Поиск по тегам

Два года назад в целях исполнения решений Министерства энергетики РФ и Правительственной комиссии по обеспечению безопасности электроснабжения специалисты Группы РусГидро разработали Программу повышения надежности (ППН) тепловых электростанций ДГК на 2022–2029 годы. По сути, ее можно назвать аналогом Программы комплексной модернизации ГЭС, которая уже доказала свою эффективность. Цель программы – снизить аварийность и устранить технические ограничения на генерирующем оборудовании, чтобы и дальше продолжать обеспечивать стабильное энергоснабжение дальневосточных регионов.

Размах программы впечатляет: она охватывает девять тепловых электростанций ДГК – Хабаровские ТЭЦ-1 и ТЭЦ-3, Комсомольские ТЭЦ-1, ТЭЦ-2, ТЭЦ-3, Амурскую ТЭЦ-1, Артемовскую ТЭЦ, Партизанскую и Нерюнгринскую ГРЭС. «Поставлена задача за семь лет выполнить 1398 мероприятий по ремонту и модернизации котлоагрегатов, турбоагрегатов и генераторов, электротехнического и вспомогательного оборудования, а также систем топливоподачи, зданий и сооружений, увеличению номенклатуры аварийного запаса», – отмечает первый заместитель Генерального директора – главный инженер ДГК Валентин Тениховский.

На полную мощность

Порядка 6 млрд руб. требуется на обновление крупной ТЭС на юге Якутии – Нерюнгринской ГРЭС. Модернизация станции идет уже почти три года. За это время энергетики обновили три действующих энергоблока, установили два новых автотрансформатора мощностью по 250 МВА и два силовых трансформатора для двух энергоблоков. «Вместо выработавших свой ресурс генераторных и масляных выключателей 220 и 110 кВ распределительных устройств смонтировано современное элегазовое оборудование», – рассказывает директор Нерюнгринской ГРЭС Борис Краснопеев.

На энергоблоках №1 и №2 установлены более мощные питательные насосы с гидромуфтой, которые успешно обеспечивают 100% номинальной нагрузки.

«Главный плюс программы повышения надежности для Нерюнгринской ГРЭС заключается в возможности широкомасштабной замены поверхностей нагрева котлоагрегатов станции, – продолжает директор станции Борис Краснопеев. – В 2023 году на втором котлоагрегате мы заменили больше 300 тонн элементов поверхностей нагрева, а в текущем году общий объем замены поверхностей нагрева на третьем котлоагрегате составляет 387 тонн, объем замены газоходов и элементов электрофильтров – 739 тонн».

На повышение надежности Хабаровской ТЭЦ-3 в рамках программы будет направлено более 27 млрд руб. В 2022 году модернизацию прошел энергоблок №3. В 2023 в рамках капитального ремонта энергоблока №1 работы велись на турбоагрегате, котлоагрегате, турбогенераторе и трансформаторе. В этом году специалисты приступили к обновлению энергоблока №2 с дальнейшим его переводом на сжигание газового топлива. Выполнение второго этапа работ на энергоблоке №2 запланировано на следующий год. В рамках реализации ППН было принято стратегическое решение – отказаться от частичной замены элементов котла в пользу полномасштабной реконструкции.

Объективный подход

Программа повышения надежности охватывает также энергообъекты, планируемые к замещению, но тем не менее им еще несколько лет предстоит послужить потребителям. Так, на Хабаровской ТЭЦ-1 в 2024 году выполнено 35 мероприятий ППН из 54 запланированных. Заменено рекордное количество – 430 тонн – поверхностей нагрева, 384 тонны кубов воздухоподогревателей, 96 тонн деталей трубопроводов высокого давления. Разрабатываются проекты реконструкции нефтеловушки для обеспечения очистки сточных вод, ремонта всасывающих трубопроводов береговой насосной.

В ноябре 2024 года исполняется 88 лет Артемовской ТЭЦ. Рядом с энергообъектом ведется строительство новой Артемовской ТЭЦ-2, а на предприятии-долгожителе параллельно ведется обновление для поддержания оборудования в рабочем состоянии. «На модернизацию турбинного и котельного оборудования, внедрение современных технологий контроля и диагностики в текущем году направлено свыше 686 млн руб.», – сообщает главный инженер Артемовской ТЭЦ Александр Гиберт.

Так, на турбоагрегате №5 проведена модернизация АСУТП, что позволило обеспечить непрерывный контроль за изменением параметров, возможность дистанционного управления механизмами и запорно-регулирующей арматурой с визуализацией необходимых данных. (Подробно об этом «Вестник» писал в июльском номере 2024 года.) В настоящее время энергетики приступили к завершающему пункту программы 2024 года – замене багерных насосов в сборе с электродвигателями.

Смотрим на динамику

На сегодняшний день уже выполнено 737 мероприятий, что составляет 53% от объема ППН. Специалисты ДГК отметили положительные изменения в отопительный сезон 2023–2024 годов по отношению к аналогичному периоду прошлого года: продолжительность непланового простоя оборудования сократилась на 7918 часов, что соответствует снижению на 48%. Коэффициент использования установленной мощности увеличился на 5,2%, а выработка электроэнергии возросла на 6,6%.

«По семи станциям мы видим тенденцию к снижению аварийности, – отмечает главный инженер ДГК Валентин Тениховский. – Например, на Партизанской ГРЭС количество аварий снизилось на десять случаев, на Амурской ТЭЦ-1 – на восемь. Особенно показательна динамика улучшений на Хабаровской ТЭЦ-1. В 2022 году на станции было зафиксировано 47 аварий, из которых 70% было связано с работой вспомогательного и котельного оборудования. По итогам реализации мероприятий ППН в прошлом году на этом оборудовании произошла одна авария, а их общее количество за год составило десять».

