«СОГЛАСОВАНО»
Первый заместитель директора - главный диспетчер
Филиала ОАО «СО ЕЭС» Балтийское РДУ
__________С.И. Горбатов
«____»____________2013г.
|
«УТВЕРЖДЕНО»
Заместитель генерального директора по техническим вопросам –
главный инженер
ОАО «Янтарьэнерго»
______________В.А. Копылов
«____»____________2013г.
|
ТЕХНИЧЕСКОЕ ЗАДАНИЕ
на разработку проектной и рабочей документации по титулу
«Реконструкция ПС 110/60/15/6 кВ О-8 "Янтарное"
(инв. № ОРУ 110 кВ-5146135, оборудование ЗРУ 15 кВ-5146136, оборудование ЗРУ 6 кВ-5146137)_____
-
Основание для проектирования.
Инвестиционная программа ОАО «Янтарьэнерго» на 2013 год.
Схема и программа развития электроэнергетики Калининградской области на 2012-2017 гг., утвержденная приказом Министерства развития инфраструктуры Калининградской области от 26.04.2012 №36.
Соглашение № 39 от 01.12.2007г. между Правительством Калининградской области и РАО «ЕЭС России».
-
Нормативно-технические документы (НТД), определяющие требования к оформлению и содержанию проектной и рабочей документации:
Нормативные акты федерального уровня:
- Земельный кодекс Российской Федерации от 25.10.2001 №136-ФЗ (действующая редакция);
- Лесной кодекс Российской Федерации от 04.12.2006 №200-ФЗ (действующая редакция);
- Водный кодекс Российской Федерации от 03.06.2006 №74-ФЗ (действующая редакция);
Градостроительный кодекс Российской Федерации от 29.12.2004 №190-ФЗ (действующая редакция);
Постановление Правительства Российской Федерации от 16.02.2008 №87 «О составе разделов проектной документации и требованиях к их содержанию»;
Федеральный закон «Об обеспечении единства измерений» от 26.06.2008 №102-ФЗ (действующая редакция);
Федеральный закон «О техническом регулировании» от 27.12.2002 №184-ФЗ (действующая редакция);
Федеральный закон «О связи» от 07.07.2003 №126-ФЗ (действующая редакция);
Федеральный закон «Об охране окружающей среды» от 10.01.2002 №7 (действующая редакция);
Федеральный закон «Об охране атмосферного воздуха» от 04.05.1999 № 96 (действующая редакция);
Федеральный закон от 14.03.1995 №33-ФЗ «Об особо охраняемых территориях»;
Федеральный закон от 24.04.1995 №52-ФЗ «О животном мире»;
Постановление Правительства РФ от 23.02.1994 №140 «О рекультивации земель, снятии, сохранении и рациональном использовании плодородного слоя почвы».
- Федеральный закон от 21.07.2011 N 256-ФЗ «О безопасности объектов топливно-энергетического комплекса»;
- Постановление Правительства РФ от 15.02.2011 № 73 «О некоторых мерах по совершенствованию подготовки проектной документации в части противодействия террористическим актам».
- Постановление Правительства РФ от 13.08.1996г. № 997 «Об утверждении Требований по предотвращению гибели объектов животного мира при осуществлении производственных процессов, а также при эксплуатации транспортных магистралей, трубопроводов, линий связи и электропередачи»;
- Федеральный закон Российской Федерации от 22 июля 2008г. N123 - ФЗ «Технический регламент о требованиях пожарной безопасности».
- ГОСТ Р 8.596-2002 «Метрологическое обеспечение измерительных систем. Основные положения»
- ГОСТ Р 21.1101 -2009 «Основные требования к проектной и рабочей документации.
Правила устройства электроустановок (действующее издание);
Правила технической эксплуатации электрических станций и сетей (действующее издание);
Методические указания по устойчивости энергосистем, утвержденные приказом Минэнерго России от 30.06.2003 №277;
Методические рекомендации по проектированию развития энергосистем, утвержденные приказом Минэнерго России от 30.06.2003 №281;
Договор о присоединении к торговой системе оптового рынка электроэнергии, Регламенты оптового рынка электроэнергии, Положение о порядке получения статуса субъектов оптового рынка и ведения реестра субъектов оптового рынка с приложениями (в действующей редакции).
