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



страница9/10
Дата31.07.2016
Размер1.87 Mb.
ТипАнализ
1   2   3   4   5   6   7   8   9   10

Омская область

Омский филиал ОАО «ТГК-11»

Износ основного оборудования Омского филиала ОАО «ТГК-11» составляет 75%. Из 68 агрегатов (котлы, турбины), установленных в подразделениях Омского филиала ОАО «ТГК-11» 51 агрегат отработал парковый ресурс.

По результатам проведенных технических освидетельствований все оборудование, отработавшее нормативный срок службы, находится в работоспособном состоянии, и для него оформлено продление паркового ресурса.

Протяженность тепловых сетей (в двухтрубном исчислении) – 6071,2 км.

Из них со сроком эксплуатации 25 лет и более – 406,8 км., что составляет 13,4%.

В 2013 году завершено строительство парогазовой установки мощностью 90 МВт и  модернизация и реконструкция турбоагрегата ПТ-50-130 ст. № 12 на ТЭЦ-3.

В 2014 году произведена  модернизация и реконструкция турбоагрегата Р-50-130 ст. № 13 с заменой разъединителя 1, 2 СШ РЛНО-110-II-600, выключателя ВВ 110/600 на ТЭЦ-3.

В октябре 2014 года произведена замена трансформатора ст. № 1Т ТДЦ –125000-110-70 на ТЭЦ-5.


Филиал ОАО «МРСК Сибири - Омскэнерго»

Износ оборудования сетевого комплекса филиала «МРСК Сибири»-«Омскэнерго» составляет: ПС 35-110 кВ – 66%, ТП 6-10 кВ – 67,4%, ВЛ 35-110 кВ – 62,6%, ВЛ 0,4-10 кВ – %.

Выполнение плана капитальных вложений по инвестиционной программы в 2013 году при плане 730 982 тыс. руб. составило 873 101 тыс. руб.

Ввод ЛЭП в рамках инвестиционной программы в 2013 году при плане 100,57 км составило 359,2 км. Ввод трансформаторных мощностей в 2013 году при плане 32,83 МВА составил - 70,58 МВА.

Планом Инвестиционной программы филиала «Омскэнерго» на 2012-2017гг., утвержденной субъектом приказом РЭК Омской области от 30.09.2013г. № 159/50, в 1 полугодии 2014 г. запланировано освоение капитальных вложений в объеме 281, 437 млн. руб. без НДС.

Фактическое освоение капитальных вложений за 9 месяцев 2014 г. при плане 426,723 млн. руб. составило 457,334 млн. руб. без НДС, или 107 %.

В 2014 году произведена замена 22 масляных выключателей 10 кВ (в 2011году -3, в 2012 году -0, в 2013 году - 6) , высоковольтных вводов 35 кВ – 29 шт. (в 2011году -2, в 2012году - 0, в 2013 году - 12), высоковольтных вводов 110 кВ – 58 шт. (в 2011году -4 , в 2012году – 0, в 2013 году - 3), устройств РЗ и А-6 комплектов (в 2011году -4 , в 2012 году -0, в 2013 году - 3).
Омское предприятие МЭС филиал ОАО «ФСК ЕЭС»

Износ оборудования сетевого комплекса Омского ПМЭС филиал ОАО «ФСК ЕЭС» составляет: ПС 220-500 кВ – 62,5%, ПС 110 кВ – 78%, ВЛ 220-500 кВ – 67%, ВЛ 110 кВ – 73%.

В соответствии с утвержденной Минэнерго России инвестиционной программой ОАО «ФСК ЕЭС» на 2013-2017 гг., в 2013 году в зоне ответственности Омского ПМЭС закончен строительством 1 объект комплексной реконструкции КТПР ПС 220кВ Московка на 1 683,312 млн. руб.

В 2014 году на ПС-500кВ «Таврическая» произведена замена РПН на силовом трансформаторе АТ-1.

В целях повышения надежности электроснабжения потребителей в рамках инвестиционной программы на ПС 220 кВ «Называевская» в ноябре 2014 года выполнены работы по замене коммутационных аппаратов (ОД, КЗ) на элегазовый выключатель и защит автотрансформатора и ВЛ-220 кВ Д-9.