47,7 млрд руб.

общий объем финансирования ППН девяти энергообъектов ДГК

На полную мощность

Объективный подход

Смотрим на динамику

В Северной Осетии завершилась масштабная реконструкция Эзминской ГЭС на реке Терек — второй по мощности электростанции региона. Проект модернизации энерго объекта по ряду параметров не имеет аналогов не только в РусГидро, но и в России.

Эзминская ГЭС, строившаяся в 1949–1955 годах, на момент пуска была крупнейшей на Северном Кавказе. Станция спроектирована по деривационной схеме, 164‑метровый напор на турбинах создается при помощи напорных водоводов и безнапорного деривационного тоннеля длиной 7796 м. До пуска в эксплуатацию Зарамагской ГЭС‑1 это был самый длинный гидротехнический тоннель в России.

Обследовали комплексно

При проектировании станции предполагалось, что она станет второй ступенью в каскаде после запланированной более мощной Дарьяльской ГЭС. При этом вода должна была очищаться от наносов на вышестоящей станции, а затем по отводящему тоннелю подаваться прямо в тоннель Эзминской ГЭС, для чего в нем был оставлен особый задел. Похожая схема гораздо позже была реализована на каскаде Нижне-Черекских ГЭС. По этой причине головной узел Эзминской ГЭС проектировался как временный, его эксплуатация планировалась только до пуска Дарьяльской ГЭС. Но планы изменились — от возведения первой ступени тогда отказались (она была построена уже в современной Грузии по совсем другому проекту), а временный головной узел Эзминской ГЭС стал де-факто постоянным.

Реконструкция головного узла Эзминской ГЭС.

Многие годы Эзминская ГЭС исправно вырабатывала электроэнергию, но к началу 2010‑х годов, после 60‑летней эксплуатации, встал вопрос ее модернизации. Для определения объема необходимых работ специалисты ВНИИГ им. Б. Е. Веденеева в 2013 году провели тщательное обследование сооружений и оборудования станции и выявили целый перечень последствий непроектной работы станции.

Так, созданный как временный, головной узел не справлялся с очисткой воды от наносов, в результате они поступали в деривацию, заиливая бассейн суточного регулирования и вызывая повышенный износ гидротурбин, которые приходилось ежегодно ремонтировать. Те же наносы истирали бетон водосливной грани водосбросной плотины и промывных галерей, и ремонты не могли исправить ситуацию.

Стала очевидной необходимость полной реконструкции станции с заменой оборудования и капитальным ремонтом сооружений. Разработку проекта поручили ВНИИГ им. Б. Е. Веденеева, для которого эта работа стала первым подобным опытом. Замену оборудования выполнял Гидроремонт-ВКК. Для проведения работ станцию полностью остановили.

Без ила и фильтрации

На первом этапе, в 2014–2017 годах, выполнили реконструкцию отстойника. Его камеры удлинили на 32,5 м, что значительно повысило эффективность очистки воды от наносов. Одновременно построили новый грязеспуск и зимний обводной канал, чтобы без останова станции выводить в ремонт сооружения головного узла.

Основной этап реконструкции начали в 2020 году. Как в любом большом деле, нашлось место и непредвиденным обстоятельствам. Расположение станции в приграничной зоне рядом с известным пунктом пропуска «Верхний Ларс» усложняло транспортную доставку материалов и оборудования. Добавили проблем и капризы природы: сильным паводком смыло мост, по которому строители переезжали на другой берег Терека. Тем не менее все испытания остались позади, ГЭС преобразилась и обрела вторую молодость.

На головном узле заменено все гидромеханическое и подъемное оборудование. Расчищен от наносов и восстановлен понур. Найденные во время комплексного обследования зоны разуплотнения грунтов в основании сооружений смогли ликвидировать, закачав через пробуренные скважины специальные составы. Строители устранили дефекты бетона и защитили его толстыми стальными листами от абразивного разрушения.

«В деривационном тоннеле были выявлены значительные неровности дна, каверны, локальные обратные уклоны, местами — фильтрация через облицовку. Кальциевые отложения на стенах достигали 15 см в толщину. Все это создавало дополнительное гидравлическое сопротивление и существенно снижало пропускную способность тоннеля. Чтобы это исправить, полностью заменили лотковую часть, удалили кальциевые отложения, это обеспечило оптимальный гидравлический режим, а цементация позволила избавиться от фильтрации. Также было решено убрать мешающий стабилизации гидравлического потока строительный задел под тоннель Дарьяльской ГЭС. В тоннеле проложена волоконно-оптическая линия для надежной и оперативной связи станционного и головного узлов», — рассказал Анатолий Макаров, главный инженер проекта ВНИИГ им. Б. Е. Веденеева.

Бассейн суточного регулирования (БСР) очистили от скопившихся наносов, отремонтировали его бетонное крепление. Были заменены плиты облицовки деривационного канала и смонтирован парапет, предотвращающий падение в канал камней со склонов. Исправили дефекты бетона в напорном бассейне, регуляторе БСР и холостом водосбросе, смонтировали новый грязеспуск. Полностью заменили гидромеханическое оборудование, включая закладные части.