- РД 78.36.003-2002 Инженерно-техническая укрепленность. Технические средства охраны. Требования и нормы проектирования по защите объектов от преступных посягательств.
- со 34.11.321-96 Нормы погрешности измерений технологических параметров тепловых электростанций и подстанций
2.3.ОРД и НТД ОАО «Холдинг МРСК», ОАО «Янтарьэнерго», ОАО «ФСК ЕЭС», ОАО «СО ЕЭС»:
«Положение о единой технической политике ОАО «Холдинг МРСК» в распределительном сетевом комплексе» (утвержденное решением Совета директоров ОАО «Холдинг МРСК» от 07.10.2011 № 64);
Стандарт организации ОАО «ФСК ЕЭС» «Нормы технологического проектирования ПС переменного тока с высшим напряжением 35-750 кВ», СТО 56947007-29.240.10.028-2009;
Стандарт организации ОАО «ФСК ЕЭС» «Нормы технологического проектирования ВЛ электропередачи напряжением 35-750 кВ», СТО 56947007-29.240.55.016-2008;
Стандарт организации ОАО «ФСК ЕЭС» «Схемы принципиальные электрические распределительных устройств подстанций 35-750 кВ. Типовые решения», СТО 56947007-29.240.30.010-2008;
Стандарт организации ОАО «ФСК ЕЭС» «Типовой порядок организации и проведения метрологического обеспечения информационно-измерительных систем в ОАО «ФСК ЕЭС», СТО 56947007-29.240.126-2012;
- Распоряжение ОАО «ФСК ЕЭС» от 05.05.2010 №236р «Порядок организации оперативной блокировки на подстанциях нового поколения»;
Руководящие указания по выбору объемов телеинформации при проектировании систем технологического управления электрическими сетями», СТО 56947007-29.240.034-2008;
Общие требования к системам противоаварийной и режимной автоматики, релейной защиты и автоматики. Телеметрической информации, технологической связи в ЕЭС России, утвержденные приказом ОАО РАО «ЕЭС России» от 11.02.2008 №57;
Стандарт организации ОАО «СО ЕЭС» «Правила предотвращения развития и ликвидации нарушений нормального режима электрической части энергосистем», СТО 59012820.29.240.007-2008;
Стандарт организации ОАО «СО ЕЭС» СТО 59012820.29.240.001-2011 «Автоматическое противоаварийное управление режимами энергосистем. Противоаварийная автоматика энергосистем. Условия организации процесса. Условия создания объекта. Нормы и требования» ( утвержден приказом ОАО «СО ЕЭС» от 19.04.2011 № 102);
Стандарт организации ОАО «СО ЕЭС» СТО 59012820.29.020.005-2011 «Правила переключений в электроустановках» (утвержден приказом ОАО «СО ЕЭС» от 25.10.2011 № 325);
Стандарт организации ОАО «СО ЕЭС» СТО 59012820.29.020.002-2012 «Релейная защита и автоматика. Взаимодействие субъектов электроэнергетики, потребителей электрической энергии при создании (модернизации) и организации эксплуатации» (утвержден приказом ОАО «СО ЕЭС» от 28.04.2012 № 177);
Информационное письмо ОАО «ФСК ЕЭС» и ОАО «СО-ЦДУ ЕЭС» «О предотвращении формирования ложных сигналов на входе МЭ, МП устройств РЗ, ПА» от 20.02.2007 №54/72;
Методические рекомендации по реализации информационного обмена энергообъектов с корпоративной информационной системой ОАО «СО ЕЭС» по протоколу ГОСТ Р МЭК 60870-5-104;
Типовые технические требования по организации обмена информацией с диспетчерскими центрами и центрами управления сетями РСК от 19.03.2010;
Приложение 1 к настоящему Техническому заданию «Проект «Комплекс технических средств безопасности ПС О-8 «Янтарная» №20/11-5 КСБ» разработанный ООО «Калининградская инжиниринговая компания» 2011г;
Приложение 2 к настоящему Техническому заданию «Требования к содержанию раздела охрана окружающей среды»;
Приложение 3 к настоящему Техническому заданию«Методика разработки типовых графиков производства работ по строительству ПС и КВЛ с учетом декомпозиционной разбивки по видам работ для включения в техническое задание на проектирование для важнейших инвестиционных проектов»;
Приложение 4к настоящему Техническому заданию «График строительства объекта с декомпозиционной разбивкой».