Также отделитель-короткозамыкатель, с заменой защит, был заменен на элегазовые выключатели на ПС 110 кВ «Полтавская» и ПС 220 кВ «Загородная». На ПС 220 кВ «Загородная» также заменен щит постоянного тока и 2 выпрямительных зарядных устройств.

В рамках выполнения технологического присоединения ПС 220 кВ «Нефтезаводская» произведена замена защит на ВЛ ПС 220 кВ «Лузино» и ПС 220 кВ «Ульяновская».
Томская область

Томский филиал ОАО «ТГК-11»

Износ основного оборудования Томского филиала АО «ТГК-11» составляет 49%. Из 31 агрегатов (котлы, турбины), установленных в подразделениях Томского филиала ОАО «ТГК-11» 12 агрегат отработал парковый ресурс.

По результатам проведенных технических освидетельствований все оборудование, отработавшее нормативный срок службы, находится в работоспособном состоянии, и для него оформлено продление паркового ресурса.

Общая протяженность магистральных тепловых сетей централизованного теплоснабжения (в двухтрубном исчислении) – 130,884 км.

Из них со сроком эксплуатации 25 лет и более – 63,97 км, что составляет 48,9%.

В декабре 2012 года введена в эксплуатацию газотурбинная установка мощностью 14,7 МВт и тепловой мощностью – 19,47 Гкал/час.


Филиал ОАО «ФСК ЕЭС» Томское ПМЭС

Выполнение ремонтов и технического освидетельствования энергетического оборудования.



Все работы по капитальному и среднему ремонту проводятся в соответствии с утвержденными планами:

Наименование работ

Ед. изм

План на 2013 год

Факт на 31.12.13 год

План на 2014 год

Факт

1

2

3

4

5

7

Ручная расчистка трассы,

га

1322,66

1322,66

1593,69

1593,69

Замена изоляторов

шт

533

534

424

424

Ремонт фундаментов, анкерных плит

шт

806

806

665

665

Замена (усиление) опор

шт

42

45

22

22

Ремонт AT

фаз

3

3

3

3

Ремонт выключателей

шт

73

75

64

64

Ремонт разъединителей

фаз

210

210

423

423

ЦП по замене вводов

шт

21

21

14**

14**

ЦП по замене ОСИ

шт

648

648

732**

732**



ТЭЦ ОАО «Сибирский химический комбинат»

Северская ТЭЦ с электрической мощностью 549 МВт является частью Объединенной энергетической системы Сибири. Северская ТЭЦ входит в состав ОАО «Сибирский химический комбинат» (далее по тексту – ОАО «СХК») и осуществляет свою деятельность на основании «Положения о филиале в городе Северске», утвержденного 20.12.2013 Советом директоров ОАО «Объединенная теплоэнергетическая компания» (далее по тексту – ОАО «ОТЭК»).

Управление Северской ТЭЦ осуществляется ОАО «ОТЭК» на основании договора от 01.07.2014 № 1э «На эксплуатацию, техническое обслуживание и ремонт имущества» между ОАО «СХК» и ОАО «ОТЭК».
Алтайский край и Республика Алтай

На территории Алтайского края эксплуатируются 7 тепловых электростанций, одна газотурбинная электростанция, с общей установленной электрической мощностью 1663,1 МВт и тепловой 5785,5 Гкал/час, износ оборудования приведен в таблице 1.

Таблица 1- Износ оборудования объектов комбинированной выработки тепловой и электрической энергии


Техническое устройство

Количество, ед

Доля отработавшего нормативный срок службы оборудования

Паровые котлы

53

54,7%

Водогрейные котлы

7

85,7%

Паровые турбины

33

62,8%

Генераторы

33

54,1%

Силовые трансформаторы

21

65,2%

Разъединители

217

61,8%

Выключатели

60

62%


ОАО «ФСК ЕЭС» филиал «Западно-Сибирское предприятие магистральных электрических сетей»

Износ оборудования объектов электросетевого хозяйства



ВЛ/ПС

Кол-во

Ед. изм.