История и современность

Масштабные изменения произошли и в здании ГЭС. «Гидротурбины и генераторы, отслужившие два нормативных срока, заменили на новые, более эффективные гидроагрегаты, что позволило увеличить мощность Эзминской ГЭС ровно на треть — с 45 до 60 МВт», — рассказывает Виталий Тотров, директор Северо-Осетинского филиала РусГидро. Заменили даже закладные части — спиральную камеру и отсасывающую трубу. Для привода направляющего аппарата применили электроциндры. Также полностью обновили предтурбинные затворы, кран машинного зала, оборудование систем управления и контроля.

«Эзминская ГЭС стала первой станцией РусГидро, где не используется масло под высоким давлением, — отмечает Антон Кайгородов, главный инженер Гидроремонта-ВКК. — Для управления гидромеханическим и гидросиловым оборудованием здесь применяются электроцилиндры — это повышает точность управления и экологическую безопасность».

Здание ГЭС было отремонтировано и получило новую кровлю. Кстати, перед стартом реконструкции было решено полностью сохранить исторический облик здания — важная, но не самая простая работа для строителей. На станции заменили трансформаторы и оборудование распределительных устройств. Склону под напорными водоводами требовалось добавить большей устойчивости, его закрепили грунтовыми анкерами и закрыли бетоном, отремонтировали анкерные и промежуточные опоры. Предпроектное обследование показало, что водоводы находятся в хорошем состоянии, поэтому их предварительно очистили и нанесли специальное антикоррозионное покрытие на основе цинка. А снаружи покрасили в цвета российского флага.

История совершила свой оборот. В результате Эзминская ГЭС, которая в текущем году отметит 70‑летний юбилей, стала теперь одной из самых современных станций РусГидро, не потеряв своей уникальности и получив при этом путевку в новую жизнь.

Обследовали комплексно

Реконструкция головного узла Эзминской ГЭС.

Без ила и фильтрации

История и современность

Масштабное обновление идет одновременно на нескольких крупных энергообъектах. На ПС 220 кВ Западная в Артемовском городском округе заменяют основное электротехническое оборудование. На ПС 110 кВ Молодежная в Арсеньеве идет последний этап работ по пусконаладке второго трансформатора мощностью 25 МВА и замена коммутационного оборудования ОРУ. На ПС 35/6 кВ Артемовская увеличена мощность силовых трансформаторов с 16 до 25 МВА. Два новых трансформатора мощностью 10 МВА установлены на ПС 35/6 кВ Тавричанка.

ПС 35 кВ Ипподром переведут на напряжение 110 кВ, установив соответствующее распределительное устройство открытого типа, а также реконструируют ОРУ 35 кВ.

С использованием уникальной технологии, позволяющей проводить работы без отключения линий электропередачи, укрепляют фундаменты и усиливают металлоконструкции опор ЛЭП 110 кВ Давыдовка — Барабаш — Славянка в Хасанском районе.

В сельских населенных пунктах Приморского края, в Артемовске и других муниципалитетах региона идет Реконструкция распределительных сетей, установка новых трансформаторных подстанций, замена опор и изолированного провода.

По сравнению с грандиозной Саяно-Шушенской ГЭС расположенная ниже по течению Майнская гидроэлектростанция выглядит совсем небольшой, хотя мощность у нее вполне солидная – 321 МВт. Эта станция является одной из трех ГЭС в России, выполняющих функции контррегулятора: в ее водохранилище сглаживаются неравномерные расходы воды, возникающие при изменении режимов работы вышележащей гидроэлектростанции. В итоге удобно всем – более мощная ГЭС может работать в соответствии с потребностями энергосистемы, а водопользователи ниже по течению не ощущают никаких неудобств.

Майнская ГЭС является частью Саяно-Шушенского гидроэнергетического комплекса.

Назад в прошлое

В середине 1980‑х годов на Майнской ГЭС были смонтированы три гидроагрегата по 107 МВт каждый. К сожалению, практически сразу после ввода в работу эксплуатация турбин была осложнена конструкторскими несовершенствами механизма разворота лопастей. Устранить их не удалось, и в начале 1990‑х годов турбины были переведены в пропеллерный режим, то есть их лопасти были зафиксированы в одном положении. Такой режим работы уменьшил КПД гидротурбины, снизил ее пропускную способность и, соответственно, снизил эффективность работы станции.

Ситуация осложнялась тем, что Майнское водохранилище так и не было заполнено до проектной отметки, поскольку требовались большие объемы работ по предотвращению подтопления поселка Черемушки. В результате напор на турбинах оказался на 2 метра ниже расчетного, уменьшились и расходы через гидротурбины, соответственно, для обеспечения необходимых объемов пропуска воды в нижний бьеф периодически приходилось открывать водосброс, в том числе и зимой. Это отразилось на энергетических показателях станции.

Попытка исправить существующие турбины в заводских условиях, предпринятая в середине 2000‑х годов, не увенчалась успехом. Стало ясно, что необходима замена оборудования. Модернизацию Майнской ГЭС изначально планировали отдать единственному генподрядчику, который должен был сделать проект под ключ. В 2017 году для получения максимального экономического эффекта решение изменили. В отдельные блоки выделили проектирование, поставку турбинного оборудования, генераторного оборудования, автоматики и отдельный блок – выполнение строительно-монтажных работ (СМР). В данной схеме были задействованы подконтрольные организации Группы РусГидро: Ленгидропроект, который выполнял проектирование, и Гидроремонт-ВКК, на который были возложены функции строительно-монтажной организации.

Работа на опережение

В ходе замены последнего гидроагрегата Майнской ГЭС параллельно был запущен проект Производственной системы РусГидро, направленный на оптимизацию продолжительности реконструкции ГА №2. С ноября 2022 года по октябрь 2023 года на станции специалистами Департамента проектного инжиниринга РусГидро велось отдельное наблюдение за процессом реконструкции, проводились видеофиксация и хронометраж выполнения отдельных блоков работ, фиксировались события, влияющие на сроки. По итогам был разработан перечень мероприятий и подходов, реализация которых позволит в дальнейшем сократить продолжительность аналогичных процессов.