Данный список НТД не является полным и окончательным. При проектировании необходимо руководствоваться последними редакциями документов, необходимых и действующих на момент разработки документации.
Вид строительства и этапы разработки проектной и рабочей документации.
3.1. Вид строительства: комплексная реконструкция.
3.2. Перечень титулов, по которым требуется координация решений данной проектной документации: не требуется
3.3. Этапы разработки документации:
I этап - разработка, обоснование и согласование с ОАО «Янтарьэнерго» основных технических решений (ОТР) по реконструируемому объекту (в течение 2 - 3 месяцев после заключения договора на проектирование).
II этап - разработка, согласование и экспертиза проектной документации в соответствии с требованиями нормативно-технических документов; разработка и согласование раздела «Технические требования к основному электротехническому оборудованию».
III этап – разработка и согласование рабочей документации.
-
Основные характеристики проектируемого объекта.
-
В части подстанций
В части ПС О-8 «Янтарный»
Показатель
|
Значение / Заданные характеристики*
|
Место расположения объекта
|
Калининградская обл. пос.Янтарный, ул.Железнодорожная
|
Номинальные напряжения
|
110 кВ, 60кВ, 15 кВ, 6 кВ
|
Конструктивное исполнение ПС и РУ (открытое, закрытое, КТП, КРУЭ и т.д.)
|
ОРУ 110 кВ, ЗРУ 15 кВ, совмещенное с ОПУ, ОПУ совмещенное с ЗРУ(новое, по технологии БМЗ).
|
Тип схемы каждого РУ
|
РУ 110 кВ - на основании технико-экономического сравнения вариантов с учетом специфики размещения объекта
РУ 15 кВ -10-1; РУ6 кВ-10-1.
|
Количество линий, подключаемых к подстанции, по каждому РУ
|
1 ВЛ-110 кВ
2 ВЛ-60 кВ
7 ВЛ-15 кВ
15 КЛ- 6 кВ
|
Количество резервных ячеек по каждому РУ
|
РУ-110 кВ -1
РУ-60 кВ - нет
РУ-15 кВ – 5
РУ – 6 кВ- 2
|
Тип и привод выключателей каждого РУ
|
Выключатель элегазовый колонковый с пружинно-моторным приводом на напряжение 110 кВ.
Выключатель вакуумный трехфазный с на напряжение 24 кВ
Выключатель вакуумный трехфазный на напряжение 10 кВ
|
Количество и мощность силовых трансформаторов
|
ТДН 16000/110 У-1 – 2 шт. (110/15/6 кВ)
ТДН 60000/110/60 У-1 – 1 шт. (110/60 кВ)
|
Тип, количество и мощность средств компенсации емкостных токов замыкания на землю
|
Плунжерные регулируемые реакторы с резистором, количество и места установки определить проектом
|
Тип, количество и мощность средств компенсации реактивной мощности (СКРМ)
|
Определить при проектировании при условии обеспечения на шинах 15, 6 кВ tgφ<0.4
|
Система собственных нужд
|
Определить при проектировании предусмотрев замену трансформаторов собственных нужд (ТСН) с изменением точки подключения и щита собственных нужд
|
Система оперативного тока (СОТ)
|
Проектом предусмотреть замену щита постоянного тока. В качестве источника оперативного тока, предусмотреть:
- установку кислотной малообслуживаемой аккумуляторной батареи (АБ) напряжением 220 В с соответствующими характеристиками (емкость АБ по расчету). В помещении АБ обеспечить вентиляцию и обогрев.
- установку щита постоянного тока (ШПТ) с двумя вводными автоматами от АБ, с двумя подзарядными устройствами (ПЗУ) с температурной компенсацией напряжения подзаряда и токовой стабилизацией, защитой от импульсных перенапряжений.
