Nashidvery.ru

Наши Двери
0 просмотров
Рейтинг статьи
1 звезда2 звезды3 звезды4 звезды5 звезд
Загрузка...

Заменили выключатели 110 кв

Заменили выключатели 110 кв

Историческая летопись филиала ПАО «Россети Кубань» Армавирские электрические сети начинается с 1965 года. Историческая летопись филиала ПАО «Россети Кубань» Армавирские электрические сети начинается с 1965 года. Приказом председателя Государственного производственного комитета по энергетике и электрификации СССР от 21 января 1965 №9 были организованы Восточные электрические сети с местонахождением в городе Армавире Краснодарского края. 1 апреля 1965 года в составе Краснодарэнерго были образованы Армавирские электрические сети, к которым были присоединены Восточные электрические сети и Отрадненский район распределительных электрических сетей.

Первым директором предприятия стал Бондарь Петр Васильевич (директор АрЭС в период с 1965 по 1971 гг.). Главным инженером был Роговцов Василий Григорьевич (период работы с 1965 по 1976 гг.)

В 1965 году на балансе предприятия числилось 13 подстанций 35-110 кВ, 535 трансформаторных подстанций 6-10/0,4 кВ и около 3300 км линий электропередачи.

Службы и управленческий аппарат располагались тогда на территории и в зданиях Армавирских электромеханических мастерских. Но предприятие стремительно развивалось: строятся центральный склад, гараж, столярная мастерская, здание для размещения производственных служб, здание под столовую-буфет, устанавливается радиовышка. Электромеханические мастерские оснащаются современным станочным оборудованием (фрезерные, плоскошлифовальные, токарные, кузнеца для обработки металла, в том числе гальванопокрытия). Стали выпускать телевышки, смонтированные на базе БКО (по авторскому изобретению Бондарь П.В.). Выпущено более 100 телевышек. Начали ремонтировать силовые трансформаторы до 10000 кВт. Изготовлено свыше двух тысяч лазов с эксцентрическим полиэтиленовым роликом (авторское изобретение Бондарь П.В.).

В те годы широко развернулось капстроительство. Появились железобетонные опоры, новые изоляторы, провода АС-50, 35, А-50, 35, 25. Активно внедрялась диспетчеризация сетей с ОВБ и ОРП. Шел неуклонный рост количества подстанций.

В 1966 году построены: ПС 35 кВ «Попутная» и ПС 35 кВ «Удобная» в Отрадненском районе. В 1967 году построена ПС 35 кВ «Коноково». В 1968 году построены: ПС 35 кВ «Митрофановская», ПС 35 кВ «Соколовская». В 1969 году построены: ПС 35 кВ «Бесскорбная», ПС 35 кВ «Кавказская», ПС 35 кВ «Стеблицкая», ПС 35 кВ «Темижбекская».

1969-1973 годы запомнились сотрудникам Армавирских сетей как самые стихийные – пыльные бури, гололед. Мастерам и электромонтерам приходилось и днем, и ночью, в выходные, не считаясь со временем, бороться с последствиями стихий. Например, в 1973 году был такой сильный гололед, что толщина льда на проводах достигала 15 см.

В 1970 году построены: ПС 110 кВ «Подгорная Синюха», ПС 35 кВ «Отрадо-Ольгинская». В 1971 году построены: ПС 35 кВ «Зарьковская», ПС 35 кВ «Передовая».

В 1972 году Армавирские электрические сети возглавил Лесик Юрий Иосифович (директор АрЭС в период с 1971 по 1981 гг.). Главным инженером в период с 1977 по 1981 гг. работал Киричков Николай Стефанович.

Для улучшения энергоснабжения, как объектов Армавирских электрических сетей, так и края в целом, в 1973 году была введена в эксплуатацию крупнейшая подстанция Северного Кавказа – ПС 330/220/110 кВ «Армавирская». Ввод в работу ПС 330 кВ «Армавирская» позволил проводить дальнейшее строительство ПС 110 кВ.

В 1973 году построены: ПС 110 кВ «Казанская», ПС 35 кВ «Ботаника». В 1974 году построены: ПС 110 кВ «Речная», ПС 110 кВ «Забайкаловская», ПС 110 кВ «Кубань», ПС 110 кВ «Отрадная», ПС 35 кВ «Горьковская», ПС 35 кВ «Маломино», ПС 35 кВ «Новокубанская», ПС 35 кВ «Прочноокопская», ПС 35 кВ «Убеженская».

