Поиск по тегам

Суть работ заключается в замене старого распределительного устройства КРУ-2 6 кВ. Раньше там стояло оборудование 1966 года выпуска – с масляными выключателями, которые уже морально устарели.Теперь вместо них установят современное комплектное распределительное устройство с вакуумными выключателями. Это значительно повысит надежность электроснабжения собственных нужд.

Новые шкафы КРУ-6 более компактные – шириной 650 мм вместо 1000 мм. А выкатные элементы, в которых находятся вакуумные выключатели, сделаны из современных электроизоляционных материалов, что облегчает их конструкцию и упрощает обслуживание. Оборудование полностью компьютеризировано и безопасно благодаря усовершенствованным системам защиты. Оно быстрее и точнее срабатывает в аварийных ситуациях.

– Новые системы гарантируют бесперебойную работу котельного цеха, а значит, и стабильное теплоснабжение для тысяч жителей, – говорит заместитель начальника электрического цеха СП «Приморские тепловые сети» Сергей Гришанов.

Работы по монтажу КРУ-2 6 кВ проводятся строго по чертежам завода-изготовителя – санкт-петербургского ПО Элтехника – с использованием лазерного нивелира и установки алмазного бурения. Это позволяет обеспечить максимальную точность и качество монтажа.

Первая секция КРУ-2 6 кВ начала монтироваться в середине мая. В конце июня уже были завершены пусконаладочные работы, включая тестовые подключения под нагрузкой, и оборудование было введено в промышленную эксплуатацию. К концу августа планируется ввод в работу второй секции КРУ-2 6 кВ. Таким образом, к началу отопительного сезона участок котельного цеха №1 СП «Приморские тепловые сети» полностью перейдет на новую систему электроснабжения.

от 150 до 300 тыс. руб. в год

сэкономит Якутская ГРЭС благодаря рационализаторскому предложению Андрея Игнатьева

Положение о рационализаторской деятельности, разработанное в Якутскэнерго, позволяет систематизировать инновационную деятельность, превращая идеи сотрудников в эффективные инструменты для улучшения своего предприятия.

В качестве пилотной площадки для внедрения новой системы была выбрана Якутская ГРЭС. С апреля этого года работники станции уже подали несколько предложений по улучшениям, одно из которых было одобрено руководством и успешно опробовано в эксплуатации.

Автором нововведения стал машинист котлов 5-го разряда котлотурбинного цеха №1 Якутской ГРЭС Андрей Игнатьев. Он предложил оптимизировать процесс пуска водогрейного котла (КВГМ-116,3-150).

Ранее, согласно инструкции, для розжига котла на жидком топливе использовались баллоны с пропаном. Андрей Игнатьев предложил отказаться от этой практики, используя для розжига остаточный газ в газопроводах, доведенный до пикового водогрейного котла. В мае 2025 года новый способ был успешно применен на практике в соответствии с утвержденной программой пуска КВГМ-116,3-150 на жидком топливе.

Нововведение позволило избежать целого ряда затрат. Отпала необходимость в закупке и логистике баллонов с пропаном, транспортировке баллонов внутри станции и хранении их запаса в цеху, сокращены затраты времени на обучение и инструктаж персонала по работе с пропановым оборудованием.

До конца 2025 года на Якутской ГРЭС планируется реализовать еще несколько предложений по улучшениям. Успешный опыт внедрения рационализаторской работы будет масштабирован на Якутской ТЭЦ и объекты Центральных электрических сетей Якутскэнерго.

от 150 до 300 тыс. руб. в год

сэкономит Якутская ГРЭС благодаря рационализаторскому предложению Андрея Игнатьева

В июне 2024-го на Якутской ГРЭС-2 газотурбинная установка ст. №4 LM6000 производства General Electric стала нуждаться в ремонте. По результатам очередного бороскопического обследования проточной части установки специалисты обнаружили дефекты, не позволяющие в дальнейшем обеспечить надежную и безопасную эксплуатацию газотурбинного двигателя. Был увеличен износ пазов передней рамы компрессора под наружные платформы спрямляющего аппарата на выходе 4-й ступени компрессора низкого давления и сильный износ резиновых демпферов.

Обычно устранение таких дефектов требует проведения ремонтных работ на площадке завода-изготовителя. Но в связи с санкционными ограничениями сделать это стало невозможно.

