close

Вход

Забыли?

вход по аккаунту

код для вставкиСкачать
Информация по Колымской ГЭС ОАО « Колымаэнерго»
1. Анализ технического состояния оборудования зданий, строений, сооружений (износ
активной части фондов, доля отработавшего нормативный срок службы
оборудования, доля оборудования, которое превысит нормативный срок службы в
последующие 10 лет, информация о продлении срока безопасной эксплуатации
основного оборудования).
4
1998
1982
5
184.00
184.00
6
40
30
7
2038
2012
8
471
1282
ГТ 03
ПЛД-45-2556-В-420
ЛМЗ
1984
184.00
30
2014
921
ГТ 04
ПЛД-45-2556-В-420
ЛМЗ
1988
184.00
30
2018
481
ГТ 05
ПЛД-45-2556-В-420
ЛМЗ
1994
184.00
30
2024
412
Индекс состояния, %
Количество
пусков
с
начала эксплуатации (шт.)
Год достижения паркового
ресурса (ПР)
(ПР),
Парковый ресурс
норма, (час/лет)
мощность
3
ЛМЗ
ЛМЗ
Год ввода
2
РО 868 М-В-410
ПЛД-45-2556-В-420
Завод-изготовитель
1
ГТ 01
ГТ 02
Турбина
Установленная
электрическая
(МВт)
Тип (марка) турбины
В состав Колымского гидроузла входят следующие сооружения:
водохранилище, плотина, подводящий канал, водосброс, водоприемник, станционный
узел (турбинные водоводы, подземное здание ГЭС, отводящий канал, ПТК включающий в
себя ЗРУ-220кВ, ГРУ, маслохозяйство, административные и другие производственные
помещения, подземные выработки). Ежегодно выполняется многофакторный анализ
состояния сооружений станции с обработкой данных инструментальных и визуальных
наблюдений, накопленных с начала эксплуатации, анализ данных натурных наблюдений
за состоянием плотины. В период с 2012 по 2014 гг. выполнены подводно-техническое
обследование нижнего и верхнего бъефа, инструментальное обследование зданий ЗРУ-220
кВ, Водосброса и Водоприемника. Результаты выполнения данных работ показали, что
гидротехнические сооружения станции находятся в работоспособном состоянии.
Инцидентов и аварий на ГТС за последний год не было.
В 2014 году завершены работы по восстановлению проектной геометрии гребня
плотины.
Техническое состояние гидротурбин Колымской ГЭС имени Фриштера Ю.И.
10
73,83
78,67
80,33
78,67
77,92
Техническое состояние гидротурбин Колымской ГЭС имени Фриштера Ю.И.
оценивается как «хорошее», средний индекс технического состояния гидротурбин
составляет 77,88%.
Техническое состояние гидрогенераторов Колымской ГЭС имени Фриштера Ю.И.
Станцион.
№
1
2
3
4
5
Тип
(марка)
СВ812/24028УХЛ4
Мощность,
МВт
Год
ввода
1982г.
1982г.
1984г.
1988г.
1994г.
180
180
180
180
180
Завод изготовитель
СибЭлектроТяжМаш
Срок
(час,лет)
службы
норма по
паспорту
40
40
40
40
40
Индекс
состояния
факт
52,17
50,67
47,5
48,33
47,5
31
31
29
25
19
Техническое состояние гидрогенераторов Колымской ГЭС имени Фриштера Ю.И.
оценивается как «удовлетворительное», средний индекс технического состояния
гидротурбин составляет 49,23%
Техническое состояние трансформаторов Колымской ГЭС имени Фриштера Ю.И.
Станционн
ый номер
Тип (марка)
трансформат
ора
Напряжение
(кВ)
Низш
ее
Высш
ее
Т-1
13,8
220
Т-2
13,8
Т-3
ТЦ250000/22071У1
13,8
Т-4
13,8
Т-5
13,8
220
220
220
220
Мощность
(МВ
А)
250,0
0
250,0
0
250,0
0
250,0
0
250,0
0
Год
ввод
а
Завод
изготовитель
Срок
(лет)
службы
норма
факт
25
32
25
25
25
31
1988
25
25
1991
25
22
1981
1988
"Запорожтрансформат
ор"
1982
Индекс
состоян
ия
76,17
79,67
76,17
79,67
78,67
Техническое состояние силовых трансформаторов Колымской ГЭС имени
Фриштера Ю.И. оценивается как «хорошее», средний индекс технического состояния
гидротурбин составляет 78,07%.
Показатели доли основного оборудования, отработавшего срок
нормативной эксплуатации:
№
Ключевой
показатель
1
2
1.Гидротурбины
1.1.
Всего установлено
Отработавшие срок
1.2.
нормативной
эксплуатации
1.3.
Доля
2.Гидрогенераторы
2.1.
Всего установлено
Ед.из
м.
Значение показателя
2014
2015
2016
2017
2018
2019
3
4
5
6
7
8
9
шт.
5
5
5
5
5
5
шт.
2
2
2
2
2
3
%
40,0%
40,0%
40,0%
40,0%
40,0%
60,0%
шт.
5
5
5
5
5
5
Отработавшие срок
нормативной
эксплуатации
2.3.
Доля
3.Трансформаторы
3.1.
Всего установлено
Отработавшие срок
нормативной
3.2.
эксплуатации
3.3.
Доля
2.2.
шт.
0
0
0
0
0
0
%
0,0%
0,0%
0,0%
0,0%
0,0%
0,0%
шт.
