПС 35-220 кВ – план 9 мес. – 53 шт., факт 9 мес. – 53 шт., что составляет 100% от плана года. План года – 53 шт.

ВЛ 35-220 кВ – план 9 мес. – 76 шт., факт 9 мес. – 76 шт., что составляет 100% от плана года. План года – 76 шт.

ВЛ 0,4-10 кВ – план 9 мес. – 1086 шт., факт 9 мес. – 1086 шт., что составляет 100% от плана года. План года – 1086 шт.

ТП – план 9 мес. – 954 шт., факт 9 мес. – 954 шт., что составляет 100% от плана года. План года – 954 шт.

В планах-графиках ремонтов учитываются мероприятия предусмотренные актами технического освидетельствования выполненного хозяйственным способом.



Наименование

Факт 2014 год

План на 2014 год

 Ввод

Вывод 

Ввод 

Вывод

ВЛ-110 кВ

0

0

0

0

ВЛ-35 кВ

0

0

0

0

ВЛ-КЛ-6-10 кВ

2,176

0,855

0

0

ВЛ-КЛ-0,4 кВ

4,246

1,763

5,983

5,583

ПС 35-110 кВ

10

6,3

32

0

Итого

16,422

8,918

37,983

5,583

Наименование

Факт 2014 год

План на 2014 год

 Ввод

Вывод 

 Ввод

Вывод 

ВЛ-110 кВ

0

0

68,63

53,494

ВЛ-35 кВ

0

0

0

0

ВЛ-КЛ-6-10 кВ

8,097

5,568

25,097

25,097

ВЛ-КЛ-0,4 кВ

41,710

22,489

54,639

50,707

Итого

49,807

28,057

148,366

129,298

Анализ аварий за два года приведен в таблице № 3.

Таблица № 3

Период

Аварии по п.4 Правил

Аварии по п.5 Правил

Недоотпуск электроэнергии по авариям и инцидентам, тыс. кВт.ч

Экономичес-кий

ущерб,

тыс.руб.

всего

всего

2013 г.

0

285

510,22

2648,106

2014 г.

0

9

459,36

1623,833

филиал ОАО «МРСК Волги» - «Саратовские РС»

В соответствии с инвестиционной программой филиала ОАО «МРСК Волги» - «Саратовские РС» на период 2014 – 2018 гг., утвержденной Министерством промышленности и энергетики Саратовской области проводятся работы по реконструкции и техническому перевооружению объектов капитального строительства.

Северо-Кавказский федеральный округ
Кавказское управление

Филиал ОАО « ФСК ЕЭС» МЭС Юга



Темпы замены оборудования в Ставропольском ПМЭС приведены в таблице.


№ п/п

Наименование

Класс напряжения, кВ

Общее кол-во оборудования

Кол-во замененного оборудования в 2011-2014 гг

1

Силовые трансформаторы

500

6

0

330

25

3

10

50

6

2

Выключатели

500

5

1

330

75

38

110

162

7

35

16

3

3

Трансформаторы тока

500

12

0

330

249

51

110

514

139

35

31

16

4

Трансформаторы напряжения

500

6

0

330

169

24

110

97

3

35

19

0

10

78

14

ОАО « МРСК Северного Кавказа»

Износ основных производственных фондов составляет 71,8% , в том числе: ВЛ 35 кВ и выше 65,0%, распределительных сетей 20 кВ и ниже – 72,%, подстанций 35 кВ и выше – 76,5%.

Учитывая планируемые объемы инвестиций на реконструкцию и техническое перевооружение согласно утвержденной инвестиционной программе на 2012-2017 годы в обозримой перспективе изменить тенденцию по дальнейшему увеличению уровня износа основных фондов не удастся (при оптимистичном варианте – уровень износ останется на достигнутом уровне). Для обеспечения реновации оборудования и снижения уровня износа необходимо изыскание возможностей увеличения объемов инвестиций за счет нетарифных источников.

Выполнение капитальных, средних и текущих ремонтов энергетического оборудования ведется в соответствии с действующей системой планово-предупредительного ремонта, определенной требованиями нормативно-технической документации.