Доля отработавшего нормативный срок службы оборудования

Оборудование ПС

(трансформаторы, разъединители выключатели)



2720

ед.

44,74%

Протяженность ВЛ

(по трассе)



2474,4

км

63,33%

Здания и сооружения

428

ед.

38,4%


ОАО «МРСК Сибири» филиал «Горно-Алтайские электрические сети»

Износ оборудования объектов электросетевого хозяйства



ВЛ/ПС

Кол-во

Ед. изм.

Доля отработавшего нормативный срок службы оборудования

ПС 35-110 кВ

24

шт.

87%

КТП-10/0,4 кВ


1260

шт.

47%

ВЛ 35-110 кВ

1551,5

км

24%

ВЛ 0,4-10 кВ

5353,1

км

76%


ОАО «МРСК Сибири» филиал «Алтайэнерго»

Износ оборудования объектов электросетевого хозяйства



ВЛ/ПС

Кол-во

Ед. изм.

Доля отработавшего нормативный срок службы оборудования

Оборудование ПС


324

ед.

71,3%

Протяженность ВЛ

(по трассе)



52227,15

км

37%

Здания и сооружения

725

ед.

71%

Сравнительный анализ замены энергетического оборудования за период 2011 по 2014гг.



Оборудование электроэнергетики

Заменено в 2011г.

Заменено в 2012г.

Заменено в 2013г.

Заменено в 2014г.

единиц

Паровые котлы

0

0

0

0

Водогрейные котлы

0

0

0

0

Паровые турбины

0

0

1

1

Генераторы

0

0

1

1

трансформаторы

9

6

2

3

выключатели

65

72

7

9

Разъединители

107

14

17

19



Кемеровская область

ОАО «Кузнецкая ТЭЦ»

Износ основного генерирующего оборудования станции составляет- 75%.

Доля оборудования, которое превысит нормативный срок службы в последующие 10 лет составляет - 0%, при этом для паровых котлов, водогрейных котлов, турбоагрегатов в период 2013-2017 гг. будет получено продление паркового ресурса по результатам запланированной к проведению модернизации - 0%.

Износ основного электротехнического оборудования Кузнецкой ТЭЦ составляет 69%,

Доля отработавшего нормативный срок службы электротехнического оборудования составляет 33%.

По результатам проведенных технических освидетельствований все оборудование, отработавшее нормативный срок службы, находится в работоспособном состоянии. Доля оборудования, которое превысит нормативный срок службы в последующие 10 лет, составляет 17%.


ТЭЦ ООО «Юргинский машзавод»

Износ основного генерирующего оборудования станции составляет- 70%.

Доля оборудования, которое превысит нормативный срок службы в последующие 10 лет составляет - 40%, при этом для паровых котлов, водогрейных котлов, турбоагрегатов в период 2013-2017 гг. будет получено продление паркового ресурса по результатам запланированной к проведению модернизации - 10%.

Износ основного электротехнического оборудования ТЭЦ составляет 70%,

Доля отработавшего нормативный срок службы электротехнического оборудования составляет 62%. По результатам проведенных технических освидетельствований все оборудование, отработавшее нормативный срок службы, находится в работоспособном состоянии. Доля оборудования, которое превысит нормативный срок службы в последующие 10 лет, составляет 28%.
ОАО «Каскад-энерго»

Износ основного генерирующего оборудования станции составляет 34%

Доля оборудования, которое превысит нормативный срок службы в последующие 10 лет составляет 19% при этом для 1го котлоагрегата в период 2013-2017 гг. будет получено продление паркового ресурса по результатам запланированной к проведению модернизации

Износ основного электротехнического оборудования составляет 30%,

Доля отработавшего нормативный срок службы электротехнического оборудования составляет 14%. По результатам проведенных технических освидетельствований все оборудование, отработавшее нормативный срок службы, находится в работоспособном состоянии. Доля оборудования, которое превысит нормативный срок службы в последующие 10 лет, составляет 14%.