5
5
5
5
5
5
5
100,0%
5
100,0%
5
100,0%
5
100,0%
5
100,0%
4
80,0%
шт.
%
В утвержденной ОАО «РусГидро» Производственной программе, в части НИР на
период 2014-2019гг. предусмотрено проведение работ по продлению срока службы
основного оборудования.
2. Выполнение ремонтов и технического освидетельствования энергетического
оборудования. Наличие в планах ремонтной деятельности мероприятий,
предусмотренных актами комплексных обследований, технических свидетельств,
заключений экспертиз промышленной безопасности.
Выполнение ремонтов энергетического оборудования производится в
соответствии с утвержденной ОАО «РусГидро» среднесрочной Производственной
программой в части Ремонтов на 2014-2019г.г., которая формируется на основании
долгосрочных Графиков ремонта оборудования. В 2014 году ожидается выполнение
данной Программы в полном объеме.
Выполнение технического освидетельствования энергетического оборудования
производится в соответствии с утвержденной ОАО «РусГидро» среднесрочной
Производственной программой в части НИР на 2014-2019гг, которая формируется исходя
из окончания сроков эксплуатации оборудования, а также необходимости проведения
работ согласно распорядительным документам и предписаниям надзорных органов. В
2014 году ожидается выполнение данной Программы в полном объеме.
3. Темпы ввода оборудования в эксплуатацию, вывода из эксплуатации.
Ввод оборудования в эксплуатацию и вывод оборудования производится в
соответствии с утвержденной ОАО «РусГидро» среднесрочной Производственной
программой в части ТПиР на 2014-2019г.г., которая формируется исходя из физического и
морального износа оборудования, необходимости проведения работ согласно
распорядительным документам и предписаниям надзорных органов.
4. Анализ аварий, произошедших за два последних года, противоаварийные
мероприятия (направляется вместе с отчетами, представляемыми субъектами
электроэнергетики в порядке, установленном приказом Минэнерго России от
02.03.2010 №92 «Об утверждении формы отчета об авариях в электроэнергетике и
порядка ее заполнения»).
2013 год.
Акт № 1.
14.03.2013 12:04 (Магаданское время)
Аварийное отключение ГА-4 со сбросом нагрузки ≈ 140 МВт. Действием АЧР отключены
ВЛ-220кВ «Оротукан» и ВЛ-220кВ «Электрокотельная». Пуск ГА-3 по АЧП прошел
успешно. В 12:06 ГА-3 включен в сеть. В 12:14 включена ВЛ-220кВ «Оротукан». В 12:16
включена ВЛ-220кВ «Электрокотельная». Нормальный режим работы потребителей
восстановлен.
Причиной аварийного отключения явился сбой между сетевыми устройствами
панели АРМ, вызванный некорректной работой по протоколу TCP/IP с формированием
сигнала в АСУ ТП «Нет связи с контроллером РЧВ». При проведении экспериментов на
стенде ООО «ПромАвтоматика» в Санкт-Петербурге подтверждено, что нарушение
работы фоновых программ контроллера вызвано нарушением информационного обмена
по сети и последующей работой защиты на останов.
Мероприятия по предотвращению подобных нарушений:
1. Подключить сеть между панелями АРМ – ТИСУ c исключением одного сетевого
коммутатора D-link панели АРМ.
- Выполнено.
2. Произвести в контроллере регулятора замену операционной системы с DOS на
QNX.
- Выполнено.
3. Изменить логику формирования сигнала «Неисправность регулятора» и работы
защит, с переводом регулятора на ручной режим управления, защита от разгона при этом
остается в работе.
- Выполнено.
4. Выполнить монтаж в цепях подключения реле К17 и К10 для привязки к
измененному алгоритму работы систем сигнализации и защиты по неисправности
контроллера.
- Выполнено.
5. Произвести проверку работы защит при отказе внешних устройств схемы
регулирования, формирующих команду в контроллере «СТОП-3 от ПЛК».
- Выполнено.
6. В схему электрическую РЧВ внести коррекции, предоставить
скорректированную документацию по панели РЧВ.
- Выполнено.
7. Разработать программу действий оперативного персонала по переводу
регулятора ГА-4 на ручной режим управления при возникновении сигнала
«Неисправность регулятора».
- Выполнено.
8. Провести обучение оперативному персоналу по переводу регулятора ГА-4 на
ручной режим управления при возникновении сигнала «Неисправность регулятора».
- Выполнено.
Акт № 2.
13.05.2013 10:02 (Магаданское время)
По вине оперативного персонала при производстве переключений произошло
прекращение электроснабжения всех потребителей с потерей собственных нужд станции.
Нормальный режим работы потребителей восстановлен 13.05.2013г. в 11:17.
Причиной аварии являются ошибки оперативного персонала, проводившего
оперативные переключения.
Мероприятия по предотвращению подобных нарушений:
1. Проработать со всем оперативным персоналом обстоятельства данной аварии.
- Выполнено.
2. Провести всему оперативному персоналу внеочередные инструктажи на тему
«Порядок производства оперативных переключений».
- Выполнено.
3. Провести внеочередные общестанционные тренировки на тему «Аварийный
останов всех ГА с потерей собственных нужд станции».
- Выполнено.
4. Первичную проверку знаний ДГЩУ проводить в центральной комиссии
Колымской ГЭС.
- Выполнено.
5. Назначить внеочередную проверку знаний в центральной комиссии Колымской
ГЭС НСС Кузьменко В.В., ДГЩУ Серых Л.Н., ДГЩУ Пестерниковой Ю.Л., ДГЩУ
Мурину Андр. Л.