Количество АБ, ЩПТ и ВАЗП принять по результатам выбора главной схемы.
|
Релейная защита и автоматика (РЗА)
|
Определяются в проектной документации 1. Релейную защиту и автоматику выполнить в соответствии с действующими нормами и правилами, с применением микропроцессорной техники отечественных производителей:
На постоянном оперативном токе напряжением 220 В.
На микропроцессорных терминалах РЗА отечественных производителей с параметрами не хуже терминалов РЗА разработки ИЦ «Бреслер», НПП «Экра».
2. Применить для защиты и автоматики силовых трансформаторов шкафы на базе микропроцессорных терминалов с функциями:
- основных защит,
- резервных защит стороны ВН-НН
- автоматики управления выключателем (АУВ) стороны ВН
- автоматики регулирования напряжения трансформатора (АРНТ).
3. Применить панели управления силовых трансформаторов и отходящих линий с использованием:
- цифровых измерительно-преобразовательных приборов,
- цифровых указателей положения РПН трансформаторов,
- светодиодных ламп сигнализации положения выключателей,
- светодиодных указателей положения разъединителей и заземляющих ножей.
4. Применить панели автоматической частотной разгрузки (АЧР) и панели автоматики ограничения снижения напряжения (АОСН) на базе микропроцессорных терминалов. Контроль пусковых органов АЧР и АОСН выполнить от напряжения ТН-110 кВ. Алгоритм работы микропроцессорного терминала АОСН должен соответствовать логике электромеханического блока автоматики БА-208 производства ЧЭАЗ.
5. Применить панель центральной сигнализации на базе микропроцессорных терминалов. В качестве световых сигнальных табло применить светодиодные полупроводниковые информационные устройства (СПИУ).
6 .Для устройств РЗА предусмотреть:
6.1. Раздельный оперативный ток:
- цепей основных и резервных защит трансформаторов и ВЛ 110 кВ.
- цепей питания микропроцессорных терминалов,
- цепей автоматики управления выключателем стороны ВН, НН.
6.2. Установку на стороне вводов 6/15 кВ трансформаторов тока с необходимым количеством вторичных обмоток (для учета электроэнергии; измерений; ДЗТ; МТЗ).
6.3. Подключение основных и резервных защит силовых трансформаторов к отдельным вторичным обмоткам трансформаторов тока на стороне ВН, НН.
6.4. Режимы: АВРТ и АВР на секционных выключателях СВ-15 кВ и СВ-6.
6.5. Логическую защиту шин КРУ-15 кВ, КРУ-6.
6.6. Дуговую защиту шин КРУ-15 кВ, КРУ-6 кВ. Тип дуговой защиты (клапанная, фото-тиристорная, оптико-волоконная) определить при проектировании.
7. Для защиты и автоматики присоединений 15 кВ в отсеках РЗА шкафов КРУ-15 кВ микропроцессорные терминалы РЗА с параметрами не хуже терминалов РЗА разработки ИЦ «Бреслер», НПП «ЭКРА».
8. Предусмотреть:
селективную сигнализацию при однофазных замыканиях на землю фидеров 15 кВ.
селективное отключение при однофазных замыканиях на землю фидеров 6 кВ.
9. В составе проектной рабочей документации по РЗА предусмотреть для каждого микропроцессорного терминала 15 кВ и 110 кВ структурную схему используемой конфигурации логики РЗА и таблицу установленных и назначаемых функций внутренних реле терминала на матрицах входных и выходных сигналов.
10. Для микропроцессорных терминалов ВН, НН техническую документацию, руководство по эксплуатации, сервисное и прикладное программное обеспечение на компакт-диске для наладки и технического обслуживания, руководство пользователя системы SCADA, а также необходимые соединительные шлейфы и аксессуары
11. Расчеты уставок основной и резервной защиты трансформатора на стороне ВН-НН с учетом руководящих указаний по расчетам РЗА, а также рекомендаций и методик разработчиков микропроцессорных терминалов ВН, НН.
12. При замене СОПТ разработать этапы перевода устройств РЗА на новый ЩПТ без снижения надежности устройств РЗА остающихся на старом ЩПТ.