В 1975 году в составе Армавирских электрических сетей образован Успенский РЭС.

В 1975 году построены: ПС 110 кВ «Восток», ПС 110 кВ «Советская». В 1976 году построены: ПС 110 кВ «КНИИТИМ», ПС 35 кВ «Бесстрашная», ПС 35 кВ «Дмитриевская», ПС 35 кВ «Мирская», ПС 35 кВ «Надежная». В 1977 году построена ПС 35 кВ «Биофабрика». В 1978 году построены: ПС 35 кВ «Лесная», ПС 35 кВ «Скобелевская». В 1979 году построены: ПС 110 кВ «Дивная», ПС 110 кВ «Отрадо-Кубанская», ПС 35 кВ «Заводская», ПС 35 кВ «Очистные сооружения», ПС 35 кВ «Плодовая», ПС 35 кВ «Хуторок».

Читайте так же:
Выключатель клавишный 250v 15а

20 октября 1980 года Кавказский административный район претерпел реорганизацию, в результате которой в рамках прежних границ района появились два новых: Гулькевичский, с районным центром в городе Гулькевичи, и Кавказский, с районным центром в станице Кавказской. В соответствии с этим в 1981 году прежний Кавказский РЭС тоже разделился на два новых: Гулькевичский РЭС и Кавказский РЭС.

В 1980 году построены: ПС 110 кВ «ЗТВС», ПС 35 кВ «ГПТФ», ПС 35 кВ «Малотенгинская», ПС 35 кВ «Озерная», ПС 35 кВ «Юбилейная».

В 1981 году Армавирские электрические сети возглавил Киричков Николай Стефанович. В должности руководителя предприятия Киричков Н.С. работал до 2008 года. Главным инженером назначен Заплавнов Николай Петрович (период работы в должности главного инженера с 1981 по 1997 гг.). В период с 1997 по 2007 гг. главный инженер филиала — Шаповалов Владимир Викторович.

В 1981 году построены: ПС 110 кВ «ГНС-1», ПС 110 кВ «КПТФ», ПС 35 кВ «Благодарная», ПС 35 кВ «Марьино», ПС 35 кВ «Трехсельская». В 1982 году построены: ПС 110 кВ «Найденовская», ПС 110 кВ «УНПС», ПС 35 кВ «Ляпино», ПС 35 кВ «Подлесная».

В 1985 году впервые в Успенском районе Краснодарского края была проведена полная телемеханизация подстанций района, разработано техническое задание и внедрен управляющий комплекс на базе компьютера IBM, внедрен комплекс телемеханики «Компас». Успенский РЭС всегда являлся первым в освоении новой техники. Так, коллективом РЭС была освоена установка «Сатурн» для испытания автоматических выключателей, а затем проведена замена всех масляных выключателей 10 кВ вакуумными на подстанции 35 кВ «Марьино».

Предприятие интенсивно развивалось: строились ремонтно-производственные базы (РПБ) в районах. В 1975 году завершено строительство здания Новокубанского РЭС. В 1979 году построена база в с. Успенском с двухэтажным административным зданием, гаражными боксами, складскими и подсобными помещениями. В 1984 г. сдана в эксплуатацию РПБ Гулькевичского РЭС. В 1996 году построена и сдана в эксплуатацию РПБ Кавказского РЭС.

В 1985 году построены: ПС 35 кВ «Глубокая», ПС 35 кВ «Горькая Балка», ПС 35 кВ «Зеленчукская», ПС 35 кВ «Плодопитомник». В 1987 году построена ПС 35 кВ «Венцы». В 1988 году построена ПС 35 кВ «Успенская».

В 1989 году в Гулькевичском РЭС была выполнена телемеханизация электроподстанций с выдачей телесигнализации и замера токов нагрузки и уровней напряжения на пульт дежурному диспетчеру.

В начале 90-х годов в пос. Глубоком Новокубанского района был построен Учебно-тренировочный полигон для обучения и тренировок электромонтеров по эксплуатации распределительных сетей и оперативно-выездных бригад, а также проведения соревнований бригад распределительных сетей и оперативно-выездных бригад.