- Выполнено.
6. Провести внеочередную тренировку НСС Кузьменко В.В. на тему «Действия
оперативного персонала при ликвидации аварийного останова всех ГА с потерей
собственных нужд станции»
- Выполнено.
Акт № 3.
11.06.2013 18:06 (Магаданское время)
Аварийная разгрузка ГА-4 по активной мощности. В релейном зале велись работы по
модернизации защит Т-2; Т-22. Из-за ошибочных действий персонала СКД произошло
замыкание в цепи постоянного оперативного тока. Пропал опер. ток на выключателях ВТ4(2-46), В-ЛТ-4(2-45). ГА-3 включился в сеть по АЧП. В 18:12 Питание потребителей
полностью восстановлено.
Причиной аварийного отключения явилось короткое замыкание в цепях
постоянного оперативного тока с отключением фидерного автомата питающего
устройства релейной защиты и автоматики Релейного Зала. Замыкание между «+» и «» оперативного тока произошло при касании детали (металл. скоба длиной 4 см)
крепящей шинки к текстолитовой направляющей, при освобождении шинки.
Мероприятия по предотвращению подобных нарушений:
1. Проработать с персоналом СКД Колымской ГЭС обстоятельства данной аварии
и провести внеочередной инструктаж на тему «Порядок производства и оформления работ
по отключению и демонтажу панелей РЗ»
- Выполнено.
2. Назначить проведение внеочередной проверки НТД в центральной комиссии
предприятия старшему мастеру Тарбеевой С.В., мастеру группы релейной защиты СКД
Хореву В.М.
- Выполнено.
3. Разработать и утвердить «Программу по демонтажу шинок управления в РЗ».
- Выполнено.
Акт № 4.
18.06.2013 20:22 (Магаданское время)
Отключение ВЛ-220 КГЭС-Усть-Омчуг-1. Аварийное отключение ГА-1; Т-1; Т-21. Сброс
нагрузки. Отключение ВЛ-220 КГЭС-Усть-Омчуг-2.
Причиной аварийного отключения явилось то, что Дифференциальная защита
трансформатора не отстроена от режимов при коротких замыканиях на ВЛ -220 кВ. При
отключении ВЛ-220 кВ во время короткого замыкания на линии не селективно работают
защиты трансформатора Т1 (диф. Защита) с отключением блока Г1-Т1-Т21.
Мероприятия по предотвращению подобных нарушений:
1. Произвести противоаварийную проверку терминалов защит Т1.
- Выполнено.
2. Направить письмо подрядчику (ООО «Электроавтоматика) с запросом
предоставления методики расчетов по дифференциальной защите трансформаторов на
базе терминалов 7UT635
- Выполнено.
3. Провести анализ уставок согласно методическим указаниям по выбору
параметров срабатывания устройств РЗА серии SIPROTEC (Siemens AG)
трансформаторов с высшим напряжением 110-220кВ. Выставить уставки по результатам
анализа.
- Выполнено.
4. По результатам проведенного анализа направить письмо в ООО
«Электроавтоматика» о необходимости перерасчета уставок и внесения изменений в
проект.
- Выполнено.
Акт № 5.
25.06.2013г. 11:22 (Магаданское время)
Аварийное отключение ГА-3; Т-3. Аварийный режим с включением всех потребителей
устранен 25.06.2013г. в 11:36.
Авария произошла от внешнего несанкционированного воздействия на цепи
отключения от УРОВ выключателя В-Т3 (2-34) персоналом ООО «Электроавтоматика» в
нарушение ППР. Установлено, что воздействия на 1 ст. УРОВ В-Т3 от защит не
происходило, из чего был сделан вывод об ошибочных действиях персонала подрядной
организации в цепях отключения В-Т3 от УРОВ.
Мероприятия по предотвращению подобных нарушений:
1. Провести проверку монтажа и сопротивления изоляции внешних связей
вторичных цепей УРОВ выключателя В-Т3(2-34) с защитами трансформатора Т3 и
ошиновки трансформатора Т3.
- Выполнено.
2. Провести послеаварийную проверку автоматики управления выключателем В-Т3
(2-34).
- Выполнено.
3. Провести послеаварийную проверку КЗР гидроагрегата №3.
- Выполнено.
4. Совместно с ОАО «Магаданэнерго» провести послеаварийную проверку
диспетчерских каналов связи с имитацией аварийного режима
по
перерыву
в
питании устройств связи.
- Выполнено.
5. Ознакомить персонал станции (СКД, ОЭС) и подрядной организации (ООО
«Электроавтоматика») с обстоятельствами и причинами аварии.
- Выполнено.
2014 год.
Акт № 1.
14.03.2014г. 09:16(Магаданское время)
Аварийное отключение ВЛ 220 КГЭС-Оротукан. Сброс нагрузки 1,5 МВт.
Причиной аварийного отключения явилось нарушение организации производства
работ на устройствах РЗА персоналом СКД (служба контроля и диагностики) Колымской
ГЭС. Начальник СКД Сенишин С.И., при выдаче распоряжения № 104 от 14.03.2014
персоналу подрядной организации (ООО «ЭнергоСервис», являющееся подрядчиком
ОАО «Гидроремонт-ВКК»), не предусмотрел принятие мер против ошибочного
отключения оборудования. При наличие программы «Наладка вторичных цепей защит
блока Г2-Т2-Т22», работы производились без этой программы.
