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



страница1/10
Дата10.05.2016
Размер1.87 Mb.
  1   2   3   4   5   6   7   8   9   10
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.

Центральный федеральный округ
Владимирская область

Предприятиями топливно-энергетического комплекса (далее – ТЭК), расположенными на территории Владимирской области в период с 2011-2014 гг., произведена замена следующего энергетического оборудования:



Год

Силовые трансформаторы

Выключатели воздушные, масляные

Разъединители

Количество оборудования требующего замены, шт.

Количество оборудования, которое заменено, шт.

Количество оборудования требующего замены, шт.

Количество оборудования, которое заменено, шт.

Количество оборудования требующего замены, шт.

Количество оборудования, которое заменено, шт.

2011

1

1

10

10

6

6

2012

11

1

2

2

8

8

2013

1

1

17

17

33

33

2014

1

1

4

4

3

3


Ивановская область

Предприятиями ТЭК, расположенными на территории Ивановской области в период с 2011 -2014 гг., произведена замена следующего энергетического оборудования:



Год

Силовые трансформаторы

Выключатели

масляные


Разъединители

Кол-во оборудования, требующее замены, шт.

Кол-во оборудования, которое заменено, шт.

Кол-во оборудования, требующее замены, шт.

Кол-во оборудования, которое заменено, шт.

Кол-во оборудования, требующее замены, шт.

Кол-во оборудования, которое заменено, шт.

2011

60

60

27

27

140

140

2012

42

42

32

32

112

112

2013

34

34

22

22

106

106

2014

32

Замена запланирована в 2015-2017 г.г.

11

8

2

Замена запланирована в 2017 г.

Физический износ оборудования на предприятиях ТЭК Ивановской области в среднем составляет 70-80% (сетевые организации), 45 % (генерирующие организации).


Костромская область
В ниже прилагаемых таблицах приведён перечень и сравнительные характеристики о темпах замены оборудования за отчётный период с 2011 по ноябрь 2014 г. подконтрольных предприятий ТЭК - филиала «Костромская ГРЭС» ОАО «Интер РАО – Электрогенерация», ОАО «ТГК-2» Верхне-Волжское управление Костромской ТЭЦ-1 Костромской ТЭЦ-2 и МУП «Шарьинская ТЭЦ».

Несмотря на значительный износ основных фондов на подконтрольных предприятиях техническое состояние оборудования находится в удовлетворительном состоянии. На всех предприятиях составляются и корректируются ежегодные и многолетние графики ремонтов оборудования. Проводятся работы по экспертизе промышленной безопасности, постоянно действующие комиссии с привлечением специализированных организаций проводится техническое освидетельствование технологических схем и оборудования с истёкшим установленной нормативно-технической документацией сроком службы на основании заключения которой продлевается срок безопасной эксплуатации оборудования.

Темпы замены оборудования за отчётный период с 2011 по ноябрь 2014 г. подконтрольных предприятий ТЭК по затрачиваемым средствам:

- филиал «Костромская ГРЭС» ОАО «Интер РАО – Электрогенерация» замена оборудования 2011 г.- 80201 тыс. руб. (27,5% от общего объёма тех. перевооружения реконструкции (ТП и Р), 2012г.- 132278 тыс. руб. (42.4% от общего объёма ТП и Р), 2013 г.- 53296 тыс. руб. (14,9% от общего объёма ТП и Р), 2014г.- 33127 тыс. руб. (12,6% от общего объёма ТП и Р)

- ОАО «ТГК-2» Верхне-Волжское управление Костромской ТЭЦ-1 Костромской ТЭЦ-2 2011 г.- 34232 тыс. руб., 2012 г. – 36932 тыс. руб., 2013 г. 10747 тыс. руб., 2014 г.- 4054 тыс. руб. Перекладка тепловых сетей: 2012 г.-21011 млн. руб., 2013 г. -25150 млн. руб., 2014 г.-39560 млн. руб.