В 1990 году построены: ПС 110 кВ «Прогресс», ПС 110 кВ «Радуга», ПС 110 кВ «Тепличная». В 1992 году построена ПС 35 кВ «Маяк».

В период с 01.08.2008 по 23.03.2009 года возглавлял предприятие Брижань Алексей Васильевич. Главный инженер предприятия в период с 2007 по 2012 гг – Зелепукин Александр Николаевич.

В период с 24.04.2009 по 04.12.2019 директором предприятия являлся Магдеев Рустам Хайдарович. В 2013-2014 гг. главный инженер предприятия – Гетманов Андрей Петрович. С 27.11.2014 первым заместителем директора филиала – Главным инженером трудится Бабцов Андрей Александрович.

2014 год был ознаменован проведением главного события страны – Олимпиады в Сочи. Энергетики Армавирских электросетей принимали участие в проведении реконструкции и модернизации распределительной сети Адлерского района, тем самым обеспечив электроснабжение так называемой зоны международного гостеприимства во время Олимпийских игр. Условия труднодоступной горной местности и плотной городской застройки требовали от специалистов особой ответственности и сноровки.

В 2014 году проведена реконструкция открытого распределительного устройства (ОРУ) 110 кВ на подстанции 110 кВ «Дивная», в рамках которой были заменены выработавшие свой ресурс отделители и короткозамыкатели 110 кВ на элегазовые выключатели 110 кВ, установлены современные разъединители 110 кВ с электромоторным приводом, смонтирован секционный элегазовый выключатель 110 кВ, а также построен общеподстанционный пункт управления.

Читайте так же:
Выключатели воздушные выключатель напряжение 35 кв тип вву

В 2015 г. бригады энергетиков принимали активное участие в ликвидации последствий чрезвычайной ситуации в республике Крым. Персонал филиала был одним из первых, кто отправился на помощь своим коллегам-энергетикам, после того как 22 ноября республика была полностью обесточена. Бригады филиала оказывали помощь по подключению потребителей и социально значимых объектов к резервным источникам энергоснабжения.

В 2015 г. на подстанции 110 кВ «Армавирская ТЭЦ» построено здание общеподстанционного пункта управления (ОПУ), в 2016 г. ОПУ оснащен современными микропроцессорными устройствами релейной защиты и противоаварийной автоматики, смонтированы щиты собственных нужд и постоянного тока, установлена аккумуляторная батарея. В том же году на подстанции 110 «Забайкаловская» заменили устаревший масляный выключатель на современный элегазовый.

В 2017 году в рамках реконструкции ПС 110 кВ «Забайкаловская» общеподстанционный пункт управления энергообъекта был оснащен микропроцессорными устройствами релейной защиты и автоматики нового поколения, произведена замена отделителя и короткозамыкателя на более долговечный и надежный элегазовый выключатель.

В 2017 году на ПС 110 кВ «Речная» заменили щит постоянного тока на новые автоматизированные микропроцессорные панели, смонтировали новую аккумуляторную батарею и подзарядные устройства, а также заменили масляный выключатель 110 кВ на элегазовый.

В 2018 году на подстанции 110 кВ «УНПС» заменили два масляных выключателя 110 кВ на элегазовые.

В июле-августе 2018 г. работники Армавирских электросетей приняли участие в масштабных Всероссийских учениях в Дагестане по реконструкции энергокомплекса республики, в которых было задействовано свыше 2000 энергетиков со всей страны.

В 2018 году энергетики Армавирских электросетей приняли участие в завершающем этапе строительства современной, высокотехнологичной подстанции 220 кВ «Порт» на Тамани для развития инфраструктуры Таманского полуострова.

В 2019 году на подстанции 35 кВ «Биофабрика» в Новокубанском районе взамен масляных выключателей 10 кВ были смонтированы 12 вакуумных выключателей, вместо устаревшего электромеханического оборудования на энергообъекте смонтировали микропроцессорные устройства релейной защиты и автоматики нового поколения.

С 8 апреля 2020 года директором предприятия является Рязанцев Дмитрий Юрьевич.

В 2020 году на ПС 110 кВ «Восток» заменили девять масляных выключателей 10 кВ на современные вакуумные, установили новейшие микропроцессорные устройства релейной защиты и автоматики.