В качестве ключевых мероприятий инвестиционной программы следует выделить следующие:

Провели реконструкцию системы коммерческого учёта тепловой энергии и теплоносителя на источнике тепла и получили свидетельство об утверждении типа средства измерения № 54494;


  • Ввели в эксплуатацию систему пожарной сигнализации, системы оповещения и управления эвакуации при пожаре и заключили договор на обслуживание со специализированной организаций;

  • Смонтированы системы и проведены пробные пуски в работу аспирационной системы тракта углеподачи и углеприёма, которая состоит из семи подсистем. До конца года работы будут завершены;

  • Проведена реконструкция распределительного устройства 6кВ с заменой высоковольтных ячеек, шинного моста и ошиновки, от Ростехнадзора получен допуск на эксплуатацию, что в свою очередь обеспечит повышение надёжности электроснабжения предприятия и как следствие повышает надёжность теплоснабжения конечного потребителя.

Выполнены все замечания Ростехнадзора при проверке готовности предприятия к ОЗП 2013-2014 г.г.

Для реализации выполнения природоохранных мероприятий:

разработаны проектные решения по модернизации газоочистительных установок котлов;

проводиться обследование, определение направления модернизации станции с разработкой технико-экономического обоснования реконструкции основного котельного и вспомогательного оборудования с целью повышения эффективности процессов сжигания угольного топлива;

проводиться производственный контроль промышленных выбросов от организованных источников, заключён договор со специализированной лабораторией на выполнение работ по ежеквартальному проведению анализов выбросов, определение КПД газоочистительных установок, анализов атмосферного воздуха и измерение шума на границе санитарно-защитной зоны предприятия;

проводиться производственный контроль в области обращения с отходами производственной деятельности предприятия - ведется учёт, контроль сбора, хранения и транспортирования образованных отходов, заключены договора с организациями, имеющими специальные разрешения на их утилизацию, захоронение и хранение;

проводиться производственный контроль соблюдения требований "Санитарные правила устройства и эксплуатации систем централизованного горячего водоснабжения" заключён договор со специализированной лабораторией на выполнение работ по ежемесячному проведению анализов санитарно-химического и микробиологического анализа горячей воды.

Помимо плановых ремонтов на предприятии для поддержания безаварийной и бесперебойной работы установленного оборудования, непрерывно ведутся работы по реконструкции и модернизации направленные на повышение эффективности, безопасности и надежности работы станции. С этой целью проводятся и намечаются к выполнению в ближайшие пять лет следующие стратегические планы предприятия по реализации крупных проектов:

планируется разработка проекта и выполнение реконструкции автоматизации водогрейных котлов;

в планах реконструкция схемы химводоподготовки с применением пластинчатых теплообменников с обновлением автоматизации процесса;

реконструкция центрального теплового пункта с установкой пластинчатых теплообменников бойлерной группы с обновлением автоматизации процесса;

запланирована работа по разработке проектной документации по реконструкции

распределительного устройства 0,4 кВ и внедрение;

модернизация газоочистительных установок котлов;

проводиться обследование, определение направления модернизации станции с разработкой технико-экономического обоснования реконструкции основного котельного и вспомогательного оборудования с целью повышения эффективности процессов сжигания угольного топлива.
ОАО «Южно-Кузбасская ГРЭС»

Износ основного генерирующего оборудования станции составляет 84%.

Доля оборудования, которое превысит нормативный срок службы в последующие 10 лет составляет 89% при этом для 6 турбоагрегатов (ст.№1, 2, 3, 4, 6, 7) и 11 (ст.№1, 2, 3, 4, 6, 7) котлоагрегатов в период 2015-2019 гг. будет получено продление паркового ресурса по результатам запланированной к проведению модернизации.

Износ основного электротехнического оборудования составляет 80%,

Доля отработавшего нормативный срок службы электротехнического оборудования составляет 60 %. По результатам проведенных технических освидетельствований все оборудование, отработавшее нормативный срок службы, находится в работоспособном состоянии. Доля оборудования, которое превысит нормативный срок службы в последующие 10 лет, составляет 91%.

В планы ремонтной деятельности ежегодно включаются и выполняются мероприятия, предусмотренные актами комплексных обследований, технических освидетельствований, заключений экспертиз промышленной безопасности. Ремонт и техническое освидетельствование энергетического оборудования выполняется в соответствии с годовыми и ежемесячными графиками, согласованными с системным оператором.