- МУП «Шарьинская ТЭЦ» 2011г.-7605 тыс. руб., 2012г.- 3101 тыс. руб., 2014 г.- 790 тыс. руб. 2011 год - замена трубной системы подогревателя ПСВ-200-7-15 - 1487 тыс. руб.
Динамика перекладки тепловых сетей


Год


Перекладка в 2-х трубном исчислении

Стоимость

млн. руб.



2012

1002

21011

2013

1016

25150

2014

1169

39560


Московская область

Отдел по надзору за электрическими станциями и распределительными сетями Центрального управления Ростехнадзора осуществляет надзор за следующими основными субъектами электроэнергетики, расположенными на территории Московской области:

- ОАО «Московская объединенная электросетевая компания» (далее- ОАО «МОЭСК»);

- филиал ОАО «ФСК ЕЭС»- Московское ПМЭС;

- ОАО «Мосэнерго»;

- филиал ОАО «Э.ОН Россия» – Шатурская ГРЭС;

- филиал ОАО «РусГидро» - «Загорская ГАЭС»;

- филиал ОАО «Интер РАО – Электрогенерация» - Каширская ГРЭС.

Ниже в таблице 1 приведены сведения об оборудовании, отработавшем установленный нормативно технической документацией срок службы.

табл.1


ОАО «МОЭСК»

Наименование оборудования

Доля оборудования, отработавшего нормативный срок службы (%)

ПС 35 кВ и выше

68,2

ТП (КТП, ЗТП, РП, БКТП)

6-35/04 кВ



58,7

ВЛ 35 кВ и выше

25

ВЛ 0,4-20 кВ

64,3

КЛ 35 кВ и выше

47

КЛ 0,4-20 кВ

59,6

Филиал ОАО «ФСК ЕЭС»- Московское ПМЭС

ПС 220 кВ и выше

36

ВЛ 220 кВ и выше

60

ОАО «Мосэнерго»

ТЭЦ-17 - филиал ОАО «Мосэнерго»

Трансформаторы

100

ТЭЦ-22 - филиал ОАО «Мосэнерго»

Генераторы

100

Трансформаторы

100

ГРЭС-3 - филиал ОАО «Мосэнерго»

Трансформаторы

100

Трансформаторы

100

филиал Каширская ГРЭС ОАО "Интер РАО - Электрогенерация"

Генераторы

100

Трансформаторы

100

Шатурская ГРЭС филиал ОАО "Э.ОН Россия"

Трансформаторы

100

Турбогенераторы

100

В таблице 2 приведены сведения о фактическом износе оборудования (%), установленном на филиала ОАО «РусГидро»-«Загорская ГАЭС.



табл.2

Филиал ОАО «РусГидро»-Загорская ГАЭС

Наименование оборудования

Фактический износ оборудования по данным бухгалтерского учета (%)

Генератор-двигатель синхронный к гидравлической турбине вертикальной ВГДС-1025/245-40УХЛ4, №1

23,59

Генератор-двигатель синхронный к гидравлической турбине вертикальной ВГДС-1025/245-40УХЛ4, №2

19,97

Генератор-двигатель синхронный к гидравлической турбине вертикальной ВГДС-1025/245-40УХЛ4, №3

21,65

Генератор-двигатель синхронный к гидравлической турбине вертикальной ВГДС-1025/245-40УХЛ4, №4

20,82

Генератор-двигатель синхронный к гидравлической турбине вертикальной ВГДС-1025/245-40УХЛ4, №5

21,01

Генератор-двигатель синхронный к гидравлической турбине вертикальной ВГДС-1025/245-40УХЛ4, №6