Важнейшие из задач, стоящие сегодня перед коллективом энергетиков, это техническое перевооружение и модернизация электрических сетей, дальнейшая цифровизация сетей, масштабное внедрение автоматизированной системы учета электроэнергии, строительство и реконструкция энергообъектов для обеспечения растущих потребностей энергорайона в электроэнергии.

ЭЛЕГАЗОВЫЙ ВЫКЛЮЧАТЕЛЬ ВГТ-110
Ресурсные возможности

Элегазовую технику Великолукский завод электротехнического оборудования серийно выпускает с 2009 г. Для ее разработки и производства было специально учреждено ООО «ЗЭТО-Газовые технологии». Новая компания сосредоточилась на организации технологического процесса, для которого характерны прежде всего особый контроль ответственных узлов и деталей на каждом этапе, а также соблюдение требований санитарно-гигиенической и экологической безопасности.

Первые же продукты с элегазовой изоляцией, выведенные на рынок «ЗЭТО-Газовые технологии», – колонковые выключатели серии ВГТ на 110 кВ и трансформаторы тока серии ТОГФ на 110 и 220 кВ хорошо зарекомендовали себя в работе. В 2011 г. выключатели ВГТ-110 и трансформаторы ТОГФ-110 были аттестованы Федеральной сетевой компанией и рекомендованы для применения на ее объектах.

Удачно стартовавшая элегазовая программа расширяется. «ЗЭТО-Газовые технологии» ведет работу над баковым выключателем на 110 кВ, колонковым на 220 кВ и КРУЭ 110 кВ, начинает производство трансформаторов ТОГФ на 330 и 500 кВ.

Современное элегазовое оборудование благодаря своим характеристикам пользуется устойчивым спросом и в России, и за рубежом.

Современные выключатели должны обеспечивать надежное отключение токов, в том числе токов КЗ, быстрое выполнение операций, быть взрыво- и пожаробезопасными, пригодными для циклов АПВ, обладать достаточным коммутационным и механическим ресурсом для работы в течение 30 лет без капитального ремонта, иметь минимальные габариты и массу. Выключатели серии ВГТ-110 производства «ЗЭТО-Газовые технологии» соответствуют всем этим требованиям, а их ресурсные возможности исследованы в ходе многочисленных испытаний (фото 1–4).

Элегазовый колонковый выключатель ВГТ-110-40 прошел типовые испытания в испытательных центрах, имеющих стенды, которые обеспечивают исполнение требований ГОСТ 52565-2006 в полном объеме. В процессе типовых испытаний были проведены дополнительные исследования аппарата для точного определения параметров ресурса (табл. 1).

Читайте так же:
Автоматический выключатель трехфазный с нейтралью

Табл. 1. Исследование ресурсных возможностей выключателя ВГТ-110-40

Фото 1. Выключатель ВГТ-110–40 в испытательном центре КЕМА

Фото 2. Сборочный цех элегазового оборудования

Фото 3. Готовая продукция

ИССЛЕДОВАНИЯ РЕСУРСНЫХ ВОЗМОЖНОСТЕЙ

Ряд элементов выключателя под воздействием электрического тока (дугогасительные контакты и фторопластовые сопла), механического износа (детали привода и серебряное покрытие главных контактов), климатических факторов и времени (уплотнения) теряют свои свойства и должны быть заменены в процессе эксплуатации, когда исчерпают свой ресурс. Учитывая, что ремонт элегазовых аппаратов требует специального технологического оборудования, разработчики стремятся обеспечить такой ресурс, которого хватит на максимальное время.

Для ВГТ-110, как и для большинства высоковольтных выключателей, представленных сегодня на рынке, декларируется достаточно длительный срок службы – 40 лет. Подтверждением заявленных параметров коммутационного аппарата производства «ЗЭТО-Газовые технологии» служат положительные результаты испытаний в самых жестких режимах в соответствии с требованиями ГОСТ 52565-2006.

Коммутационный ресурс

Выключатель ВГТ-110 отличается особой конструкцией автокомпрессионной камеры с эффектом термокомпрессии. Камера обеспечивает надежное отключение полного тока с использованием энергии дуги при коммутации с достаточно низкой энергией взвода пружин привода. Коммутационный ресурс выключателя ВГТ-110-40 предварительно оценивался в испытательном центре КЕМА при испытаниях в режиме Т100S и окончательно определялся в ИЦ ВА «НТЦ электроэнергетики».