Действия начальника СКД Сенишина С.И. нарушили требования п. 5.9.14. ПТЭЭСС.
Мероприятия по предотвращению подобных нарушений:
1. Проработать с персоналом СКД Колымской ГЭС обстоятельства данной аварии
и провести внеочередной инструктаж на тему «Порядок производства и оформления работ
в панелях РЗиА»
- Выполнено.
2. Назначить проведение внеочередной проверки НТД в центральной комиссии
предприятия начальнику СКД Сенишину С.И.
- Выполнено.
Акт № 2.
23.05.2014г. 09:12 (Магаданское время)
Аварийное отключение Т4 и линии ВЛ-220кВ КГЭС-Ягодное-1
Авария произошла по вине оперативного персонала. При подготовке рабочего
места по Наряду-допуску № 36 от 23.05.2014г. « Машзал. Отм. 321. Г4. Ремонт смотровых
стёкол на технологических лючках фаз А,В,С Зн-Г4».
ДМГ вместо Зн1-В-Г4, ошибочно пытался включить Зн1-Т4.
Мероприятия по предотвращению подобных нарушений:
1. В главу 2.4. «Общие положения о переключениях» «Инструкции по
производству оперативных переключений в электроустановках Колымской ГЭС. Э-32»
внести отдельный пункт о порядке выполнения переключений единолично без бланка
переключений. Пункт должен включать требование о докладе работника, производящего
переключения, оперативному персоналу отдавшему распоряжение на переключения с
места производства операции о выбранном присоединении, аппарате, устройстве, ключе
управления, накладке, испытательном блоке, приводе. Доклад должен производиться по
телефону непосредственно перед выполнением операции.
- Выполнено.
2. Пересмотреть и откорректировать Приложения № 5 «Перечень видов
переключений, производство которых допускается без бланков переключений»
«Инструкции по производству оперативных переключений в электроустановках
Колымской ГЭС. Э-32»
- Выполнено.
3. Внести в «Инструкции по производству оперативных переключений в
электроустановках Колымской ГЭС. Э-32» следующее требование стандарта СТО
59012820.29.020.005-2011 «Правила переключений в электроустановках»:
- Оперативный персонал до и после проведения операции с разъединителями с
ручным приводом убеждается в том, что произошла фиксация стержней блокирующих
замков блокировки безопасности разъединителей.
- Выполнено.
4. Проработать со всем оперативным персоналом обстоятельства данной аварии.
- Выполнено.
5. Провести со всем оперативным персоналом спецподготовку на тему
«Производство оперативных переключений.
- Выполнено.
6. Разработать и ввести в работу специальный бланк для производства
единоличных переключений.
- Выполнено.
7. Назначить НСМ Шимчуку В.П. и ДМГ Пестерникову В.В. внеочередную
проверку знаний в центральной комиссии на тему «Производство оперативных
переключений».
- Выполнено.
Акт № 2.
12.06.2014г. 23:37(Магаданское время)
Причиной аварийного отключения : линий ВЛ 220 кВ КГЭС-Ягодное 1,2 явилось
короткое замыкание при грозовом разряде. Причиной отключения Т-1; Т-21 явилось
неправильное подключение трансформаторов тока в нулевом выводе Т-1.
Мероприятия по предотвращению подобных нарушений:
1. Провести дополнительную проверку дифференциальной защиты Т-1 и
развернуть цепи трансформаторов тока нулевого вывода в соответствии с требованиями
защиты.
- Выполнено.
2. Рассмотреть на техническом совещании Колымской ГЭС вопрос об
использовании в дифференциальной защите Т-1 трансформаторов тока нулевого вывода
или об использовании расчетных величин.
- Выполнено.
Отчеты, представляемые в порядке, установленном приказом Минэнерго России от
02.03.2010 №92 «Об утверждении формы отчета об авариях в электроэнергетике и
порядка ее заполнения» p 2013. 2014 гг. направляются отдельными файлами в формате «.
xlsx»
5. Обоснованность расчетных нагрузок на воздушные линии электропередачи при
проектировании новых и реконструкции действующих линий
для обеспечения необходимого уровня надёжности.
На балансе филиала «Колымская ГЭС имени Фриштера Ю.И.»
ОАО «Колымаэнерго» воздушных линий электропередач нет.
6. Выполнение программ и планов реконструкции и модернизации генерирующего
оборудования, зданий, сооружений (турбины, генераторы, трансформаторы, здания
ТЭС, и т.п.).
Техническое перевооружение и реконструкция основных производственных
фондов производится в соответствии с утвержденной ОАО «РусГидро» среднесрочной
Производственной программой в части ТПиР на 2014-2019 гг, которая формируется
исходя из физического и морального износа оборудования, необходимости проведения
работ согласно распорядительным документам и предписаниям надзорных органов. В
2014 году планируется выполнить данную Программу в полном объеме. Основные работы
данной Программы:

Замена систем возбуждения ГА 1-5 – работы ведутся с 2011 года согласно Графика
ремонта основного оборудования. В 2014 году производится замена системы возбуждения
ГА-5 (совокупный объем освоения в 2014 году – 23 800,2 тыс.руб.)

Модернизация систем и узлов ГА-5 – окончание работ запланировано на март 2015
года (совокупный объем освоения в 2014 году – 26 869,1 тыс.руб.).