В 2018 году с компаниями «Силовые машины» и ЭЛСИБ были заключены договоры на поставку новых турбин и генераторов. Одновременно было решено заменить и силовые трансформаторы, отработавшие нормативный срок службы. Новое оборудование стало поступать на Саяно-Шушенскую ГЭС в 2020 году.

«Мы формировали технические требования на торги так, чтобы на момент начала работ были максимально поставлены все три комплекта оборудования. Это решение было абсолютно верным. В случае появления проблем с какими‑либо элементами они брались из поставок следующих очередей. Работали не с колес, а со склада», – рассказывает заместитель главного инженера Саяно-Шушенской ГЭС Тимофей Шестаков.

Благодаря задействованию площадей на Саяно-Шушенской ГЭС удалось обеспечить проведение опережающих подготовительных работ. «При реконструкции Майнской ГЭС у нас было уникальное преимущество – близость СШГЭС, – говорит Евгений Кондратцев, главный инженер Саяно-Шушенского филиала Гидроремонта-ВКК. – Там на монтажной площадке часть оборудования проходила расконсервацию и сборку для предварительной проверки узлов всех трех новых агрегатов». Специалисты проверяли резьбу соединений, подгоняли детали турбинного подшипника, вала турбины, подпятника, верхней крестовины генератора и генераторного подшипника. Затем узлы разбирались и поступали на Майнскую ГЭС уже для окончательной сборки перед монтажом.

Конечно, максимально использовались площади самой Майнской ГЭС. На монтажной площадке обрабатывали и чистили детали генератора после распаковки, заранее выполняли прогон резьбы шпилек статора, собирали оборудование.

Транспортировка трансформатора на Майнскую ГЭС.

Креативный подход

Были и нестандартные решения. Например, крестовины второго и третьего генераторов по ходу замены гидроагрегатов собрали заранее, после чего они ждали монтажа на специальных тумбах прямо над работающим соседним агрегатом в машинном зале.

Также в процессе замены оборудования удалось оптимизировать организационные процессы. На первой замене агрегата работали бригады специалистов из гидроцеха, турбинного цеха и цеха электротехнического оборудования Гидроремонта-ВКК. Каждая группа отвечала за свое направление. Такой подход требовал постоянной дополнительной координации, поэтому для замены следующих двух машин занятый в этом проекте персонал объединили в отдельный многопрофильный монтажный участок, который выполнял весь комплекс работ кроме вспомогательных и общестроительных: их оставили цеховым специалистам. С таким опытом бригада «монтажников» СШФ Гидроремонта-ВКК уже востребована на других станциях РусГидро, где ведется замена гидроагрегатов (например, на Угличской и Нижегородской ГЭС).

Успеть все

Первый обновленный гидроагрегат заработал в 2021 году, он был смонтирован за 330 дней. В дальнейшем вводилось по одной машине ежегодно. В ходе работ были заменены все гидротурбины, гидрогенераторы, системы управления гидроагрегатами и вспомогательное оборудование, а также силовые трансформаторы. Их замена производилась поэтапно – по одному трансформатору в год – и была синхронизирована с заменой гидроагрегатов.

Также заменено устаревшее оборудование распределительного устройства на современное КРУЭ 220 кВ, генераторные выключатели и электрические защиты. На станции обновлены маслохозяйство и электрооборудование собственных нужд.

Демонтаж гидроагрегата № 3.

Майнская ГЭС является частью Саяно-Шушенского гидроэнергетического комплекса.

Назад в прошлое

Работа на опережение

Транспортировка трансформатора на Майнскую ГЭС.

Креативный подход

Успеть все

Демонтаж гидроагрегата № 3.

Технические решения для электростанций

Каждый объект гидрогенерации уникален, ведь для его создания требуется учитывать множество факторов — от геологии каждого конкретного створа до тех потребностей, которые решает объект энергетики. За последние 20 лет многие ГЭС получили свои отличительные особенности, которые делают их уникальными... среди других уникальных объектов.

Так, у Зарамагской ГЭС-1 к нескольким инженерным решениям добавляется уточнение «самый». Деривационный тоннель длиной 14,2 км — самый протяженный гидротехнический тоннель в России. Бассейн суточного регулирования расположен в горах на высоте 1600 м, а здание ГЭС находится в горном ущелье. Благодаря перепаду высот у станции самый высокий напор воды — 609 м, который приводит в действие самые крупные в нашей стране вертикальные турбины ковшового типа. Сооружения станции включают также самую глубокую вертикальную шахту турбинного водовода — 507 м.

Бассейн суточного регулирования Зарамагской ГЭС-1 представляет собой огромную бетонную чашу емкостью 144 тыс. м3, расположенную на вершине горы.

Впрочем, каждый новый объект получает свои отличительные признаки. Бурейская ГЭС — крупнейшая в стране станция, построенная с применением укатанного бетона (с пониженным содержанием цемента и использованием специальных добавок), что позволило ускорить процесс строительства. На Нижне-Бурейской ГЭС впервые в России в качестве основного противофильтрационного элемента грунтовой плотины применена технология «стена в грунте» из буросекущих глиноцементных свай высотой 40 м, что также позволило сократить сроки возведения плотины.