Специалисты Якутскэнерго совместно с блоком производственной деятельности РусГидро обратились к отечественным специализированным ремонтно-сервисным организациям и проанализировали методы и способы восстановления поврежденного узла, предложенные ими.

«По результатам выявления дефектов компрессора низкого давления ГТУ был определен необходимый объем работ и получены технико-коммерческие предложения по восстановительному ремонту от потенциальных исполнителей, – рассказывает заместитель главного инженера по объектам генерации Якутскэнерго Виктор Васильев. – С учетом важности ввода турбины в работу в наиболее сжатые сроки был выбран метод ремонта, предложенный ИТФ «Лентурборемонт». Он заключался в наплавке с последующей мехобработкой посадочных мест до заводского состояния без демонтажа рамы с ГТУ. Это позволило сохранить первоначальную геометрию и конструктивную надежность элементов оборудования».

В конце 2024 года на площадке электростанции завершили восстановление компрессора низкого давления с полной заменой комплекта статорных лопаток поврежденной ступени. Сейчас можно уверенно говорить, что опыт оказался успешным, ГТУ ст. №4 отработала бесперебойно уже 1000 часов. Подобные работы в отечественной практике ранее без участия завода-изготовителя не выполнялись. Якутская ГРЭС-2 надежно прошла отопительный сезон 2024–2025 г. в полном составе основного энергетического оборудования.

Прежде всего разберемся, как технологии дистанционного управления появлялись на предприятиях Группы РусГидро.

• электросетевым оборудованием распределительных устройств: коммутационными аппаратами и заземляющими разъединителями присоединений; устройствами РПН автотрансформаторов; управляемыми шунтирующими реакторами;

• устройствами/функциями РЗА: релейной защиты ЛЭП; противоаварийной автоматики;

• активной и реактивной мощностью ГЭС, в том числе малых.

С чем работать

– Развитие дистанционного управления

обусловлено широким внедрением на сетевых и генерирующих энергообъектах микропроцессорных устройств релейной защиты и автоматики, а вслед за этим – верхнего уровня автоматизированных систем управления технологическими процессами. Это позволило создать основу для управления основным электротехническим и гидромеханическим оборудованием с рабочего места начальника смены станции без необходимости использования ключей, установленных в шкафах управления рядом с самим оборудованием, – рассказывает начальник управления Департамента информационных технологий и цифрового развития РусГидро Дмитрий Жуков.

Такое управление называется дистанционным, однако осуществляется в пределах энергообъекта. Дистанция в данном случае ограничивается расстоянием от щита управления ГЭС до оборудования в машинном зале или на распределительном устройстве.

Энергетическая стратегия Российской Федерации, принятая пять лет назад, предусматривает переход на полное автоматическое дистанционное управление режимами работы объектов генерации мощностью 25 и более МВт и сетевых объектов напряжением 220 кВ и выше. И предполагает дистанционное управление, которое осуществляется из диспетчерского центра или центра управления эксплуатирующей организации, которые могут быть расположены на значительном расстоянии от самого энергообъекта.

РусГидро стало первой генерирующей компанией в РФ, которая внедрила дистанционное управление распределительным устройством ГЭС напряжением 500 кВ, пилотным объектом стала Воткинская ГЭС. За пять лет данные технологии были тиражированы на Загорской ГАЭС, Саяно-Шушенской, Майнской ГЭС, Зеленчукской ГЭС-ГАЭС, Рыбинской ГЭС и Зарамагской ГЭС-1. Для строящихся объектов генерации и при модернизации систем управления действующих энергообъектов внедрение технологии дистанционного управления электросетевым оборудованием и устройствами РЗА является обязательным.

Заместитель начальника Оперативной службы Воткинской ГЭС Константин Бурнышев отмечает: «С внедрением дистанционного управления существенно снижены риски по безопасности персонала, так как работники Оперативной службы не присутствуют непосредственно в электроустановке во время производства операций с коммутационными аппаратами». Помимо этого, сократилось время на подготовку режима в прилегающей сети в связи с тем, что производство переключений в первичной схеме с применением дистанционного управления осуществляется из диспетчерских центров Системного оператора. Применение автоматизированных программ переключений в АСДУ Системного оператора и автоматизированных бланков переключений в АСУТП ГЭС упрощает процесс производства переключений».

Большая разница

• Повышение безопасности, снижение риска ошибочных действий оперативного персонала при производстве оперативных переключений.