19,72

Турбина гидравлическая радиально-осевая обратимая РОНТ 115/812-В-630-200мВт №1

23,59

Турбина гидравлическая радиально-осевая обратимая РОНТ 115/812-В-630-200мВт №2

19,97

Турбина гидравлическая радиально-осевая обратимая РОНТ 115/812-В-630-200мВт №3

21,65

Турбина гидравлическая радиально-осевая обратимая РОНТ 115/812-В-630-200мВт №4

20,82

Турбина гидравлическая радиально-осевая обратимая РОНТ 115/812-В-630-200мВт №5

21,01

Турбина гидравлическая радиально-осевая обратимая РОНТ 115/812-В-630-200мВт №6

19,72

Трансформатор силовой ТЦ-250000/500, РУ-500 кВ, Т-1

81,83

Трансформатор силовой ТЦ-250000/500, РУ-500 кВ, Т-2

25,40

Трансформатор силовой ТЦ-250000/500, РУ-500 кВ, Т-3

39,23

Трансформатор силовой ТЦ-250000/500, РУ-500 кВ, Т-4

38,89

Трансформатор силовой ТЦ-250000/500, РУ-500 кВ, Т-5

39,23

Трансформатор силовой ТЦ-250000/500, РУ-500 кВ, Т-6

39,23

Анализ состояния дел по замене оборудования топливно-энергетического комплекса показывает, что основным мероприятием по оценке технического состояния электротехнического оборудования отработавшего, установленный нормативно-технической документацией срок службы, является проведение периодического технического освидетельствования, что и предусмотрено требованиями пункта 1.5.2 правил технической эксплуатации электрических станций и сетей Российской Федерации.

По результатам проведения технического освидетельствования, как правило, комиссией принимается решение о продлении срока службы электротехнического оборудования. Критерием продления срока дальнейшей эксплуатации электротехнического оборудования является соответствие нормируемым параметров состояния оборудования.

Из сведений предоставленных хозяйствующими субъектами следует, что замена оборудования планируется, как правило, после истечения двух нормативных (установленных) сроков эксплуатации. Так, например на ТЭЦ-17-филиал ОАО «Мосэнерго» замена силовых трансформаторов с диспетчерскими наименованиями Т-45,Т-46,Т-47,Т-48,Т-50, введенными в эксплуатацию в период с 1955 по 1965 гг., планируется в течении 2015-2018 гг. При этом срок эксплуатации этих трансформаторов будет составлять 53-61 год, что в два и более раза превышает нормативный срок эксплуатации данного вида оборудования. Аналогичная ситуация с электротехническим оборудования на ТЭЦ-22-филиал ОАО «Мосэнерго», где генераторы, введённые в эксплуатацию в 1973, планируются к замене в 2019 году. При этом срок эксплуатации этих генераторов составит 46 лет, при нормативном - 25 лет.

Положение дел на Каширской ГРЭС – филиал ОАО «Интер РАО-Электрогенерация» не отличается в лучшую сторону, так например, силовые трансформаторы, введённые эксплуатацию в период с 1963 по 1967 годы, планируются к замене в 2015-2018 годах. При этом срок эксплуатации этих трансформаторов составит 50 лет, при нормативном - 25 лет.

Электросетевые компании Московского региона имеют инвестиционные программы и планируют проведение технического перевооружения и реконструкцию электросетевых объектов, но постоянная корректировка объемов и перенос сроков выполнения инвестиционных программ затрудняет объективную оценку выполнения этих программ с точки зрения сроков выполнения. При этом сроки эксплуатации электрооборудования объектов, подлежащих реконструкции и техперевооружению, значительно превышают нормативные.