С учетом задач РусГидро по развитию энергетики Дальнего Востока у проектных организаций Группы есть возможность осваивать смежные направления. Так, Ленгидропроект сейчас работает над проектами тепловой энергетики, такими как разработка документации на реконструкцию объектов топливоподачи Магаданской ТЭЦ, на строительство новой Арктической ТЭС в Певеке и бинарного блока Мутновской геотермальной электростанции на Камчатке. А один из крупных проектов, который доверили институту, — расширение Партизанской ГРЭС: по сути, на территории действующей станции будет построена еще одна ТЭС с двумя энергоблоками суммарной мощностью 280 МВт.

Информационная система БИНГ-4 ЭО

Вопросы безопасной эксплуатации объектов — приоритетная задача для компании. В помощь энергетикам — цифровые технологии. В 2018 году команда специалистов Аналитического центра филиала «Института Гидропроект» — НИИЭС предложила идею разработки системы, позволяющей в автоматическом режиме рассчитывать индекс технического состояния основного и вспомогательного оборудования электростанций и электросетей. Уже через три года уникальная информационная система БИНГ-4 ЭО была введена в эксплуатацию, а сейчас она используются на всех объектах РусГидро и является основным инструментом оценки состояния всего парка оборудования холдинга, планирования ремонтных работ и работ по модернизации.

Система позволяет централизованно проводить текущую оценку и прогнозировать техническое состояние оборудования энергообъектов в соответствии с отраслевыми требованиями, а также собирать и систематизировать информацию, включая проектную, ремонтную и эксплуатационную документацию.

В 2022–2023 годах специалисты Департамента информационных технологий и цифрового развития, Департамента технического регулирования РусГидро, Аналитического центра филиала «Института Гидропроект» — НИИЭС, Дальневосточного аналитического центра и разработчики программного обеспечения расширили функционал ИС, включив в базу данных оборудование ДРСК. Новые модули позволили внедрить функции автоматического формирования рекомендаций по энергооборудованию, прогнозных значений индексов технического состояния оборудования с учетом «кривых деградации» и многое другое.

Метод гибридного моделирования

При создании любого крупного и уникального сооружения не обойтись без науки. В стенах института были исследованы и получили научное обоснование многие передовые технические решения, внедренные на объектах компании. Новые разработки института позволяют снизить сроки и стоимость строительства, обеспечить надежность сооружений и долговечность конструкций. Инновационные решения касаются не только объектов, но и методов исследования.

Один из таких примеров: для гидравлических исследований пропуска строительных и эксплуатационных расходов Нижне-Бурейской ГЭС, введенной в эксплуатацию в 2019 году, специалисты ВНИИГ им. Б. Е. Веденеева успешно применили метод гибридного моделирования. Суть этого метода заключается в параллельном использовании физических и математических моделей. На физических моделях можно получить надежные данные о пульсационном воздействии потока и параметрах местных размывов русла за ГТС. А математические модели позволяют определить параметры потока в любой точке сооружения, в том числе в труднодоступных местах, рассмотреть условия нестационарного течения и смоделировать общие деформации русла.

Метод гибридного моделирования также использовался при реконструкции креплений за водосбросными сооружениями Жигулевской, Новосибирской и Усть-Среднеканской ГЭС, при решении задач гидравлического обоснования комплекса водосбросных сооружений строящейся в Таджикистане Рогунской ГЭС.

Также специалисты ВНИИГ выполнили ряд работ для объектов энергетики в ДФО: разработали рабочую документацию по сооружению башенной градирни 2-й очереди Благовещенской ТЭЦ, проектную и рабочую документацию по реконструкции башенных градирен Хабаровской ТЭЦ-3, предложили и обосновали технические мероприятия и конструкторские решения по замене градирни Якутской ГРЭС, выдали рекомендации по строительству вентиляторной градирни ТЭЦ в г. Советская Гавань.

Реконструкция Кубанской ГАЭС и Сенгилеевской ГЭС

При реконструкции действующих объектов важно максимально эффективно распорядиться тем, что уже построено. В качестве примера можно привести работу специалистов Мособлгидропроекта над реконструкцией двух электростанций Каскада Кубанских ГЭС.

Бетонирование спиральных камер нового здания Кубанской ГАЭС.

Важная особенность реконструкции Кубанской ГАЭС в том, что строительно-монтажные работы ведутся в условиях, когда существующие сооружения продолжают эксплуатироваться. Это связано с тем, что от работы ГАЭС зависят режим наполнения-сработки Кубанского водохранилища и своевременная подача воды в Большой Ставропольский канал.

Предварительное обследование показало, что здание ГАЭС (кстати, расположенное на дне водохранилища) нуждается в ремонте строительных конструкций, а это невозможно без прекращения работы. Поэтому было предложено построить новое здание ГАЭС (но уже берегового типа), подводящий канал и напорные трубопроводы. Новое здание при помощи двух новых водоводов подключат к существующему водоприемнику, все оборудование которого заменят.

Из-за низких прочностных показателей грунтов основания и ограничений по площади ведения земляных работ основные ГТС возводятся в котловане под защитой ограждающих конструкций типа «стена в грунте».

Сенгилеевская ГЭС также проходит через глобальные изменения: здесь завершается реконструкция уравнительной башни и напорных трубопроводов. Следующий этап реконструкции включает модернизацию деривационного трубопровода, строительство нового водоприемника, здания ГЭС и других сооружений.

В соответствии с техническими решениями при разборке здания ГЭС будут максимально использованы существующие конструкции, что позволит сохранить бетонный массив в качестве основания для нового здания. Для демонтажа конструкций будет использована алмазно-канатная резка, чтобы не нарушить состояние бетона, исключить негативные динамические воздействия на грунты, а также предотвратить разуплотнение существующего грунтового основания. В результате реконструкции установленная мощность Сенгилеевской ГЭС увеличится на 19% — до 17,85 МВт.