В связи со спецификой работы сетевой компании вводы и выводы оборудования в (из) эксплуатацию осуществляется синхронно в рамках плана реконструкции, технического перевооружения, модернизации эксплуатируемого оборудования.
Филиал ОАО « ОГК-2» Ставропольская ГРЭС

В Филиале ОАО «ОГК-2» Ставропольская ГРЭС в соответствии с требованиями действующих НТД своевременно проводятся ремонты, освидетельствования, обследования, диагностирование оборудования зданий и сооружений, в т.ч. и отработавших нормативный срок службы, с целью установления возможности их дальнейшей эксплуатации.

Все производственные здания и сооружения филиала, находящиеся в эксплуатации более 25 лет подверглись комплексному обследованию с привлечением специализированной организации. По результатам комплексных обследований и проведенных экспертиз промышленной безопасности продлен дальнейший срок эксплуатации зданий и сооружений.

Турбины паровые К-300-240-2 (8 шт.) отработали расчетный ресурс (170000 часов). В соответствии с Экспертными заключениями, выданными ОАО «ВТИ» после проведения технических обследований всем паровым турбинам назначены индивидуальные ресурсы и продолжается их дальнейшая эксплуатация.

Имеется и выполняется многолетний график технического освидетельствования основного электрооборудования. На основании заключения специалистов ГП завод «Электротяжмаш», проводивших обследование турбогенератора блока № 2 в 2008 г. была произведена замена статора генератора. В соответствии с заключениями ООО ЗТЗ «Сервис» и НИЦ ВВА о возможных рисках при дальнейшей эксплуатации трансформаторы АТ-301, АТ-302 в 2012 г. были заменены на АТ-306.

При ремонте генераторов и трансформаторов учитываются и выполняются рекомендации, данные специализированными организациями при комплексных обследованиях.

Модернизация, реконструкция турбин, генераторов, трансформаторов до 2015 года не планируется. В связи с пересмотром концепции кампании ОАО «ОГК-2» по строительству новых блоков, программа ТПиР филиала до 2015г на данный момент пересматривается.
Филиал ОАО «Энел Россия» Невинномысская ГРЭС

Для определения технического состояния основных производственных зданий и сооружений Невинномысской ГРЭС в 2013 году, согласно утвержденному графику, проведены комплексные технические обследования с экспертизой промышленной безопасности главных корпусов и сооружений, находящихся на опасном производственном объекте. Состояние зданий и сооружений по результатам работ, выполненных специализированной организацией оценивается, как работоспособное.

По результатам обследований запланированы работы по текущим и капитальным ремонтам зданий и сооружений на 2014-2015 гг. и продлен срок эксплуатации основных производственных зданий и сооружений электростанции до 2017 года.

В 2011 году проведено техническое освидетельствование гидротехнических сооружений электростанции. По результатам проведенного обследования, уровень технического состояния ГТС Невинномысской ГРЭС оценивается как работоспособный.

В 2011 году завершена крупномасштабная реконструкция циркуляционных стальных водоводов в две нитки, диаметром 3 м, протяженностью 4200 м. Также проведены работы по реконструкции аварийных маслобаков.

В 2011 году введены в эксплуатацию здания и сооружения парогазовой установки, мощностью 410 МВт общим строительным объемом 203 176,47м3.

Ежегодно выполняются текущие ремонты зданий и сооружений по результатам периодических осмотров и обследований зданий и сооружений. На 2014 ÷ 2015 годы запланированы капитальные ремонты и реконструкции гидротехнических сооружений, сооружений мазутного хозяйства, дымовых труб, а также запланированы ремонтные работы по результатам обследований зданий и сооружений.
Филиал ОАО « РусГидро»

Каскад Кубанских ГЭС

Все оборудование, здания и сооружения гидроэлектростанций Каскада Кубанских ГЭС находятся в технически исправном, работоспособном состоянии, соответствуют действующим НТД. Оборудования, отработавшего нормативный срок, с учетом продления индивидуального срока безопасной эксплуатации, нет. Зданий и сооружений, отработавших нормативный срок – нет. В ОАО «РусГидро» организована постоянно действующая экспертно-техническая комиссия (ЭТК) по оценке состояния оборудования, зданий и сооружений и продлению срока службы, активов отработавших нормативный ресурс.

Все замечания и рекомендации актов комплексных обследований, технического освидетельствования, заключений экспертиз устраняются и реализуются в составе производственных программ Филиала – программы ТПиР, программы ремонтов и программы ТО.