Износ контактов имел следующие значения:

  • износ контактов при испытаниях в КЕМА (15 отключений на чистом элегазе, среднее значение тока отключения 33,86 кА, среднее время горения дуги 13 мс) составил около 10 мм;
  • износ контактов при испытаниях в ИЦ ВА «НТЦ электроэнергетики» (21 отключение на чистом элегазе при давлении 0,5 МПа, среднее значение тока отключения 40,6 кА, среднее время горения дуги 15,2 мс) составил около 20 мм;
  • износ контактов при испытаниях в ИЦ ВА «НТЦ электроэнергетики» (20 отключений на смеси SF6 и СF4 при давлении 0,7 МПа, среднее значение тока отключения 40,4 кА, среднее время горения дуги 16,3 мс) составил около 20 мм.

Необходимо подчеркнуть, что выключатель ВГТ-110 выдержал испытания в полном (неразделенном) цикле О – 0,3 с – ОВ – 20 с – ОВ (цикл двукратного АПВ) в режиме отключения полного тока T100S. По утверждению специалистов KEMA, подобные испытания в неразделенном цикле они проводили впервые.

Коммутационный ресурс выключателя ВГТ-110-40 составляет 20 отключений со средним временем горения дуги 16 мс, что позволяет эксплуатировать изделие в течение срока службы 40 лет без замены дугогасительных контактов и сопл.

Контрольным параметром коммутационного ресурса является изменение момента замыкания контактов, ограниченное 20 мм.

Механический ресурс

Испытания для определения механического ресурса выключателя ВГТ-110-40 проводились по требованиям для выключателя с повышенной механической стойкостью согласно п. 4.1.8 ГОСТ 52565-2006, с числом включений и отключений 10000 по п. 9.2.4.3 и серийностью, указанной в табл. 2, при давлении заполнения 0,5 МПа (абсолютное, приведенное к 20 °С).

Серия испытаний (табл. 2) повторялась пять раз. Механические характеристики после испытаний остались в норме (рис. 1).

Табл. 2. Испытания ресурса механической прочности

№ п/пЦикл операцийНапряжение на зажимах цепей управленияЧисло циклов
1В – 1 мин – О – 1 минНижний предел
Номинальное
Верхний предел
500
500
500
2О – 0,3 с – ВО – 20 с – В – 3 минНоминальное250

Рис. 1. Изменение собственного времени отключения выключателя ВГТ-110

Механический ресурс выключателя ВГТ-110-40 составляет 10000 циклов ВО, что позволяет эксплуатировать изделие в течение срока службы 40 лет без замены деталей привода и главных контактов.

Испытания на нагрев

После испытаний на механическую стойкость были проведены критериальные испытания главной токоведущей цепи на нагрев при продолжительном режиме работы. Исследовались превышения температур токоведущих частей полюса выключателя при длительном протекании номинального тока 3150 А и нижнем пределе избыточного давления 0,42 МПа.

Все полученные в ходе испытаний результаты были намного ниже значений, допускаемых ГОСТ 8024 при температуре окружающей среды 40 °С. Отсутствие изменений после 10 000 операций ВО подтверждает, что состояние контактных деталей и контактных поверхностей обеспечивает возможность длительного пропускания через них тока, равного номинальному.

Читайте так же:
Автоматический выключатель ekf 25а 30ма

Ресурс герметичности

Производители элегазовых выключателей обычно указывают величину годовой утечки SF6, равную 1% или 0,5%. Это означает, что при разнице между величиной давления заполнения и величиной минимального давления в 20% ресурс составляет 20 или 40 лет соответственно.

Первоначально, при сборке на предприятии, газоплотность выключателя обеспечивается конструкцией уплотнений (формой и чистотой канавок, упругими свойствами материала уплотнений), технологией сборки и проверки при приемо-сдаточных испытаниях. В процессе эксплуатации величина утечки меняется в зависимости от температуры окружающей среды и времени службы аппарата.

Благодаря конструкции уплотнительных узлов ВГТ-110, в том числе гидравлической герметизации узла поворотного механизма в картере полюса, утечка элегаза не превышает 0,5% в год.