Технические решения для электростанций

Информационная система БИНГ-4 ЭО

Метод гибридного моделирования

Реконструкция Кубанской ГАЭС и Сенгилеевской ГЭС

Бетонирование спиральных камер нового здания Кубанской ГАЭС.

Руководители проектов

Егор Попов, руководитель группы по реализации ПКМ Воткинской ГЭС

Сложно завоевать победу, еще труднее ее удержать. С момента внедрения рейтинга представители Воткинской ГЭС неизменно входили в тройку лидеров. Егор Попов по итогам 2023 года стал лучшим среди руководителей проектов. Ранее он занимал призовые места среди планировщиков. Напомним, ранее эту строчку рейтинга занимал его экс-руководитель Алексей Бурнышев (с ноября 2022 года – главный инженер Камской ГЭС).

Программа комплексной модернизации Воткинской ГЭС предусматривает замену всех десяти гидроагрегатов. Весной прошлого года была завершена замена седьмого по счету гидроагрегата со станционным номером 10. Несмотря на задержки в сроках поставки рабочего колеса и вала, агрегат удалось ввести в эксплуатацию на 20 дней раньше установленного срока – 31 мая 2023 года. Чтобы достичь этого, команда проекта оптимизировала календарно-сетевой график: сократила продолжительность работ за счет дополнительного привлечения шефперсонала и монтажников подрядной организации, перераспределила объемы электромонтажных работ на менее загруженные временные интервалы. Из-за санкционных ограничений при замене гидроагрегата специалисты станции изменили схемные решения в системе автоматизированного управления. Также были применены отечественные аналоги датчиков воздушного зазора в системе вибродиагностики.

Летом прошлого года стартовала модернизация восьмой машины – со станционным номером 2. При разработке рабочей документации гидроагрегата впервые принято решение о применении пластиковых трубопроводов в системе технического водоснабжения (ТВС), что в будущем позволит сократить сроки их сборки.

Антон Дронченко, заместитель главного инженера Новосибирской ГЭС по технической части

Антон Дронченко занял призовые места как руководитель и планировщик проекта технического перевооружения ОРУ 220 кВ. На открытом распредустройстве станции масляные выключатели достигли высокой степени износа, и их было необходимо заменить. Работы стартовали в 2015 году: вместо старых выключателей установлены элегазовые. В результате объем используемого масла был сокращен на 135 тонн, срок службы увеличен до 40 лет. Повысилась надежность выдачи мощности Новосибирской ГЭС в энергосистему региона. После комплексных испытаний в октябре 2023 года новое оборудование ОРУ 220 кВ было введено в работу в установленный планом срок. Замена оборудования проходила на действующей станции без ограничения энергоснабжения потребителей и остановки технологического процесса, в условиях режимных ограничений со стороны Системного оператора. Это потребовало от команды и руководителя проекта четко организовать работу по подготовке и контролю выполнения графиков работы подрядных организаций, согласованию проектов производства работ, сметной документации. Постоянно осуществлялся входной контроль качества применяемых материалов и хода работ непосредственно на производственной площадке. Были организованы детальное юридическое сопровождение контрактов, отслеживание исполнений всех договорных обязательств.

По словам Антона Дронченко, к реализации проекта привлекались не только назначенная команда, но и высококвалифицированные специалисты служб главного инженера Новосибирской ГЭС, а в отдельных случаях – эксперты Исполаппарата РусГидро.

Руслан Апажев, ведущий инженер ПТС Кабардино-Балкарского филиала

Как и многие станции, работающие на горных реках, Кашхатау ГЭС сталкивается с проблемой интенсивной заиляемости бассейна суточного регулирования и водохранилища. Мутная вода становится причиной быстрого износа и выхода из строя элементов системы технического водоснабжения (ТВС) гидроагрегатов. В задачи Руслана Апажева и команды специалистов входила реализация проекта модернизации системы ТВС для обеспечения надежной и безаварийной эксплуатации гидроагрегатов станции. Период реализации проекта совпал со сложностями, связанными с пандемией, санкционными ограничениями на поставку зарубежных материалов и оборудования. Благодаря принятию оперативных решений, работе с несколькими производителями и поставщиками проект был завершен в первоначально запланированный срок. Были заменены фильтры грубой и тонкой очистки, запорная и регулирующая арматура, трубопроводы, установлен дополнительный резервуар для подачи осветленной воды объемом 150 м³, что достаточно для непрерывной работы системы ТВС в течение 10 часов на трех гидроагрегатах одновременно.

Планировщики проектов

Игорь Городилов, инженер группы по реализации ПКМ Воткинской ГЭС

Игорь Городилов оптимизировал график замены гидроагрегата №2, благодаря чему были сокращены сроки проведения работ. Сейчас инженер контролирует ход работ непосредственно на рабочей площадке модернизируемого гидроагрегата. Он ведет постоянный мониторинг выполнения работ, участвует в подборе аналогов оборудования, согласовывает рабочую документацию, еженедельно актуализирует календарно-сетевые графики, что позволяет своевременно выявлять отклонения от планируемых сроков.

Александр Ктиторов, инженер группы по реализации программы комплексной модернизации Саратовской ГЭС

Проект модернизации гидротурбин – самый крупный, капиталоемкий и технологически сложный за всю историю эксплуатации станции. Неудивительно, что ключевые кураторы этого проекта с 2022 года входят в число лидеров рейтинга, среди них – Александр Ктиторов.