• Сокращение времени производства оперативных переключений по выводу/вводу в работу ЛЭП и оборудования (устройств РЗА), например:

✔ ЛЭП с 40–90 мин. до 2 мин. 19 сек.

✔ Система шин с 20–60 мин. до 4 мин. 28 сек.

✔ Автотрансформатор с 30–40 мин. до 2 мин. 13 сек.

✔ Выключатель с 15–20 мин. до 1 мин. 21 сек.

• Ликвидация аварий в кратчайшие сроки и минимизация объема повреждения оборудования.

• Снижение нагрузки на оперативный персонал (возможность изменения формы обслуживания ПС или электростанции).

• Повышение надежности работы энергосистемы и улучшение качества управления электроэнергетическим режимом.

Что касается технологий дистанционного управления активной и реактивной мощностью ГЭС из диспетчерских центров Системного оператора, то они отличаются для крупных и малых ГЭС.

Если установленная мощность ГЭС свыше 30 МВт или количество установленных на ней гидроагрегатов более трех, станция оснащается системой группового регулирования активной мощности (ГРАМ). Это дает возможность для энергообъекта участвовать в автоматическом вторичном регулировании частоты и перетоков активной мощности. Для дистанционного управления используются системы доведения плановой мощности (СДПМ) региональных диспетчерских центров Системного оператора, от которых диспетчерские графики и команды автоматически доставляются до систем управления электростанций. Данная технология отрабатывалась в ходе совместного пилотного проекта Системного оператора и РусГидро по внедрению в диспетчерских центрах СО информационно-управляющей системы доведения плановой мощности.

Первым в ЕЭС России объектом генерации, на котором в 2018 году была внедрена такая технология, стала Чиркейская ГЭС. Всего за семь лет проекты подключения к системе были осуществлены на 20 ГЭС РусГидро.

Дело за малыми

На малых гидростанциях отсутствуют системы ГРАМ. Функции приема и исполнения плановых диспетчерских графиков и команд возложены на АСУТП энергообъекта. Кроме того, для передачи плановых графиков используется новый тип каналов связи. У АСУТП должна быть реализована функция распределения общего задания по активной мощности для ГЭС между гидроагрегатами в автоматическом режиме, то есть без участия персонала.

Впервые данная технология была внедрена на Зарагижской ГЭС в 2022 году. Продолжаются работы по внедрению дистанционного управления активной и реактивной мощностью на Усть-Джегутинской, Красногорской, Правокубанской малых ГЭС. В планах – тиражирование на все гидро- и теплоэлектростанции Группы РусГидро.

Технологии дистанционного управления особенно важны для создания «безлюдных ГЭС». В прошлом году впервые в стране был введен в эксплуатацию Центр управления каскадом малых ГЭС (ЦУГ) Карачаево-Черкесского филиала РусГидро. По сути, это новый этап в развитии цифровых технологий дистанционного управления генерирующими объектами.

Ключевые параметры режима работы малой ГЭС задаются дистанционно с использованием автоматизированной системы технологического управления ЦУГ. При этом обеспечивается оптимизация работы гидроэлектростанций, находящихся в составе одного гидроузла или каскада гидроузлов одного бассейна реки. На верхнем уровне управления функционирует информационная система Ситуационно-аналитического центра, обеспечивающая отображение, обработку и анализ информации по всем малым ГЭС РусГидро. На этом уровне решаются комплексные задачи реагирования и ликвидации аварийных событий, оповещения персонала и контроля режима работы электростанций.

Начальник смены ЦУГ выполняет функции начальника смены станции нескольких малых ГЭС. Он может пускать и останавливать гидроагрегаты, управлять распредустройством на расстоянии. В то время как на самих малых станциях остается только дежурный машинист. Чтобы это стало возможным, были разработаны и утверждены необходимые нормативные документы, осуществлена интеграция автоматизированной системы технологического управления с АСУТП МГЭС, созданы каналы связи до каждой станции. В случае возникновения внештатной ситуации прежде всего срабатывают устройства РЗиА. Далее, в зависимости от ситуации, нормальный режим работы может быть восстановлен дистанционно либо на МГЭС в течение часа должен прибыть оперативный персонал ближайшей крупной ГЭС. Надо отметить, что в случае потери всех каналов связи между малыми ГЭС и ЦУГ Системный оператор может напрямую остановить выработку гидростанций.