Реализация проекта реконструкции РЗиА ГА 1-5, Т1-Т5, Т21-Т24, РЗиА и
противоаварийной автоматики – работы ведутся с 2010 года. В 2014 году закончены
работы по модернизации РЗиА блока Г2-Т2-Т-22, а также модернизация защит и
противоаварийной автоматики линии ВЛ-220 кВ КГЭС-Котельная, выполняется
модернизация РЗиА блока Г5-Т5 (совокупный объем освоения в 2014 году – 31 368,4
тыс.руб.)

Реализация проекта верхнего уровня АСУ ТП – работы ведутся с 2012 года, в 2014
году поставлено оборудование для 4-го пускового комплекса, закончены работы по 3-му
пусковому комплексу (совокупный объем освоения в 2014 году – 15 930,0 тыс.руб.).

Восстановление проектной геометрии гребня и верхового откоса плотины –
(совокупный объем освоения – 36 108,2 тыс.руб).

Приобретение 3-х линейных высоковольтных вводов 220кВ и 3-х
трансформаторных высоковольтных вводов 220кВ – в 2014 году выполнена поставка
высоковольтных вводов для пополнения аварийного запаса, совокупный объем освоения –
10 128,5 тыс.руб.
7. Выполнение мероприятий по допуску в эксплуатацию энергоустановок после
реконструкции, модернизации.
По окончании реконструкции или модернизации, оборудование вводится в эксплуатацию
в соответствии с действующей нормативно-технической документацией.
8. Прохождение осенне-зимнего периода текущего и предыдущих годов.
Прохождение осенне-зимнего периода 2013-2014 года.
Намечено 39 мероприятия. Выполнено в срок – 39.
Замечаний, влияющих на выдачу паспорта готовности к ОЗП у комиссии по проверке
готовности, не было. Акт готовности подписан. Паспорт готовности выдан. ОЗП 20132014 гг. пройден без замечаний.
Прохождение осенне-зимнего периода 2014-2015 года.
Намечено 41 мероприятие. Выполнено в срок (на 01.12.2014г.) – 38.
Замечаний, влияющих на выдачу паспорта готовности к ОЗП у комиссии по проверке
готовности, не было. Акт готовности подписан. Паспорт готовности выдан.
9. Анализ контрольно-надзорной деятельности в отношении ОАО « Колымаэнерго».
Северо-Восточным управлением Ростехнадзора в 2012 году в период с 21.05.2014 года
по 18.06.2012 года проведена плановая комплексная проверка ОАО « Колымаэнерго» в
составе филиалов «Колымские электрические сети» и « Колымская ГЭС». По результатам
проведенной проверки составлен акт проверки и выданы отдельные предписания по видам
надзора. Общее количество предписанных к устранению нарушений 187.
Управлением, в соответствии с приказом Службы от 19 марта 2009 года № 173 « О
порядке сбора, обобщения и представления в Правительство РФ и Министерство
природных ресурсов и экологии РФ информации о деятельности Федеральной службы по
экологическому, технологическому и атомному надзору», обеспечено предоставление
периодической отчетной информации о ходе исполнения акта проверки и предписаний.
В 2013 году Управлением проведена внеплановая проверка ОАО « Колымаэнерго»
исполнения выданных предписаний по видам надзора. По результатам проверки составлен
акт проверки. В ходе проверки установлено, что все предписанные к устранению
нарушения норм и правил выполнены в полном объеме и в установленные сроки.
В 2014 году Управлением в составе комиссии Минэнерго России проведена проверка
готовности ОАО « Колымаэнерго» к ОЗП 2014-2015 г.г.
В 2013 году в отношении ОАО «Колымаэнерго» были проведены следующие
проверки:
- проверка готовности Усть-Среднеканской ГЭС и Колымской ГЭС им. Фриштера Ю.И. к
паводко-опасному периоду (апрель, май);
- 2 плановые проверки (Усть-Среднеканская ГЭС и Колымская ГЭС им. Фриштера Ю.И.
(ноябрь 2013).
Режим постоянного государственного надзора в отношении Усть-Среднеканской ГЭС
был введён после принятия в эксплуатацию агрегатов I очереди и начал действовать с
начала 2014 года.
- на Колымской ГЭС им. Фриштера Ю.И. было проведено 6 проверок (2 выездные и 4
документарные). Нарушений при проведении данных проверок не выявлено.
В отношении ОАО «Колымаэнерго» в 2014 году проведены следующие проверки:
- проверка готовности Усть-Среднеканской ГЭС и Колымской ГЭС к паводко-опасному
периоду (апрель 2014 г.);
- проведено 8 проверок постоянного государственного надзора в соответствии с графиком
проверок постоянного государственного надзора на 2014 год. Из них 6 документарных и 2
выездные проверки. В результате данных проверок были выявлено следующее
нарушение:
- на Усть-Среднеканской ГЭС в июне 2014 была обнаружена трещина на временной
земляной плотине по бровке низового откоса ПК+20 – 17+00. СВУ Ростехнадзора дало
указание всех эксплуатационным службам продолжить наблюдение за динамикой
развития трещины, а также принять меры к её немедленному устранению. В результате
своевременного принятия всех необходимых мер удалось устранить данное нарушение в
кротчайшие сроки. Кроме того, на момент проверки не был представлен отчёт о состоянии
комплекса ГТС Усть-Среднеканской ГЭС за 2013 году. Других нарушений за период
проведения проверок не выявлено.
По состоянию на 29.10.2014 года контроле остаётся:
- пункт замечаний о составлении годового отчёта на 2013 год Усть-Среднеканской ГЭС,
отмеченного в журнале постоянного государственного надзора.