Таким образом, замена электротехнического оборудования, отработавшего установленный нормативно-технической документацией срок службы, проводится крайне медленными темпами, не обеспечивающими поддержания отрасли в надлежащем техническом состоянии. При этом некоторые собственники делают упор на периодическое проведение технического освидетельствования электрооборудования с последующим продлением срок его эксплуатации, который значительно превышает нормативный.
Смоленская область

Отдел государственного энергетического надзора по Смоленской области (далее – Отдел) осуществляет надзор за следующими структурными подразделениями энергетических компаний ОАО «ФСК ЕЭС», ОАО «МРСК Центра», ОАО «Э.ОН Россия», ОАО «Квадра – генерирующая компания»:

- филиал ОАО «ФСК ЕЭС» Брянское ПМЭС;

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

- филиал «Смоленская ГРЭС» ОАО «Э.ОН Россия»;

- филиал ОАО «Квадра» - «Западная генерация»,

а также осуществляет надзор за объектами ООО «Дорогобужская ТЭЦ», а именно: Дорогобужская ТЭЦ, выделившееся из состава филиала ОАО «Квадра» - «Западная генерация» 01.03.2014 г.
Филиала ОАО «ФСК ЕЭС»- Брянского ПМЭС

Физический износ оборудования



Тип оборудования

%

Машин и оборудования

62,89

Сооружений

42,13

Общий

51,99

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



Наименование оборудования

БПМЭС

Трансформаторы и автотрансформаторы

80

Шунтирующие реакторы

75

Трансформаторы тока

45

Трансформаторы напряжения

70

Выключатели

65

В/ввода

42

Разъединители

82

ОПН

10

Компрессоры

8

ТП (КТП, ЗТП, РП, БКТП) 6-35/04 кВ

14,3

ВЛ 35 кВ и выше

85

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



Наименование оборудования

БПМЭС

Трансформаторы и автотрансформаторы

84,8

Шунтирующие реакторы

75

Трансформаторы тока

76,2

Трансформаторы напряжения

79

Выключатели

80

Разъединители

94

ОПН

10,7

ПС 35 кВ и выше

11

ТП (КТП, ЗТП, РП, БКТП) 6-35/04 кВ

42,8

ВЛ 35 кВ и выше

95


Филиала ОАО «МРСК Центра»- «Смоленскэнерго»

Физический износ оборудования



Тип оборудования

%

Трансформаторное оборудование (35-220 кВ)

96,02

Коммутационные аппараты (35-220 кВ)

74,9

Общий

86,05

Тип ВЛ

ВЛ 35 кВ и выше

68,6

ВЛ 0,4-20 кВ

69,1

КЛ 35 кВ и выше

79,07

КЛ 0,4-20 кВ

46,1

Общий

65,72

Сведения по оборудованию, отработавшему один нормативный срок

и более

Наименование оборудования

Филиала ОАО «МРСК Центра»-«Смоленскэнерго» %

ПС 35 кВ и выше

86

ТП (КТП, ЗТП, РП, БКТП) 6-35/04 кВ

78

ВЛ 35 кВ и выше

57

ВЛ 0,4-20 кВ

50

КЛ 35 кВ и выше

-

КЛ 0,4-20 кВ

65

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



Наименование оборудования

Филиала ОАО «МРСК Центра»-«Смоленскэнерго»

ПС 35 кВ и выше

10

ТП (КТП, ЗТП, РП, БКТП) 6-35/04 кВ

12

ВЛ 35 кВ и выше

15

ВЛ 0,4-20 кВ

25

КЛ 35 кВ и выше

-

КЛ 0,4-20 кВ

11


Филиала «Смоленская ГРЭС» ОАО «Э.ОН Россия»

Износ основных фондов СМГРЭС



Тип оборудования

%

Оборудования

66,26

Сооружений

50,18

Общий

64,21



Тип оборудования

Станционный номер

Дата ввода в эксплуатацию

Нормативный срок службы

Продленный срок службы

ТГВ-200М-У3

ТГ-1

12.01.1978г.

30

31.12.2016 г.

ТГВ-200М-У3

ТГ-2

31.05.1979г.

30

16.10.2019 г.

ТГВ-200М-У3

ТГ-3

31.12.1985г.

30

20.12.2018 г.

ТДЦ-250000/220-73У



31.12.1985г.

25

31.12.2016 г.

ТДЦ-250000/220-73У



31.05.1979г.

25

16.10.2019 г.

ТДЦ-250000/220-73У



12.10.2013г.