– С созданием ЦУГ в филиале мы получили целый ряд преимуществ: это единое управление водно-энергетическим режимом работы малых ГЭС, построение оптимальных графиков нагрузки с использованием притока реки Кубани и перераспределенной части стока рек Большого и Малого Зеленчука через гидроагрегаты Зеленчукской ГЭС-ГАЭС. Сократилось время исполнения команд Системного оператора, отдаваемых вне графика генерации. Дистанционное управление коммутационными аппаратами позволило уменьшить время производства переключений, локализации и ликвидации аварий, а также минимизировать риски для оперативного персонала, – рассказывает первый заместитель директора – главный инженер Карачаево-Черкесского филиала РусГидро Алексей Гужва.

Опыт внедрения Центра управления каскадом малых ГЭС планируется использовать и в других регионах присутствия энергохолдинга. На очереди создание ЦУГ Кабардино-Балкарского филиала РусГидро. Его специалисты будут осуществлять оперативно-технологическое управление шестью малыми ГЭС республики. Также в планах создание ЦУГ в Чеченской Республике на базе строящейся в настоящее время Нихалойской малой ГЭС.

• устройствами/функциями РЗА: релейной защиты ЛЭП; противоаварийной автоматики;

• активной и реактивной мощностью ГЭС, в том числе малых.

С чем работать

– Развитие дистанционного управления

Большая разница

✔ ЛЭП с 40–90 мин. до 2 мин. 19 сек.

✔ Система шин с 20–60 мин. до 4 мин. 28 сек.

✔ Автотрансформатор с 30–40 мин. до 2 мин. 13 сек.

✔ Выключатель с 15–20 мин. до 1 мин. 21 сек.

• Ликвидация аварий в кратчайшие сроки и минимизация объема повреждения оборудования.

Дело за малыми

Руководители

руководитель группы по реализации ПКМ Воткинской ГЭС

В 2015 году в РусГидро была внедрена система управления проектами ТПиР. В 2020 году для оценки результатов деятельности руководителей и планировщиков проектов Департамент реализации производственных программ РусГидро разработал методику расчета ежегодного рейтинга. Критериями оценки стали качество данных в системе календарно-сетевого планирования, соблюдение исполнительской дисциплины, эффективность управления рисками, отставание от плановых сроков завершения отдельных этапов и от сроков контрольных точек, отклонение от плана финансирования проекта. Результаты рейтинга используются для дальнейшей мотивации участников системы управления проектами

Несколько лет подряд представители Воткинской ГЭС – Егор Попов и Игорь Городилов – занимают первые места рейтинга. Программа комплексной модернизации второй ступени каскада ГЭС на Каме предполагает замену всех десяти гидроагрегатов, восемь из них на сегодняшний день уже прошли обновление.

В этот раз перед командой проекта была поставлена задача сократить срок продолжительности замены ГА №2 с 350 до 333 календарных дней, чтобы уменьшить потери на рынке мощности. В итоге гидроагрегат ввели в эксплуатацию через 331 календарный день. По словам руководителя проекта, этого удалось добиться за счет привлечения дополнительных трудовых ресурсов со стороны подрядчиков, шеф-персонала и монтажников, а также слаженной работы с энергетиками станции. С июля 2024 года лидеры Воткинской ГЭС курируют обновление девятого по счету ─ ГА №6.

Еще один перспективный проект, над которым работает команда, – создание двух фазоповоротных трансформаторов (ФПТ) Воткинской ГЭС. ФПТ обеспечат перераспределение потоков активной мощности между элементами электрической сети 500 и 220 кВ гидростанции. В 2024-м были выполнены инженерные изыскания, в текущем году будет разработана проектная документация ФПТ. Монтаж оборудования запланирован на 2027 год.

руководитель группы по реализации ПКМ Саратовской ГЭС

Проект модернизации гидротурбин на Саратовской ГЭС – самый масштабный за всю историю предприятия. Замена гидротурбинного оборудования станции началась в 2013 году, к этому моменту были обновлены гидрогенераторы станции и два горизонтальных гидроагрегата. Для обновления 21 вертикальной гидротурбины и одного гидроагрегата собственных нужд был заключен контракт с австрийской компанией Voith Hydro. Несмотря на изменившиеся в процессе обновления оборудования условия и санкционное давление, команда в составе Антона Вдовина и Александра Ктиторова нашла оптимальные и оперативные пути решения организационных вопросов, вела постоянный контроль за появлением возможных рисков и разработала соответствующие компенсирующие мероприятия. Для возможности дальнейшей реализации проекта все изготовленное оборудование было поставлено в рекордно сжатые сроки. Команда проекта выполнила инвентаризацию степени завершения изготовления и комплектности поставленного оборудования для модернизации пяти поворотно-лопастных турбин.