13. Замену основных, резервных защит и автоматики присоединений 60/110 кВ на устройства РЗА с напряжением оперативного тока 220 В функционально совместимых с устройствами РЗА установленными на противоположных концах присоединений 60/110 кВ.
14. Расчеты селективности и чувствительности автоматов на ЩПТ и ЩСН. При необходимости применить вводные и групповые автоматические выключатели с возможность замедления токовой отсечки до 0,1-0,3 секунды.
15. Расчеты на термическую стойкость и невозгораемость кабельных связей 6 кВ, 15 кВ и кабелей 0,4 кВ к ЩСН и ЩПТ.
16. Привязку выходных цепей контроллеров ПЗУ ЩПТ к системе SCADA и к устройствам сигнализации подстанции.
17. Логическую блокировку присоединений 60/110 кВ совмещённую с АУВ присоединений.
18. Реализацию УРОВ «на себя» и общеподстанциооного УРОВ.
19. Реализацию ДЗШ-110 кВ на МП терминалах.
20. Предусмотреть комплект программно-измерительного комплекса типа «Ретом» или аналогичный, для эксплуатации МП устройств РЗА и систем связи по ЛЭП (ВЧ).
|
Противоаварийная автоматика (ПА)
|
Разработать на основании существующей, с учетом разработки проектной документации на создание нового и модернизацию существующего комплекса противоаварийной автоматики электросетевого комплекса ОАО «Янтарьэнерго».
|
Регистрация аварийных событий и процессов (РАС, СМПР, ОМП)
|
Определяются при проектировании:
1. Для определения места повреждения на ВЛ 110кВ предусмотреть установку на СВ 110 кВ прибора с параметрами не хуже Сириус-2 ОМП или ТОР100-Локатор. Интерфейс прибора интегрировать в нижний уровень АСУТП с организацией удаленного доступа к его данным.
2. Регистратор аварийных событий (РАС) типа АУРА в сети 110 кВ с организацией удаленного доступа к текущей и аварийной информации регистратора через систему цифровой связи по ЛЭП. Регистрацию аварийных событий в сети 6 кВ; 15 кВ осуществить встроенными регистраторами в составе терминалов РЗА присоединений 6 кВ;15 кВ.
При применении ПТК Selta или аналогичных, в обязательном порядке предусмотреть гальваническую развязку цепей ПТК от ЩПТ ПС.
Решения по ОМП должны быть согласованы с проектной документацией по модернизации оборудования для определения мест повреждения воздушных линий 60, 110, 330 кВ ОАО «Янтарьэнерго» с объединением в автоматическую систему.
|
Автоматическая диагностика (Система Мониторинга)
|
Не требуется
|
Система управления основным и вспомогательным оборудованием, сбора и передачи информации
|
Определяется проектом, при этом:
Для организации системы сбора и передачи телеинформации определить комплекс технических средств телемеханики и внутриобъектовой связи на ПС 110/60/15/6 кВ О-8"Янтарный", обеспечивающих выполнение следующих требований:
- методы передачи телеинформации должны соответствовать рекомендациям Международной электротехнической комиссии (МЭК) IEE 60870-5-101 или IEE 60870-5-104, т.е. система сбора телеинформации энергообъекта должна обеспечивать возможность спорадической, циклической, периодической и фоновой передачи телеинформации, также передачу по запросу;
- по каждой точке измерения должна быть обеспечена возможность измерения и передачи значений частоты, напряжения (фазное и линейное), тока, активной и реактивной мощности по каждой фазе и суммарная величина;
- передаваемая телеинформация должна содержать метки единого астрономического времени;
- организовать взаиморезервируемые основной и резервный каналы связи (для передачи ТМ, АИИСКУЭ, ПА, РЗ, РАС, диспетчерской и технологической связи) по географически разнесенным трассам
- точки измерения на ПС и объем передаваемой телеинформации согласовывать с Филиалом ОАО "СО ЕЭС" Балтийское РДУ, при этом должна быть учтена телеинформация о фактической нагрузке, подключенной к устройствам ПА (кроме АЧР);
- в тракте телеинформации должны использоваться многофункциональные измерительные преобразователи с классом точности не хуже 0,5, подключаемые к кернам измерительных трансформаторов класса точности не хуже 0,5;
- суммарное время на измерение и передачу телеинформации (телеизмерений, телесигнализации) с ПС 110/60/15/6 кВ О-8 " Янтарный " в ОАО "Янтарьэнерго" и в Филиал ОАО "СО ЕЭС" Балтийское РДУ не должно превышать 1-2 сек.,
Вероятность появления ошибки телеметрической информации должна соответствовать первой категории систем телемеханики ГОСТ 26.205-88, протокол передачи телеинформации должен соответствовать рекомендациям Международной электротехнической комиссии (IEC) IEC 60870-5-101 или IEC 60870- 5-104.