- пункт 3 замечаний предписания от 24.09.2013г. ОАО «Магаданэнерго» филиал
Аркагалинской ГРЭС: при визуальном осмотре бетонной водосливной плотины
обнаружено отслаивание защитного слоя бетона, выход арматуры на поверхность. На
настоящий момент разработан проект ремонта и передан на исполнение.
Информация по филиалам « Аркагалинская ГРЭС» и « Магаданская ТЭЦ»
ОАО « Магаданэнерго» для подготовки информации в Правительство
Российской Федерации.
Филиал Аркагалинская ГРЭС ОАО « Магаданэнерго».
1. Анализируя данные о состоянии оборудования, зданий, строений, сооружений
Аркагалинской ГРЭС, износ активной части фондов составляет76,52%.
Доля оборудования, которое превысит нормативный срок службы в последующие
10 лет по истечении назначенного срока службы или по количеству отработанных
часов, или количеству пусков составит около 18%.
2. В целях подготовки к ОЗП 2013-2014 г.г. в 2014 году (за 9-ть месяцев) график
ремонтов энергетического оборудования выполнен в полном объеме: произведены
капитальный ремонт котлоагрегата БКЗ-220-100 Ст. № 8; 10 текущих ремонтов
котлоагрегатов и 5 текущих ремонтов турбоагрегатов; средние ремонты В-110 Т-1 и Т3. В период 2014 года (за 11-ть месяцев) экспертными организациями проведено:
3.1 Техническое диагностирование, определение возможности продления срока
безопасной эксплуатации сосудов, работающих под давлением
 ПСВ (С-15с)
 ПВД ТА2 (С-8с)
 ПВД-7, ТА8 (С-100с)
 Сепаратор непрерывной продувки (С-112с)
 Сепаратор непрерывной продувки С-93с)
3.2 Техническое диагностирование, определение возможности продления срока
безопасной эксплуатации оборудования, работающего под давлением
(трубопроводы):
 Трубопроводы – пар от штоков ТА6 (С-11тр)
 Трубопроводы – пар от штоков ТА7 (С-12тр)
 Трубопроводы – пар от штоков ТА8 (С-16тр)
 Трубопроводы – пар от штоков ТА9 (С-17тр)
 Трубопровод питательной воды ТА8 (С-24тр)
 Трубопровод питательной воды ТА7 (С-22тр)
 Главный паропровод ТА5 (С-9тр)
 Главный паропровод ТА2 (С-13тр)
3.3 Техническое диагностирование, определение возможности продления срока
безопасной эксплуатации котла БКЗ-220-100-4ф ст. №8
3.4 В
соответствии
с
графиком
технического
освидетельствования
электрооборудования с истекшим сроком эксплуатации в 2014 г. выполнено:
- техническое освидетельствование турбогенератора ст.№9 ТВФ-63-2;
техническое
освидетельствование
турбогенератора
ст.№6
Т2-12-2;
техническое
освидетельствование
В-110кВ
2ТР
МКП-110М;
- техническое освидетельствование В-110кВ ВЛ-110кВ «АрГРЭС-Кедровый»
МКП-110М.
3.5 . Заключения технического диагностирования оформлены комиссией.
4. Темпы ввода оборудования в эксплуатацию, вывода из эксплуатации на АрГРЭС:
Единици
змер.
2012 г
2013г
2014г
220кВ
ед.
0
0
0
110кВ
ед.
1
0
0
6кВ
ед.
0
0
0
шт.
Законче
на 100%
Наименование оборудования
Замена масляных выключателей на
элегазовые
Замена фарфоровой опорностержневой изоляции
разъединителей на полимерную
5. Ввода в эксплуатацию и вывода из нее основного оборудования АрГРЭС не
производилось.
6. Аварий за последние два года на Аркагалинской ГРЭС не зафиксировано.
7. В последние три года проектирования новых и реконструкции действующих воздушных
линий электропередачи не производилось.
8. Согласно утвержденной программы, произведена реконструкция кровли главного корпуса
III-ей очереди, с заменой сгораемого утеплителя.
9. Модернизации и реконструкции энергоустановок не проводилось.
О результатах прохождения ОЗП
2014-2015 г.г.
2012-2013, 2013-2014
гг. и подготовка к ОЗП
ОЗП проходили при надежном бесперебойном энергоснабжении потребителей. За
периоды 2012-2013, 2013-2014 аварии отсутствуют.
С целью обеспечения своевременной подготовки к отопительным сезонам 20122013, 2013-2014 и 2014-2015 гг., обеспечения максимально надежного энергоснабжения
потребителей тепловой и электрической энергией в период прохождения осенне-зимнего
максимума нагрузок было намечено:
ОЗП 2012-2013 г.г. – 28 мероприятий, все выполнены в назначенные сроки;
ОЗП 2013-2014 г.г. – 31 мероприятие, все выполнены в назначенные сроки.
ОЗП 2014-2015 г.г. – 31 мероприятие, все выполнены в назначенные сроки;
В соответствие с графиком, проведены ремонты оборудования. Своевременно, в
полном объеме созданы запасы топлива.
10. Сведения о контрольно-надзорной деятельности в отношении Филиала « Аркагалинская
ГРЭС».