На сегодняшний день гидроагрегат №24 и 17 гидротурбин обновлены. Дальше проект реализуется совместно с машиностроительным предприятием из Сызрани «ТЯЖМАШ», которое осуществляет доукомплектование, монтаж и наладку поставленного оборудования. Без задержек, связанных со сменой генерального подрядчика, завершена модернизация гидроагрегата №15, уже начались пусконаладочные работы на замененном оборудовании ГА №11.

начальник службы связи, информационных и технологических систем Новосибирской ГЭС

Из четырех проектов, которыми руководил Владимир Шварц, два связаны с выполнением требований информационной безопасности для каналов связи между филиалом и Исполаппаратом РусГидро. После разработки проектной и рабочей документации было закуплено и установлено специализированное оборудование, которое надежно защищает от хакерских атак.

В линейно-аппаратном зале здания управления ГЭС смонтированы российские серверы с отечественным программным обеспечением для системы резервного копирования данных филиала. В рамках еще одного проекта в конференц-зале офиса управления ГЭС была модернизирована система видео-конференц-связи. По словам представителей подрядчика, филиал поставил перед ними очень жесткие требования, тем не менее все задачи были совместно решены в установленные сроки.

Планировщики

инженер группы по реализации ПКМ Воткинской ГЭС

Помимо постоянного мониторинга и анализа хода выполнения работ инженер активно участвует в подборе альтернативного оборудования и согласовании рабочих документов. При его непосредственном участии на гидроагрегате №2 Воткинской ГЭС впервые были спроектированы и смонтированы сливной и напорный коллекторы технического водоснабжения. А на гидроагрегате №6 планируется применение пластика в коллекторах подпятника. Благодаря оптимизации календарного графика сократятся сроки замены ГА №6.

инженер группы сводного планирования ПТС Загорской ГАЭС

Дебютанты рейтинга Юрий Чукалин и Евгения Лужецкая в 2024 году сопровождали реализацию 35 инвестиционных проектов филиала. Среди ключевых проектов Юрия – модернизация пусковых тиристорных устройств. Это оборудование ГАЭС предназначено для плавного пуска в насосный режим и останова обратимых гидроагрегатов. Работы по замене устройств продолжаются в 2025 году.

Также инженер выступил планировщиком проекта модернизации тиристорной системы возбуждения гидрогенераторов. Модернизированный комплекс защит системы возбуждения выполнен на базе современного микропроцессорного оборудования, обладает понятным интерфейсом и высокой надежностью, а также удобен в обслуживании. К концу 2026 года новое оборудование планируется установить на всех гидроагрегатах станции.

инженер группы по реализации ПКМ Саратовской ГЭС

Александр Ктиторов своевременно и оперативно выявлял риски в ходе выполнения модернизации гидротурбин ГЭС, формировал и отслеживал мероприятия по их минимизации. Его инициативы положительно отразились на ходе реализации проекта. Инженер уверен, что единство в команде проекта и накопленный опыт помогут в запланированный срок завершить модернизацию оставшихся гидротурбин.

инженер группы сводного планирования ПТС Загорской ГАЭС

Всего 0,3 балла отделили Евгению от третьей строки рейтинга, в связи с этим было принято решение о поощрении планировщика. При ее участии успешно выполнен проект модернизации устройств РЗА для создания временной нормальной схемы КРУЭ 500 кВ по схеме четырехугольника. Это позволило не допустить повреждения трансформаторов напряжения вследствие возникновения феррорезонанса в схеме распредустройства при проведении плановых переключений и аварийных отключениях оборудования. В результате повысилась надежность эксплуатации оборудования КРУЭ 500 кВ.

Еще один крупный проект – модернизация верхнего уровня АСУ ТП. В течение следующих лет будет осуществлен полный переход на оборудование и программное обеспечение отечественного производства.

Руководители

руководитель группы по реализации ПКМ Воткинской ГЭС

руководитель группы по реализации ПКМ Саратовской ГЭС

начальник службы связи, информационных и технологических систем Новосибирской ГЭС

Планировщики

инженер группы по реализации ПКМ Воткинской ГЭС

инженер группы сводного планирования ПТС Загорской ГАЭС

инженер группы по реализации ПКМ Саратовской ГЭС

инженер группы сводного планирования ПТС Загорской ГАЭС

При реализации мероприятий программы приоритетность отдается реконструкции узловых подстанций и линейных объектов, проходящих по наиболее проблемным и труднодоступным территориям острова. Так, в 2024 году в рамках ПОУРЭК был выполнен первый этап реконструкции системообразующей ЛЭП 220 кВ Лермонтовка – Краснопольская.