Для выключателя ВГТ-110-40 степень изменения годовой утечки в диапазоне температур эксплуатации, определенная при климатических испытаниях, составила 1,5 раза. С учетом этого, для обеспечения величины годовой утечки при эксплуатации в 0,5%, годовая утечка при приемосдаточных испытаниях установлена в 0,3%. Величина утечки, определенная во время климатических испытаний, представлена в табл. 3.

Табл. 3. Величина годовой утечки элегаза

Время, ч24107211290
Величина годовой утечки, %0,260,270,380,37

В настоящее время ресурс герметичности выключателя ВГТ-110-40 ограничивается 20-летним сроком эксплуатации уплотнений, заявленным их производителем. Решение о необходимости замены уплотнений будет приниматься по истечении этого срока в зависимости от величины давления элегаза в аппарате.

В целом норма 0,5% годовой утечки с учетом поправки на влияние температуры эксплуатации при разнице минимального давления и давления заполнения в 20% предполагает замену уплотнений через 40 лет.

ЗАО «ЗЭТО»
182113, Псковская обл., Великие Луки, пр. Октябрьский, 79
(81153) 6-37-73
marketing@zeto.ru
www.zeto.ru

© ЗАО «Новости Электротехники»
Использование материалов сайта возможно только с письменного разрешения редакции
При цитировании материалов гиперссылка на сайт с указанием автора обязательна

Переход на элегаз продолжается

—> Тяговая подстанция Шушково была построена 1956 году, с тех пор и до настоящего времени на ней работали два масляных выключателя 110кВ типа МКП-110. Постепенно они накопили солидный моральный и физический износ. Выключатели выполняют важную функцию – обеспечивают надёжную работу тяговой подстанции и защиту силового оборудования при возникновении неисправностей. В 2015 году заменили первый масляный выключатель. И вот недавно ввели под нагрузку второй элегазовый выключатель 110кВ.

– Перед запуском провели опытную эксплуатацию выключателя в течение 72 часов на холостом ходу, – рассказал начальник тяговой подстанции Шушково Сергей Чекрыжов. – Работникам дистанции больше не придётся проверять уровень масла, доливать его и брать пробы на анализ. Осмотр оборудования заключается в контроле давления элегаза по манометрам.

Элегаз, или гексафторид серы, в выключателях 110 кВ выполняет функцию среды гашения электрической дуги. Это негорючий тяжёлый бесцветный и нетоксичный газ. Он отличается высокими электроизолирующими и дугогасящими свойствами, высоким напряжением пробоя, инертностью и дешевизной.

– Технические характеристики материалов, из которых сделаны современные элегазовые
выключатели, позволяют использовать их в более широком диапазоне, чем масляные, – сообщил заместитель начальника Ярославской дистанции электроснабжения Северной дирекции по энергообеспечению Сергей Чвырин. – Выключатели оснащены надёжными и чувствительными устройствами релейной защиты. Скорость срабатывания элегазового выключателя в десятки раз выше масляного. А в энергетике чем быстрее отключили повреждённый участок при аварии, тем меньше устройств будет нарушено. С установкой элегазовых выключателей повышается надёжность работы устройств, а значит, и безопасность движения поездов.

В конце 2018 года аналогичный элегазовый выключатель 110 кВ вместо масляного установили на тяговой подстанции Коромыслово.

В 2019 году планируется замена второго. Тяговая подстанция Коромыслово стоит на перегоне Ярославль-Главный – Ростов, в зоне так называемого лимитирующего подъёма. Когда поезд движется по участку железной дороги с подъёмом, важно обеспечить на токоприёмнике достаточный уровень напряжения.

Читайте так же:
Выключатель реостат принцип работы

Стальную магистраль на основных направлениях зоны обслуживания Ярославской дистанции электроснабжения строили в 1956 году из расчёта на пропуск поездов весом до 5 200 т. Обновление оборудования позволяет пропускать по участку составы большего веса, на сегодня – до 8 000 т.

К важным проектам ярославских энергетиков, успешно завершённым в последнее время, можно также отнести и замену трансформаторной подстанции ТП122 на станции Кострома, которая питает потребителей Костромского железнодорожного узла. Подстанция, построенная в 1958 году, уже дважды выработала свой ресурс, и её оборудование не соответствовало запрашиваемой мощности, более того, она была весьма неудобной в обслуживании.