Надзорная
организация
Всего
№
акта
пунктов
Дата выдачи
предписания
предпис
ано
СВУ
Ростехнадзора
Акт-предписание
Роспотребнадзор
Предписание № 121
№ 03-02-Г
Всего
Всего
Не
пункт
пунктов
подоше ов не
выполнен
л срок выпол
о
нено
19.07.2011
6
6
0
0
10.05.2012
21
21
0
0
14.09.2012
103
103
0
0
24.09 2013
5
5
0
0
Акт-предписание
СВУ
Ростехнадзора
№ 04/180
Акт-предписание
СВУ
Ростехнадзора
№ 03-19-13 ГТС
Филиал Магаданская ТЭЦ ОАО «Магаданэнерго».
1. Анализируя данные о состоянии оборудования , зданий , строений, сооружений
Магаданской ТЭЦ, износ активной части фондов составляет около 73%. В связи с
переоценкой, доля оборудования износ которого превысит 100% в ближайшие 10 лет
будет уточняться.
Доля оборудования, которое превысит нормативный срок службы в последующие 10
лет по истечении назначенного срока службы или по количеству отработанных часов,
или количеству пусков составит около 30%.
2.В целях подготовки к ОЗП 2014-2015 г.г. в 2014 году график капитальных и средних
ремонтов энергетического оборудования выполнен в полном объеме: произведены
средние ремонты котлоагрегатов: БКЗ-220-100 ст. № 6 и ст.№7; капитальные ремонты
котлоагрегатов: БКЗ 50-39 ст. № 1 и БКЗ-160-100 ст.№5; капитальный ремонт
турбоагрегата ПТ-25/30-90/10М ст.№ 6;
По состоянию на 30.11.2014 г. выполнено 7 текущих ремонтов котлоагрегатов и 4
текущих ремонтов турбоагрегатов.
В период 2014 году экспертными организациями проведено:
-Техническое диагностирование для определения возможности продления срока
безопасной эксплуатации, с оформлением заключения экспертизы промышленной
безопасности, трубопровода сетевой воды к котлу КВТК-100-150, рег. № М-17тр.
Заключение экспертизы промышленной безопасности выдано « Заказчику».
-Техническое диагностирование для определения возможности продления срока
безопасной эксплуатации, с оформлением заключения экспертизы промышленной
безопасности, трубопровода сетевой воды от КВТК-100-150 до главного корпуса, рег. №
М-18тр. Заключение экспертизы промышленной безопасности выдано « Заказчику».
-Техническое диагностирование для определения возможности продления срока
безопасной эксплуатации, с оформлением заключения экспертизы промышленной
безопасности трубопровода повысительной насосной, рег. № М-48тр. Заключение
экспертизы промышленной безопасности выдано « Заказчику».
В соответствии с графиком технического освидетельствования электрооборудования с
истекшим сроком эксплуатации, в 2014 выполнено:
 техническое освидетельствование ТС-2, ТДНТ-16000/110;
 техническое освидетельствование ТС-3, ТДНТГ-15000/110;
 техническое освидетельствование ТН-110 1 секции, НКФ-110-57;
 техническое освидетельствование ТН-110 ВЛ МТЭЦ-МЦ, НКФ-110-57;
 техническое освидетельствование ТН-110 СШ МЦ, НКФ-110-57.
3. Темпы ввода оборудования в эксплуатацию, вывода из эксплуатации
на МТЭЦ
Единица
Наименование оборудования
2013
измерения
Замена масляных выключателей на элегазовые
220 кВ
ед.
0
110 кВ
ед.
1
Замена высоковольтных вводов
220 кВ
ед.
0
110 кВ
ед.
0
Замена масляных выключателей на вакуумные
35 кВ
ед.
0
6 – 10 кВ
ед.
13
Замена разъединителей на разъединители с
полимерной изоляцией типа РГП с приводом ПРГ
110 кВ
ед.
0
35 кВ
ед.
0
Замена фарфоровой опорно – стержневой изоляции
Закончено
шт.
разъединителей на полимерную
100 %
2014
2015
0
1
0
1
0
0
0
0
0
14
0
14
0
0
0
0
4. Аварий за последние два года на Магаданской ТЭЦ не зафиксировано.
5. В последние три года проектирования новых и реконструкции действующих
воздушных линий электропередачи не производилось.
6. Согласно программе реконструкции произведены следующие работы:




«Внедрение коммутационного оборудования с использованием инновационных
технологий гашения электрической дуги в инертном газе (элегазовых
выключателей на ОРУ – 110/35/6 кВ) с установкой ограничителей напряжения»;
«Реконструкция к/а 5 – 7 с установкой приборов контроля взамен устаревших»;
«Внедрение частотного регулирования в систему управления к/а 5 – 7»;
«Реконструкция к/а 1 – 4 (замена СБР типа ПЭЕ-3500 с заменой электродвигателей,
самодельных регулирующих на СБР)».
7. Модернизации и реконструкции энергоустановок не проводилось.
8. О результатах прохождения ОЗП 2012-2013, 2013-2014 гг. и подготовка к ОЗП 20142015 г.г.
ОЗП проходили при надежном бесперебойном энергоснабжении потребителей. За
периоды 2012-2013, 2013-2014 аварии отсутствуют.
С целью обеспечения своевременной подготовки к отопительным сезонам 20122013,2013-2014 и 2014-2015 гг., обеспечения максимально надежного энергоснабжения
потребителей тепловой и электрической энергией в период прохождения осенне-зимнего
максимума нагрузок было намечено:
ОЗП 2012-2013 г.г. – 34 мероприятия, все выполнены в назначенные сроки;
ОЗП 2013-2014 г.г. – 31 мероприятие, все выполнены в назначенные сроки;
ОЗП 2014-2015 г. г. – 31 мероприятие, все выполнены в назначенные сроки.