Линия протяженностью свыше 67 км является частью северного кольца островной энергосистемы. От нее также зависит стабильная подача электроэнергии Макаровскому и Углегорскому районам. Она была введена в эксплуатацию порядка 60 лет назад, когда расчетные нормы на стенку гололеда – ледовую корку на проводах ЛЭП – составляли от 10 до 25 мм. В настоящее время гололедные нагрузки составляют от 35 мм и выше. ЛЭП неоднократно подвергалась воздействию мощных циклонов, что приводило к деформации опор, обрывам проводов и повреждениям сцепной арматуры.

Реконструкция линии проходит в несколько этапов. В 2024 году с целью уменьшения длины пролетов были установлены две дополнительные опоры ЛЭП, произведена замена 14 опор и старого провода на облегченный компактированный провод c увеличенной пропускной способностью в гололедоупорном исполнении. Также установлены птицезащитные устройства различных типов.

«В текущем году энергетики приступят к замене наиболее сложного участка ЛЭП протяженностью свыше 20 км, который пересекает главный водораздел Японского и Охотского морей – Камышовый хребет Западно-Сахалинских гор», – рассказал заместитель генерального директора по развитию Сахалинэнерго Евгений Тищенко.

Также в прошлом году энергетики перевели в кабельное исполнение ЛЭП 35 кВ, соединяющую подстанции Леонидово и Тихменево. Завершена масштабная реконструкция ЛЭП 35 кВ Санаторная – Новоалександровская.

В 2025 году в рамках ПОУРЭК продолжатся работы по реконструкции подстанций 220 кВ Южно-Сахалинская, 110 кВ Южная, ЛЭП 35 кВ Яблочная – Костромская. В Поронайском районе еще одна воздушная ЛЭП 35 кВ будет переведена в кабельное исполнение, завершится реконструкция подстанции 35 кВ Санаторная. Продолжаются проектно-изыскательские работы по пяти проектам, завершается подготовка закупочной документации по пяти мероприятиям.

В 2024 году мощность ГЭС РусГидро увеличилась на

33,5 МВт*:

Эзминская ГЭС – ↑ 15 МВт Нижегородская ГЭС – ↑ 7,5 МВт Саратовская ГЭС – ↑ 6 МВт Воткинская ГЭС – ↑ 5 МВт

*В том числе после перемаркировки гидроагрегатов, модернизированных в предыдущие годы.

В прошедшем году РусГидро обновило восемь гидроагрегатов общей мощностью 511 МВт на шести гидроэлектростанциях.

Машинный зал Эзминской ГЭС после реконструкции.

В Северной Осетии – Алании завершен масштабный проект комплексной модернизации Эзминской ГЭС. На станции заменены три гидроагрегата, все электротехническое и гидромеханическое оборудование, отремонтированы гидротехнические сооружения. На Нижегородской и Воткинской ГЭС заменили по одному гидроагрегату. На Саратовской ГЭС заменили гидротурбину, на Волжской ГЭС – гидрогенератор. На Чебоксарской ГЭС обновлен гидроагрегат с модернизацией гидротурбины и заменой статора гидрогенератора.

Программа комплексной модернизации гидрогенерирующих объектов предусматривает замену половины парка турбин, генераторов и трансформаторов ГЭС и ГАЭС РусГидро. За 12 лет действия ПКМ заменены или модернизированы 145 гидротурбин и 153 генератора, 108 силовых трансформаторов, а также более 10 тыс. единиц вспомогательного оборудования. Прирост установленной мощности ГЭС РусГидро составил 631,5 МВт, что можно сравнить с появлением в составе энергохолдинга еще одной большой ГЭС.

#SLIDER3#

Велись работы по комплексной модернизации Чиркейской ГЭС, Сенгилеевской ГЭС и Кубанской ГАЭС, строительству зданий новых распределительных устройств на Волжской ГЭС и трех станциях Каскада Кубанских ГЭС.