Старотипную подстанцию полностью демонтировали, а взамен установили блочно-модульную. Оборудование разместили на возвышенности, чтобы не скапливалась вода, ввели дополнительные ячейки, для удлинения срока работы кабелей устроили кабельный приямок. На трансформаторной подстанции установлены сухие трансформаторы, не требующие доливки масла, и цифровые релейные защиты. Подстанция необслуживаемая, телеуправление выведено на пульт дежурного по оборотному депо Кострома.

Владимир Уйба проверил инвестпрограммы коммунальных предприятий в Коми

Владимир Уйба провёл заседание Межотраслевого совета потребителей при Главе Республики Коми по вопросам деятельности субъектов естественных монополий. Рассмотрены инвестиционные программы ключевых предприятий республики в сфере электроэнергетики: генераторов электрической энергии, сетевых организаций и энергосбытовой компании.

«Нам важно отслеживать исполнение «ресурсниками» инвестпрограмм, поскольку от этого зависит надёжность и качество энергоснабжения в городах и районах. На период 2020-2021 годов запланировано к реализации более 200 мероприятий. Суммарный объём инвестиций по данным программам составляет свыше 4 миллиардов рублей», — отметил Владимир Уйба, открывая заседание.

Руководители организаций выступили с докладами об исполнении инвестиционных программ в сфере электроэнергетики за 2020 год, а также о прогнозах их исполнения по итогам 2021 года.

За два года «Россети Северо-Запад» ввели в Республике Коми 267 км линий электропередачи и 22 МВА мощности. К электросетям подключили 5,5 тыс. потребителей.

Сетевая компания модернизировала оборудование четырёх подстанций 35-110 кВ в Княжпогостском, Койгородском, Усинском и Ижемском районах. На центре питания 110 кВ «Визинга» в Сысольском районе заменили масляный выключатель на современный элегазовый, требующий в три раза меньше обслуживания. Работы обеспечили дополнительную надёжность электроснабжения 50 тысяч жителей 243 населённых пунктов юга региона. В Удорском районе компания реконструировала 40 км воздушной линии 10 кВ.

АО «Коми коммунальные технологии» реализовало в 2020 году 45 проектов в сфере передачи электроэнергии, в рамках которых построены линии электропередачи общей протяженностью почти 14 километров и трансформаторные подстанции мощностью 6,64МВА.

За 11 месяцев с начала 2021 года «Коми коммунальные технологии» реализовали 29 инвестиционных проектов в сфере передачи электроэнергии. Построено порядка 13 километров линий электропередачи и трансформаторных подстанций мощностью 0,616 МВА. Ещё три проекта планируется завершить к концу года.

Коми филиал ПАО «Т Плюс» реализует инвестиционную программу ООО «Воркутинские ТЭЦ» в сфере производства электроэнергии. За 2020 год она исполнена на 92%. Было реализовано 22 мероприятия на общую сумму 429 млн рублей. Ещё два мероприятия по объективным причинам перенесены на 2021 год. По прогнозу, инвестпрограмма 2021 года будет выполнена на 100 %.

«Инвестиции в энергетику Воркуты не ложатся дополнительным финансовым бременем на потребителей Республики Коми. Они включены в регулируемые цены, применяемые для продажи электрической энергии на оптовом рынке, их величина согласована Федеральной антимонопольной службой. Ежегодный объём финансирования закреплён на определённом фиксированном уровне в 2018 году и по настоящее время не увеличивался», — подчеркнул глава Коми.

Всего за 2017-2021 годы в тарифах учтено 2,2 миллиарда рублей, предназначенных на исполнение инвестпрограммы Воркутинских ТЭЦ. Фактический же объем инвестиций выше. По данным Т Плюс, он составит 2,32 миллиарда.

Следующее заседание Межотраслевого совета потребителей при Главе Республики Коми по вопросам деятельности субъектов естественных монополий планируется провести во второй половине декабря. В конце года будут рассмотрены итоги реализации инвестиционных программ в сфере теплоснабжения, водоснабжения и водоотведения.

голоса
Рейтинг статьи
Ссылка на основную публикацию
Adblock
detector