По контракту с австрийской компанией Voith Hydro до конца 2026 года планировалось заменить 21 вертикальную гидротурбину и модернизировать один гидроагрегат под ключ. В 2023 году, после введения санкций, команда проекта приложила максимальные усилия, чтобы оперативно подобрать альтернативные решения. В кратчайшие сроки удалось спланировать, осуществить поставку и приемку основных компонентов турбин австрийской компании для оставшихся пяти гидротурбин. Инженер так составил графики поставки оборудования и производства работ, что модернизация была продолжена без снижения темпов, в рамках планируемых сроков работ. На сегодняшний день на Саратовской ГЭС модернизированы 17 из 22 вертикальных гидроагрегатов, а работы по замене гидротурбин продолжаются с участием теперь уже Тяжмаша.

Перенос рабочего колеса гидроагрегата Саратовской ГЭС.

Антон Дронченко, заместитель главного инженера Новосибирской ГЭС по технической части

Инженер победил одновременно в двух номинациях. При этом надо отметить, что с 2021 года планирование техперевооружения ОРУ 220 кВ осуществлялось совместно с руководителем группы электротехнического оборудования ПТС Новосибирской ГЭС Алексеем Кондратьевым.

Руководители проектов

Егор Попов, руководитель группы по реализации ПКМ Воткинской ГЭС

Антон Дронченко, заместитель главного инженера Новосибирской ГЭС по технической части

Руслан Апажев, ведущий инженер ПТС Кабардино-Балкарского филиала

Планировщики проектов

Игорь Городилов, инженер группы по реализации ПКМ Воткинской ГЭС

Александр Ктиторов, инженер группы по реализации программы комплексной модернизации Саратовской ГЭС

Перенос рабочего колеса гидроагрегата Саратовской ГЭС.

Антон Дронченко, заместитель главного инженера Новосибирской ГЭС по технической части

Подстанция 110/6 кВ Судоверфь предназначена для надежного электроснабжения поселка Жатай и строящейся там судоверфи, а также для создания резерва мощности под нужды поселка и Якутска. Новая подстанция полностью автоматизирована, оснащена самым современным оборудованием, адаптированным для работы в суровом климате с рекордными минусовыми температурами. Одновременно с ней построены линии электропередачи протяженностью более 5 км.

Торжественная церемония ввода в работу этой подстанции проходила в формате телемоста, организованного из обновленного учебно-производственного центра «Марха», строительство нового корпуса для которого также завершилось в конце 2023 года.

Лаборатории, мастерские и учебные аудитории центра укомплектованы высокотехнологичными тренажерами с современным программным обеспечением. Также имеются полигоны распределительных сетей, электрооборудования сетей и подстанций, многофункциональный полигон верхолазных работ – все это позволяет реализовывать более 280 образовательных программ по различным рабочим специальностям. Обучение здесь могут проходить сотрудники не только Якутскэнерго, но и других организаций.

15,3 млрд руб.

выделено средств на программу МиРЭК

11,8 млрд руб.

профинансировано мероприятий

Завершена реконструкция двух важных центров питания в пригороде Владивостока – ПС 110/6 кВ Промузел и 35 кВ Академическая. Благодаря замене трансформаторов увеличилась мощность подстанций, появилась возможность подключения новых потребителей. В Арсеньеве на ПС 110 кВ Молодежная ввели в работу новый трансформатор, модернизировали распредустройство 35 кВ.

Реконструкция ЛЭП, питающих контактную сеть Российских железных дорог, – еще одно важное направление программы МиРЭК. В этом году были построены две линии 110 кВ: Артемовская ТЭЦ – Смоляниново/т и Уссурийск-2 – Уссурийск/т, реконструирована ВЛ 110 кВ Береговая-1 – Садовая. Общая протяженность линий составляет 55 км. Еще по двум питающим линиям работы завершатся в 2024 году, что позволит повысить пропускную способность железных дорог в Приморье.

Подстанция «Академическая»

Во Владивостоке реконструированы ВЛ 35 кВ А-З с отпайкой на ПС Соллерс, ПС Луговая №1, 2 с переводом в кабельное исполнение. Завершена реконструкция высоковольтных линий: ВЛ 110 кВ Спутник – Промузел (3,68 км), КВЛ 35 кВ Русская – Эгершельд (2,57 км) и КВЛ 35 кВ Эгершельд – КЭТ (3,3 км).

В 2023 году расчищено просек линий электропередачи в объеме 2670 га, произведена реконструкция распределительных сетей 0,4–6(10) кВ: заменено стоек опор в количестве 1940 единиц, заменено 41,5 км провода, установлена 91 комплектная ТП 0,4–6(10) кВ, смонтированы и включены в сеть 22 реклоузера.

В 2024 году работы по программе МиРЭК будут продолжены. В частности, планируется завершить реконструкцию ПС 110 кВ Молодежная 2 х 25 МВА, ПС 35 кВ Тавричанка 2 х 10 МВА, ПС 35 кВ Артемовская 2 х 25 МВА. В настоящее время основное оборудование изготовлено, на подстанциях ведутся строительно-монтажные работы, готовность объектов составляет 65–95%. Близка к завершению реконструкция ВЛ 110 кВ Садовая – Смоляниново/т. Строительная готовность ВЛ 110 кВ Надеждинская/т – Западная составляет 52%. Реконструируются ВЛ 110 кВ АТЭЦ – Промузел, ВЛ 110 кВ Волна – Чайка, ВЛ 35 кВ Спутник – Угловая. Завершаются работы по замене наиболее аварийных опор на ВЛ 110 кВ Давыдовка – Барабаш – Славянка.