Беловской ГРЭС ОАО «Кузбассэнерго»

Срок эксплуатации паровых турбин энергоблоков 1, 2, 3, 4, 5, 6 Беловской ГРЭС ОАО «Кузбассэнерго» не превышает парковый ресурс. В последующие 10 лет наработка паровых турбин ст.№1, 2, 3, 5 превысит парковый ресурс.

Паровые котлы энергоблоков 1, 2, 3, 4, 5, 6 Беловской ГРЭС отработали нормативный срок эксплуатации. В настоящее время по всем котлам получено продление паркового ресурса по результатам проведенных ЭПБ.

Доля отработавшего нормативный срок службы электротехнического оборудования составляет: генераторов - 100%, силовых трансформаторов - 70%, высоковольтных выключателей 110кВ, 220кВ, 500кВ – 82%, разъединителей 110кВ, 220кВ, 500кВ – 93%,. По результатам проведенных технических освидетельствований все оборудование, отработавшее нормативный срок службы, находится в работоспособном состоянии. Доля электротехнического оборудования, которое превысит нормативный срок службы в последующие 10 лет - не изменится.

В 2012-2014гг проведена реконструкция, тех. перевооружение энергоблоков ст.№№ 4,6 Беловской ГРЭС с заменой основного генерирующего оборудования:

паровые турбины К-225-12,8-3М – 2шт.;

генераторы ТВВ-220-2ЕУЗ -2шт.;

силовые трансформаторы ТДЦ-315000/220У1 – 2шт.;

силовые трансформаторы ТРДНС-32000/35У1– 2шт.;

выключатели 220кВ Siemens-3AP1DT – 2шт.;

разъединители 220кВ РГ-1-220 – 8шт.
Томь-Усинской ГРЭС

Износ основного генерирующего оборудования станции составляет 72%.

Доля оборудования, которое превысит нормативный срок службы в последующие 10 лет составляет 0%.

Износ основного электротехнического оборудования Томь-Усинской ГРЭС составляет 66%,

Доля отработавшего нормативный срок службы электротехнического оборудования составляет 66%. По результатам проведенных технических освидетельствований все оборудование, отработавшее нормативный срок службы, находится в работоспособном состоянии. Доля оборудования, которое превысит нормативный срок службы в последующие 10 лет, составляет 0%.
Филиал ОАО «МРСК Сибири» - «Кузбассэнерго-РЭС»

В целом по предприятию выработан нормативный срок эксплуатации более чем 72% оборудования ПС 35-110 кВ, ТП, РП и СП 6-10 кВ, более 33% ВЛ 0,4-110 кВ. Физический износ оборудования при этом достигает 70%.

В целях повышения надёжности электросетевого комплекса ОАО «МРСК Сибири», по результатам проведённого анализа аварийности за 2011-2012 гг., определения приоритетных направлений в финансировании ремонтных и инвестиционных программ по Обществу на период 2014-2018гг. сформированы программы мероприятий направленные на повышение надёжности электросетевого комплекса филиала ОАО «МРСК Сибири» - «Кузбассэнерго-РЭС».

Выполнение плана капитальных вложений по инвестиционной программы в 2013 году при плане 843 929 тыс. руб. составило 942 891 тыс. руб.

Ввод ЛЭП в рамках инвестиционной программы в 2013 году при плане 21,644 км составило 100,419 км. Ввод трансформаторных мощностей в 2013 году при плане 158,910 МВА составил – 163,348 МВА.

Планом Инвестиционной программы филиала «Кузбассэнерго-РЭС» на 2013-2018гг., утвержденной Заместителем губернатора по угольной промышленности и энергетике Кемеровской области А.А. Гаммершмидтом 03.06.2013г., в 1 полугодии 2014 г. запланировано освоение капитальных вложений в объеме 110,095 млн. руб. без НДС.