Программа технического перевооружения и реконструкции филиала ОАО «РусГидро»-«Каскад Кубанских ГЭС» включает в себя Программу комплексной модернизации. Программа комплексной модернизации предусматривает обновление основных фондов объектов на основе применения современного технологического оборудования, строительных материалов и конструкций, систем автоматики с созданием единой системы автоматического управления Каскадом. Срок окончания реализации ПКМ - 2025г.
Филиал ОАО «РусГидро»-«Северо-Осетинский филиал»

Обследования состояния гидротехнических сооружений Филиала ОАО «РусГидро»-«Северо-Осетинский филиал» показали, что гидротехнические сооружения и механическое оборудование находятся в работоспособном состоянии, и их дальнейшая безопасная эксплуатация обеспечена.

Электрооборудование ГЭС эксплуатируется более 50 лет:

Гизельдонская ГЭС – с 01.01.1935 года

Дзауджикауская ГЭС – с 15.06.1950 года

Эзминская ГЭС – с 03.03.1955 года

Текущее состояние гидромеханического оборудования ГЭС :

- частыми обрывами цепных соединений подъемных механизмов затворов, и, как следствие, возможные переливы воды через гребень сооружений, размывы, селевые наносы, разрушения узлов ГТС.

- заносами сегментных затворов водосброса головного узла наносами, что приводит к увеличению подъемных усилий и неоднократно вызывало повреждение их грузоподъемных механизмов. Ремонт сегментных затворов и их уплотнений затруднителен, не предусмотрена установка перед ними ремонтных затворов;

- недостаточной оснащенностью средствами контроля;

- эксплуатирующиеся СУР имеют конструктивные недостатки, из-за неучтенных повышенных скоростей и разнородности потока, приводящие к разрушению элементов секций решеток и их закладных частей.

Действующий парк гидросилового и гидромеханического оборудования ГЭС (гидротурбины с системами регулирования, управления и комплексом вспомогательного оборудования) выработал свой ресурс – срок эксплуатации более 55 лет.

В настоящее время эксплуатация изношенного оборудования ГЭС приводит к вынужденному увеличению простоя оборудования в ремонтах (по отношению к нормативным срокам), сокращению межремонтного периода до одного года (вместо нормированных ПТЭ 5-7 лет), увеличению числа отказов, ухудшению экологических характеристик оборудования.

По гидроагрегатам (гидротурбинному и гидрогенераторному оборудованию) Эзминской, Гизельдонской, Дзауджикауской, Беканской ГЭС:

Гидротурбинное и гидрогенераторное оборудование характеризуется продолжительным сверхнормативным сроком эксплуатации, сильным износом и частым отказов узлов и отдельных деталей, сокращенным межремонтным интервалом и увеличенным сроком простоя при капремонтах.

МНУ эксплуатируются с начала эксплуатации ГЭС, поэтому выработали свой ресурс. Сервомоторы находятся под постоянным перетоком масла, в связи с чем насосы МНУ физически изношены.

Морально и физически устаревшие системы регулирования скорости гидроагрегатов котельного типа с механическими регуляторами РС-3000, М2-3000, направляющие аппараты Эзминской, Гизельдонской, Дзауджикауской, Беканской ГЭС не обеспечивают в автоматическом режиме необходимую регулировку, работают фактически как пуско-останавливающие устройства, требуют значительного объема ручного управления.

Автоматика управления и контроля ГА, вспомогательное оборудование ГА морально и физически устарели, дефицит запасных частей, ремонт оборудования практически невозможен, так как комплектующие давно сняты с производства.

Значительный объем ручного управления, вследствие не обеспечения в автоматическом режиме необходимой регулировки системами регулирования скорости гидроагрегатов, являются потенциальной причиной повышения травматизма эксплуатационного персонала.

Ремонты и технические освидетельствования проводятся в соответствии с утвержденными графиками. Техническое освидетельствование для основного оборудования было проведено с участием представителя Ростехнадзора в октябре 2013 г., заключение: «состояние оборудования удовлетворительное и пригодно к дальнейшей эксплуатации», следующее тех освидетельствование будет проведено в 2018 г.

Ввода оборудования во 2014 году не было. В соответствии с программой технического перевооружения и реконструкции (ТПиР) в Филиале запланирована комплексная реконструкция основного и вспомогательного оборудования со сроком исполнения в 2018-2025 гг.




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