Мы уже видим изменение динамики аварийности в Хасанском, Надеждинском, Шкотовском муниципальных районах, Владивостокском, Артемовском и Партизанском городских округах, где чаще всего происходили сбои электроснабжения по причине погодных условий. За первые три года реализации МиРЭК количество аварий снизилось на 13,9% по сравнению с 2020 годом.

Сергей ПЕТРОВ,

заместитель директора департамента по электросетевому комплексу Департамента организации производственной деятельности объектов энергетики ДФО РусГидро

15,3 млрд руб.

выделено средств на программу МиРЭК

11,8 млрд руб.

профинансировано мероприятий

Подстанция «Академическая»

Мы уже видим изменение динамики аварийности в Хасанском, Надеждинском, Шкотовском муниципальных районах, Владивостокском, Артемовском и Партизанском городских округах, где чаще всего происходили сбои электроснабжения по причине погодных условий. За первые три года реализации МиРЭК количество аварий снизилось на 13,9% по сравнению с 2020 годом.

Сергей ПЕТРОВ,

заместитель директора департамента по электросетевому комплексу Департамента организации производственной деятельности объектов энергетики ДФО РусГидро

В рамках государственной программы по развитию тепловой энергетики Дальнего Востока РусГидро реализует шесть проектов. Общая электрическая мощность всех участвующих в программе объектов составит 2,1 ГВт, а тепловая превысит 2500 Гкал/ч.

Программа масштабной реконструкции Владивостокской ТЭЦ-2, основного источника электрической и тепловой энергии столицы Приморья, предусматривает замену трех изношенных турбоагрегатов, монтаж трех новых котлоагрегатов вместо шести существующих, а также переустройство котельного и турбинного отделений главного корпуса. Важная особенность реконструкции – все работы выполняются на действующем энергообъекте, без его отключения.

Работы по модернизации станции начались в 2021 году и реализуются в несколько этапов. В рамках первого из них турбоагрегат №1 был заменен на новый, более мощный. Вместо двух котлоагрегатов с высокой степенью износа был установлен один, повышенной паропроизводительности. Практически полностью заменены строительные конструкции котельного и турбинного отделений, большое количество вспомогательного и электротехнического оборудования.

Участники проведения индивидуальных испытаний ТГ-1 Владивостокской ТЭЦ-2.

В декабре 2023 года закончены строительно-монтажные работы, проведены комплексные испытания котлоагрегата и получено разрешение на ввод объекта в эксплуатацию. Для завершения в установленный срок всех работ первого этапа персонал Приморского филиала УК ГидроОГК и ВТЭЦ-2 в круглосуточном режиме сопровождал работу подрядных организаций.

После проведения комплексных испытаний и оформления необходимых документов турбоагрегат №1 будет перемаркирован – его мощность увеличится с 80 до120 МВт. Все работы по модернизации ВТЭЦ-2 планируется завершить в 2028 году. Установленная электрическая мощность обновленной станции увеличится с 497 до 574 МВт, тепловая – с 1051 до 1115 Гкал/ч.

[~DETAIL_TEXT] =>

Участники проведения индивидуальных испытаний ТГ-1 Владивостокской ТЭЦ-2.

Солнечная электростанция установленной мощностью 90 кВт работает совместно с действующей дизельной электростанцией в селе Долиновка.

На базе новой солнечной и дизельной генерации в 2024 году планируется создать автоматизированный гибридный энергокомплекс (АГЭК) с единой системой управления и системой накопления энергии. За счет возобновляемой солнечной энергии будет минимизирована выработка ДЭС, что позволит снизить расход дорогостоящего дизтоплива на 67 тонн в год и уменьшить негативное воздействие на окружающую среду.

Проект модернизации локальной генерации реализован в рамках исполнения положений Указа Президента РФ. В 2023–2025 годах РусГидро запланировало строительство АГЭК в 72 населенных пунктах Якутии и в шести на Камчатке. В шести якутских поселках, изолированных от единой энергосистемы России, такие энергокомплексы уже работают. АГЭК возводятся в рамках механизма энергосервисного договора, который предполагает финансирование всех работ за счет средств инвесторов. Возврат инвестиций осуществляется за счет экономии расходов на топливо, заложенных в тарифе.

ЦИФРЫ

256
солнечных панелей смонтировано на территории СЭС площадью 1 га

До 115 тыс. кВт·ч
в год составит выработка зеленой электроэнергии

[~DETAIL_TEXT] =>

ЦИФРЫ

256
солнечных панелей смонтировано на территории СЭС площадью 1 га

До 115 тыс. кВт·ч
в год составит выработка зеленой электроэнергии

Теплоснабжение поселка до 2023 года обеспечивала Майская ГРЭС. Модернизация одной из старейших ТЭС Дальнего Востока, давшей первый ток еще в 1938 году, была признана нецелесообразной, и ее функции постепенно начали выполнять два новых энергообъекта.

Электрическую мощность полностью заместила пущенная в 2020 году Совгаванская ТЭЦ. Для этого в поселке Майский построена и введена в эксплуатацию подстанция 35/10 кВ Май – к ней подключены потребители, ранее получавшие электроэнергию с местной ГРЭС.

Теплообеспечение взяла на себя недавно сданная в эксплуатацию Майская котельная. Тепловая мощность пяти работающих на угле водогрейных котлов составляет 15,045 Гкал/ч. Рассматривается возможность подключения к новой котельной потребителей поселка Бяудэ, который сейчас отапливает устаревшая котельная.

Водогрейные котлы Майской котельной.