Фактическое освоение капитальных вложений за 9 месяцев 2014 г. при плане 460,321 млн. руб. составило 577,933 млн. руб. без НДС, или 126 %.
ОАО «Северо-Кузбасская энергетическая компания» (ОАО СКЭК»)

В эксплуатации ОАО «СКЭК» находится одна ПС 110/6кВ и шесть ПС 35/6(10) кВ, работы по замене оборудования на которых были выполнены следующие:

- за период с 2006г. по настоящее время на 5 подстанциях 35кВ была произведена замена масляных выключателей 35кВ на элегазовые, общей численностью 10шт;

- в 2014г. на ПС 110кВ была произведена замена РВС-110кВ и РВС-35кВ на ОПН-110кВ и ОПН-110кВ;

- за период 2013-2014гг. на 2 ПС 35кВ была произведена замена силовых трансформаторов 35кВ, общей численностью 3шт.
Кузбасское предприятие МЭС филиал ОАО «ФСК ЕЭС»


Наименование ПС/ВЛ

Ввод в эксплуатацию

Вывод из эксплуатации

Примечание

2011 год

ПС 220 кВ Еланская

АТ-2 – 250 МВА

В-220 АТ-2

В-110 АТ-2

БСК-2 – 52 МВАр

В-110 БСК-2


АТ-2 – 200 МВА

В-220 АТ-2

В-110 АТ-2

БСК-2 – 52 МВАр

В-110 БСК-2


Замена АТ на более мощный. Замена масляных выключателей на элегазовые. Замена морально и физически устаревшей БСК.

ПС 220 кВ ЗСМК

В-220 Евразовская-1

В-220 Евразовская-2



В-220 Евразовская-1

В-220 Евразовская-2



Замена масляных выключателей на элегазовые

ПС 500 кВ Кузбасская


ОРУ-500, ОРУ-220




Новое строительство

2012 год

ПС 500 кВ Юрга

ДГУ-0,4 кВ – 1 МВА




Дизель-генераторная установка является дополнительным источником питания для собственных нужд подстанции.

ПС 220 кВ ЗСМК

В-220 Кузбасская-1

В-220 Кузбасская-2






Новое строительство.


ПС 220 кВ Еланская

АТ-1 – 250 МВА

В-220 АТ-1

В-110 АТ-1

БСК-1 – 52 МВАр

В-110 БСК-1

В-110 Тальжино-1

В-110 Тальжино-2


АТ-1 – 200 МВА

В-220 АТ-1

В-110 АТ-1

БСК-1 – 52 МВАр

В-110 БСК-1

В-110 Тальжино-1

В-110 Тальжино-2


Замена АТ на более мощный. Замена масляных выключателей на элегазовые. Замена морально и физически устаревшей БСК.


ПС 500 кВ Кузбасская

АТ-1 – 801 МВА

Резервная фаза АТ –

267 МВА





Новое строительство


2013 год

ПС 500 кВ Юрга

В-110 Абразивная-1

В-110 Абразивная-2






Новое строительство

ПС 220 кВ Еланская

В-220 ТУГРЭС-1

В-110 ЮКГРЭС-ТУГРЭС-1

В-110 ЮКГРЭС-ТУГРЭС -2

В-110 Хвостохранилище-1

В-110 Хвостохранилище-2


В-220 ТУГРЭС-1

В-110 ЮКГРЭС-ТУГРЭС-1

В-110 ЮКГРЭС-ТУГРЭС -2

В-110 Хвостохранилище-1

В-110 Хвостохранилище-2


Замена масляных выключателей на элегазовые.

2014 год

ПС 220 кВ Еланская

В-110 Кузнецкая ТЭЦ-2

В-110 Кузнецкая ТЭЦ-3

В-110 МШВ


В-110 Кузнецкая ТЭЦ-2

В-110 Кузнецкая ТЭЦ-3

В-110 МШВ


Замена масляных выключателей на элегазовые.

ВЛ 220 кВ НКАЗ-2 – Ферросплавная I цепь

Шлейфовый заход ВЛ на РУ 220 кВ ГТЭС Новокузнецкая




Новое строительство. Протяженность 1,6 км.

ВЛ 220 кВ Еланская – Ферросплавная I цепь

Шлейфовый заход ВЛ на РУ 220 кВ ГТЭС Новокузнецкая




Новое строительство. Протяженность 0,4 км.




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