В соответствие с графиком, проведены ремонты оборудования. Своевременно, в
полном объеме созданы запасы топлива.
9. Сведения о контрольно-надзорной деятельности в отношении Филиала
«Магаданская ТЭЦ».
Надзорная
организация
№ акта
предписания
СВУ Ростехнадзора
Акт-предписание
№ 04/180-2012 Э
Всег
о
Всего
Всего
пункт
Не
пунктов
Дата
пунктов
ов
подоше
не
выдачи
выполнен
пред
л срок выполнен
о
писа
о
но
14.09
2012
214
214
0
0
9.1. Анализ контрольно-надзорной деятельности в отношении
ОАО « Магаданэнерго».
В 2012 году Северо-Восточным управлением Ростехнадзора проведена
комплексная проверка ОАО « Магаданэнерго» по вопросам промышленной и
энергетической безопасности. По результатам проверки составлен Акт № 04/180-2012-Э
от 14.09.2012 года и выдано предписание по устранению 1054 нарушений. Управлением, в
дальнейшем, в течении 2013 года дважды проводились внеплановые проверки по
контролю полноты устранения нарушений. По результатам проверок составлялись акты
проверок, выдавались предписания, а также принимались меры административного
воздействия, как к должностным лицам, так и к юридическому лицу. Управлением , во
исполнение приказа Федеральной службы по экологическому, технологическому и
атомному надзору от 23 марта 2010 г. № 200 «О представлении информации о
деятельности Федеральной службы по экологическому, технологическому и атомному
надзору», директивного письма заместителя руководителя Службы от 11.12.2012 года за
№ 00-03-06/1108,
было организовано ежемесячное направление в Управление
государственного энергетического надзора
информации о ходе исполнения акта
проверки
ОАО Э и Э «Магаданэнерго» и предписания № 04/180-2012- Э,ОПО от
14.09.2012 года по видам надзора .
По состоянию на 30 ноября 2014 года на контроле Управления остаются 2
(два), предписанных к устранению, нарушения:
-постановка на кадастровый учет охранных зон электросетевого хозяйства
ОАО « Магаданэнерго» в соответствии с требованиямип.3 Постановления Правительства
РФ от 26 августа 2013 года № 736;
- контроль проведения освидетельствований технического состояния
энергоустановок , в соответствии с требованиями п. 1.5.1 и п.1.5.2 Правил технической
эксплуатации электрических станций и сетей Российской Федерации, соответствии с
утвержденным графиком.
В 2013 году в отношении ОАО «Магаданэнерго» были проведены:
- проверка готовности Аркагалинской ГРЭС и Магаданской ТЭЦ к паводко-опасному
периоду (апрель, май)
- 2 плановые проверки (сентябрь 2013 Аркагалинская ГРЭС и ноябрь 2013 Магаданская
ТЭЦ).
- проведённая с прокуратурой г. Магадана совместная проверка соблюдения
законодательства о безопасности ГТС Магаданской ТЭЦ (сентябрь)
В 2014 году в отношении ОАО «Магаданэнерго» были проведены следующие
проверки:
- проверка готовности Аркагалинской ГРЭС и Магаданской ТЭЦ к паводко-опасному
периоду (апрель)
- 3 проведённые с прокуратурой г. Магадана совместные проверки соблюдения
законодательства о безопасности ГТС Магаданской ТЭЦ (июль, август, октябрь)
При проведении данных проверок нарушений не выявлено.
По состоянию на 30.11.2014 года проведена плановая проверка по ГТС Филиала
« Аркагалинская ГРЭС» ОАО « Магаданэнерго». По результатам проверки составлен акт
и выдано предписание. Определен срок устранения нарушений 01.06.2015 г. Планом
проведения проверок на 2014 год запланирована с 23 по 24 декабря 2014 года проверка
состояния безопасности ГТС Филиала « Магаданская ТЭЦ» ОАО « Магаданэнерго».
10. Анализ контрольно-надзорной деятельности при осуществлении
государственного строительного надзора за объектами электроэнергетики
за 2013-2014 г. г.
В период с 2013 по 2014 годы в Магаданской области ведется строительство одного
объекта энергетики:- «Усть – Среднеканская ГЭС на р. Колыма». В 2013 году при
осуществлении государственного строительного надзора за объектом энергетики «Усть –
Среднеканская ГЭС на р. Колыма» было проведено 5 проверок по основным
сооружениям Усть-Среднеканской ГЭС в объёме пускового комплекса (плиты
водобойного колодца, водобойная стенка, плиты рисбермы, отводящий канал,
сопрягающий устой, сопрягающий устой (шпора), сопрягающий устой (ВС), раздельная
стенка, глухая плотина, гидроагрегат № 1, временная земляная плотина). В ходе проверок
выявлено 5 нарушений требований при строительстве объекта капитального
строительства, допущенные ОАО «Усть – Среднеканская ГЭС». Наложенных
административных штрафов – нет. Выдано заключение о соответствии объекта
капитального строительства требованиям технических регламентов (норм и правил), иных
нормативных правовых актов и проектной документации с одним замечанием (Программа мониторинга безопасного состояния ГТС мероприятиями, отраженными в
экспертизе декларации безопасности ГТС не дополнена).
В 2014 году проверок в отношении объекта капитального строительства: «Усть–
Среднеканская ГЭС на р. Колыма» не проводилось.
1/--страниц
Пожаловаться на содержимое документа