В 2025 году продолжилось обновление гидроагрегатов, техническое перевооружение электротехнического оборудования и реконструкция гидротехнических сооружений гидроэлектростанций. Так, в феврале установленная мощность Саратовской ГЭС увеличилась еще на 6 МВт и теперь составляет 1469 МВт. Это стало возможным в результате обновления ГА №12.

В начале года на Угличской ГЭС специалисты Гидроремонта-ВКК завершили работы по замене гидроагрегата №1. Таким образом, станция стала седьмым гидрогенерирующим объектом РусГидро, на котором в рамках ПКМ полностью завершено обновление силового оборудования. В дальнейшем после завершения процедуры документального подтверждения увеличения мощности (перемаркировки) гидроагрегата его мощность возрастет с 55 до 65 МВт, а установленная мощность станции достигнет 130 МВт.

На Нижегородской ГЭС началась замена гидроагрегата №4. После окончания работ его мощность увеличится на 7,5 МВт и составит 72,5 МВт.

На Кубанской ГЭС-2 Каскада Кубанских ГЭС введено в эксплуатацию современное комплектное распределительное устройство (КРУЭ) напряжением 330 кВ. В ходе строительства нового здания Сенгилеевской ГЭС Каскада Кубанских ГЭС начат монтаж закладных частей гидротурбин. В последующем в новом здании гидроэлектростанции будут смонтированы три гидроагрегата с радиально-осевыми гидротурбинами.

Новое КРУЭ 330 кВ Кубанской ГЭС-2. [~DETAIL_TEXT] =>

В 2024 году мощность ГЭС РусГидро увеличилась на

33,5 МВт*:

Эзминская ГЭС – ↑ 15 МВт Нижегородская ГЭС – ↑ 7,5 МВт Саратовская ГЭС – ↑ 6 МВт Воткинская ГЭС – ↑ 5 МВт

*В том числе после перемаркировки гидроагрегатов, модернизированных в предыдущие годы.

Машинный зал Эзминской ГЭС после реконструкции.

#SLIDER3#

Программа модернизации и реконструкции электросетевого комплекса 115 населенных пунктов Приморского края (МиРЭК) направлена на повышение защиты электросетевого комплекса от неблагоприятных погодных условий.

Энергетики провели реконструкцию более 245 км линий, перевели в кабельное исполнение более 8,8 км ЛЭП. На подстанциях два трансформатора заменены на более мощные. В электрических сетях напряжением 0,4–10 кВ смонтировано 1962 опоры.

Завершены работы по реконструкции четырех ЛЭП 110 кВ, обеспечивающих электроэнергией тяговые подстанции РЖД. В настоящее время завершается модернизация еще одной ЛЭП 110 кВ. Это позволит снять ограничения в работе тяговых подстанций, которые питают энергией электродвигатели подвижного состава, и увеличить пропускную способность железной дороги.

С завершением реконструкции ЛЭП 110 кВ АТЭЦ – Промузел был реализован важный проект обновления транзита 110 кВ от ПС Волна до Артемовской ТЭЦ. Ранее была проведена реконструкция других ЛЭП транзита 110 кВ: Чайка – Волна, Чайка – Спутник и Спутник – Промузел.

В декабре 2024 года энергетики ввели в работу второй трансформатор 25 МВА и вторую секцию 110 кВ на ПС 110 кВ Молодежная в Арсеньевском городском округе. Это значительно увеличило мощность подстанции и повысило качество и надежность электроснабжения потребителей города Арсеньева. Также в прошлом году были выполнены основные работы по реконструкции ПС 35 кВ Тавричанка, на которой увеличена трансформаторная мощность и заменено оборудование. В 2025 году модернизация всех этих энергообъектов будет полностью завершена.

В Хасанском районе усилены фундаменты и опоры ВЛ 110 кВ Давыдовка – Барабаш – Славянка. На распределительных сетях 0,4/6/10 кВ в Надеждинском, Шкотовском, Хасанском, Партизанском районах, городском округе Большой Камень, ЗАТО Фокино были установлены новые трансформаторные подстанции, заменены опоры, смонтированы провода с большей пропускной способностью.

[~DETAIL_TEXT] =>

Артемовская ТЭЦ

>444 млн руб.