25

12.10.2038 г.

ТРДН-32000/220-73У1

10Т

28.11.1977г.

25

16.10.2019 г.

ТРДН-32000/220-73У1

20Т

21.08.1985г.

25

16.10.2019 г.

ТДТН-25000/220

ТС

01.03.1978г.

25

31.12.2016 г.

ТРДНС-25000/35-У1

21Т

12.01.1978г.

25

31.12.2016 г.

ТРДНС-25000/35-У1

22Т

31.05.1979г.

25

16.10.2019 г.

ТРДНС-25000/35-У1

23Т

31.12.1985г.

25

20.12.2018 г.

Доля основного оборудования (котлы, турбины, генераторы и трансформаторы), которое в последующие 10 лет превысит нормативный срок службы, составляет 94,4%.


Филиала ОАО «Квадра»- «Западная генерация»

Физический износ оборудования



Тип оборудования

%

Паровые котлы

99,5

Водогрейные котлы

89,2

Паровые турбины

100

Сведения по оборудованию, отработавшему один нормативный срок

и более, %

Наименование оборудования

Филиал ОАО «Квадра» - «Западная генерация»

Котлы энергетические

100

Котлы водогрейные

100

Турбины

100


ООО «Дорогобужская ТЭЦ»

Физический износ оборудования



Тип оборудования

%

Котельное оборудование

90

Генерирующие оборудование

80

Вспомогательное оборудование

80

Трансформаторное оборудование (35-220 кВ)

80

Коммутационные аппараты (35-220 кВ)

80

Общий

82,5

Сведения по оборудованию, отработавшему один нормативный срок

и более, %



Наименование оборудования

Дорогобужская ТЭЦ

Котельное оборудование

100

Генерирующие оборудование

40

Трансформаторное оборудование

(35-220 кВ)



90

Коммутационные аппараты (35-220 кВ)

90

Доля оборудования, которое превысит нормативный срок службы

в последующие 10 лет, %

Наименование оборудования

Дорогобужская ТЭЦ

Котельное оборудование

0

Генерирующие оборудование

60

Вспомогательное оборудование

15

Трансформаторное оборудование (35-220 кВ)

10

Коммутационные аппараты (35-220 кВ)

10

Сравнительная характеристика темпов замены оборудования за период 2011 – 2014 гг.



2011 год.

Замена оборудования не проводилась.



2012 год.

Филиал ОАО ФСК ЕЭС» Брянское ПМЭС

  1. ПС 330 кВ «Рославль» (установка и ввод в эксплуатацию трансформаторов напряжения 330 кВ- 2 шт., разъединителей 330 кВ – 4 шт., элегазовых выключателей 330 кВ - 1 шт., трансформаторы тока 330 кВ- 2 шт.).

2013 год.

Филиал ОАО ФСК ЕЭС» Брянское ПМЭС

  1. ПС 330 кВ «Талашкино» (замена автотрансформатора мощностью 200000 МВА на автотрансформатор АТДЦТН-250000/330/220-У-1).

  2. ПС 330 кВ «Рославль» (установка и ввод в эксплуатацию разъединителей 330 кВ – 1 шт., элегазовых выключателей 330 кВ -1 шт., трансформаторов тока 330 кВ- 2 шт.).

2014 год.

Филиал ОАО ФСК ЕЭС» Брянское ПМЭС

  1. ПС 220 кВ « Восток» (установка и ввод в эксплуатацию элегазовых выключателей 110 кВ- 5 шт., разъединителей 110 кВ -16 шт., трансформаторов напряжения- 3 шт.).

Филиал ОАО «Квадра»- «Западная генерация»

  1. Смоленская ТЭЦ-2 (замена блочного трансформатора ст. №3 на трансформатор ТДЦ -125000/110У1).

  1   2   3   4   5   6   7   8   9   10


База данных защищена авторским правом ©bezogr.ru 2016
обратиться к администрации

    Главная страница