Реализация протокола IEC 60870-5-101 или IEC 60870-5-104 должна быть согласована с Филиалом ОАО "СО ЕЭС" Балтийское РДУ. Организовать передачу телеинформации в Филиал ОАО "СО ЕЭС" Балтийское РДУ, ЦУС ОАО "Янтарьэнерго" и на ДП филиала ОАО "Янтарьэнерго" Западное ПЭС.
Передача телеинформации в Филиал ОАО "СО ЕЭС" Балтийское РДУ должна осуществляться без промежуточной обработки (напрямую) по двум взаиморезервируемым каналам связи по географически разнесенным трассам.
Система телеуправления должна обеспечивать дистанционное отключение потребителей подключенных к РУ 15-6 кВ с рабочего места диспетчера Филиала ОАО «Янтарьэнерго» «Западные электрические сети».
|
Система коммерческого учёта электроэнергии
|
Определяется проектом при этом
1.Учет электроэнергии энергии выполнить в соответствии с «Нормами технологического проектирования подстанций переменного тока с высшим напряжением 35-750 кВ на базе интервальных приборов учета электроэнергии, тип которых согласовать на стадии проектирования с заказчиком.
Измерительные трансформаторы тока должны обеспечивать требуемую погрешность измерения во всем диапазоне рабочих токов. При невозможности обеспечения согласования требований по погрешности измерения с требованиями релейной защиты применить трансформаторы с различными коэффициентами трансформации вторичных обмоток (измерительной и релейной защиты).
В цепях учета электрической энергии от измерительных трансформаторов до счетчиков установка промежуточных клеммных колодок не допускается. Для обеспечения контроля и измерений перед счетчиком должны устанавливаться пломбируемые клеммные колодки. Измерительные трансформаторы тока должны иметь устройства для их пломбирования.
2.Предусмотреть организацию трехуровневой системы АИИС КУЭ
2.1. Для уровня ИВКЭ применить УСПД RTU 327 в комплекте с серийно выпускаемым шкафом учета электроэнергии НКУ 240.
2.2. При проектировании ИВКЭ АИИС КУЭ предусмотреть основной (при организации кольцевых ВОЛС) и резервный каналы связи с уровнем ИВК АИИС КУЭ Янтарьэнерго.
2.3. Предусмотреть на уровне ИВК АИИС КУЭ организацию синхронизации астрономического времени на базе "Глобальной навигационной спутниковой системы GPS ГЛОНАСС "
|
Средства связи
|
Станционные сооружения ВОЛС
|
Определяется проектом
|
ЦРРЛ
|
Не требуется
|
ВЧ-связь
|
Определяется проектом
|
Спутниковые системы связи
|
Не требуется
|
Комплекс внутриобъектной связи
|
Определяется проектом
|
Инфраструктура средств связи
|
Определяется проектом
|
Требования по структуре оперативно-диспетчерского и оперативно-технологического управления ПС
|
Персонал ГУП «Янтарный комбинат»
|
Вид обслуживания. Требования к эксплуатации оборудования ПС, техническому обслуживанию и ремонту (ТОиР)
|
Существующая схема эксплуатации
|
Требования к охране объекта
|
В соответствии с требованиями Приложения №1
|
ПС сохранить существующее диспетчерское наименование:
ПС 110кВ О-8 «Янтарный»
|