направлено на реализацию ППН на Артемовской ТЭЦ в 2024 году

В полном объеме выполнены мероприятия ППН 2024 года и на Артемовской ТЭЦ. Особое внимание было уделено котельному оборудованию. На котлоагрегате №9 заменили воздухоподогреватель и газоходы, что повысило экологичность работы оборудования. Установлены новые колеса мельничных вентиляторов, заменены корпуса, блоки подшипников тягодутьевых механизмов. «На котле №13 смонтировали новые подвесные кубы воздухоподогревателя, а на котле №8 отремонтировали золоулавливающие установки и провели замену футеровки. Два багерных насоса, предназначенных для транспортировки золошлаковой пульпы на золопроводы, заменили на более производительные, с электродвигателями мощностью 630 кВт, что повысило надежность работы гидрозолоудаления», – сообщил начальник отдела подготовки и проведения ремонтов АТЭЦ Геннадий Таненков.

Амурская ТЭЦ-1

Располагаемая мощность Амурской ТЭЦ-1 увеличилась на 63 МВт. Ранее имеющиеся на станции трансформаторы не могли обеспечить выдачу полной мощности ТЭЦ (258 МВт) в энергосистему. Учитывая постоянный рост энергопотребления, специалисты энергохолдинга решили ситуацию, установив третий трансформатор и реконструировав четыре ячейки распредустройства 110 кВ с заменой высоковольтных выключателей, разъединителей, высоковольтных вводов, устройств релейной защиты и противоаварийной автоматики. Монтажные работы проводились в течение полугода.

Новый трансформатор АТЭЦ-1. [~DETAIL_TEXT] =>

Артемовская ТЭЦ

>444 млн руб.

направлено на реализацию ППН на Артемовской ТЭЦ в 2024 году

Амурская ТЭЦ-1

Зеленчукская ГЭС-ГАЭС – единственный в России энергообъект, совмещающий в себе гидроэлектростанцию и гидроаккумулирующую электростанцию. Ее установленная мощность в турбинном режиме составляет 300 МВт, в насосном режиме – 156 МВт.

Само распределительное устройство было обновлено ранее в рамках Программы комплексной модернизации гидроэлектростанций РусГидро. В результате персонал Северокавказского РДУ получил возможность дистанционно оперировать коммутационными аппаратами КРУЭ 110/330 кВ из диспетчерского центра. Также сократилось время производства переключений в случае необходимости изменения эксплуатационного состояния оборудования станции. Среди других положительных эффектов внедрения дистанционного управления: минимизация человеческого фактора при производстве переключений, оптимизация оперативного обслуживания, сокращение времени локализации и ликвидации аварий, а также получение дополнительной телеметрической информации о состоянии оборудования.

Специалисты Зеленчукской ГЭС-ГАЭС и диспетчерского центра уже прошли дополнительное обучение, итогом которого стало проведение совместной противоаварийной тренировки.

Аналогичные системы управления оборудованием распределительных устройств уже внедрены на Воткинской, Рыбинской ГЭС и Загорской ГАЭС, завершаются работы на Зарамагской ГЭС-1.

[~DETAIL_TEXT] =>

В ходе работ построили новую высоковольтную линию протяженностью 25 км, установили 170 опор, смонтировали двухкилометровый кабельный участок и обладающий высокой устойчивостью к изменчивым погодным условиям провод большего сечения, который позволяет снизить потери электроэнергии. Реконструкция линии стала завершающим этапом масштабной модернизации транзитной линии 110 кВ от ПС Волна до Артемовской ТЭЦ.

Также к концу 2024 года по Программе МиРЭК Приморья реконструировано еще несколько ЛЭП 110 кВ: Чайка – Волна, Чайка – Спутник и Спутник – Промузел. Обновлены четыре высоковольтные линии 110 кВ, обеспечивающие электроснабжение тяговых подстанций РЖД, а на подстанции 110/35/6 кВ Молодежная в Арсеньевском городском округе введены в работу второй трансформатор и вторая секция 110 кВ (первый трансформатор заработал в декабре 2024 года). Это позволило значительно увеличить мощность подстанции, повысить качество и надежность электроснабжения потребителей города Арсеньева и туристических объектов, в том числе строящегося горнолыжного комплекса «Белая гора».

СПРАВКА

Стартовавшая в 2021 году Программа модернизации и реконструкции электросетевого комплекса (МиРЭК) направлена на повышение надежности энергоснабжения 115 населенных пунктов в Приморском крае.

[~DETAIL_TEXT] =>

СПРАВКА

Стартовавшая в 2021 году Программа модернизации и реконструкции электросетевого комплекса (МиРЭК) направлена на повышение надежности энергоснабжения 115 населенных пунктов в Приморском крае.