Приложение № 1
к Конкурсной документации
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
|
|
|
|
|
СОГЛАСОВАНО
Главный инженер Филиала
«Калининградская ТЭЦ-2»
ОАО «ИНТЕР РАО –
Электрогенерация»
__________________С.А. Тимошевский
«____»____________2013г.
|
|
ТЕХНИЧЕСКОЕ ЗАДАНИЕ№ 06-2013/ЯЭ
на разработку проектной и рабочей документации на строительство подстанции по титулу
«Строительство ПС 110/10кВ «Береговая», двухЛЭП-110кВ (Калининградская ТЭЦ-2-ПС «Береговая»), заходов на ПС «Береговая»- КВЛ-110 кВ №115/116.
-
Основание для проектирования.
Программа ФЦП на 2013-2018 гг.
Схема и программа развития электроэнергетики Калининградской области на 2013-2018 гг., утвержденная приказом Министерства развития инфраструктуры Калининградской области от 30.04.2013 №45.
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» «Автоматическое противоаварийное управление режимами энергосистем. Противоаварийная автоматика энергосистем. Условия организации процесса. Условия создания объекта. Нормы и требования», СТО 59012820.29.240.001-2011;
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;
Типовая форма задания на выполнение внестадийной работы «Схема внешнего электроснабжения энергопринимающих устройств» информационное письмо Балтийского РДУ от 28.12.2011 №Р12-б1-III-19-1630 «О типовом задании на выполнение СВМ»;
Приложение 1 к настоящему Техническому заданию «Технические требования по оснащению объектов инженерно-техническими средствами охраны»;
Приложение 2 к настоящему Техническому заданию «Требования к содержанию раздела охрана окружающей среды»;
Приложение 3к 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: новое строительство.
3.2. Перечень титулов, по которым требуется координация решений данной проектной документации:
- строительство 2-х ячеек 110 кВ наКалининградской ТЭЦ-2(ООО «ИНТЕР РАО –Управление электрогенерацией»);
- «Реконструкция двухцепнойВЛ 110 кВ №115/116» ООО «Таврадаэлектрис СПб» 2009 г.;
- Реконструкция ПС О-12 «Южная».
3.3. Этапы разработки документации:
I этап - разработка, обоснование и согласование с ОАО «Янтарьэнерго», Филиалом ОАО «СО ЕЭС» Балтийское РДУ и Филиалом ИНТЕР РАО ЕЭС Калининградской ТЭЦ-2 основных технических решений (ОТР) по сооружаемому 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, согласование рабочей документации.
Основные характеристики проектируемого объекта.
Показатель
|
Значение / Заданные характеристики*
|
Место расположения объекта
|
г. Калининград, район «острова»
|
Номинальные напряжения
|
110/10 кВ
|
Конструктивное исполнение ПС и РУ (открытое, закрытое, КТП, КРУЭ и т.д.)
|
РУ 110/10 кВ -закрытое
РУ 10 кВ - закрытое
|
Тип схемы каждого РУ
|
РУ110 кВ – определить на основании технико-экономического сравнения вариантов;
РУ 10 кВ - 10-2
|
Количество линий, подключаемых к подстанции, по каждому РУ
|
РУ 110 кВ – 6 (уточнить при проектировании на основании расчетов электрических режимов (п. 5.2.1))
РУ 10 кВ - 20
|
Количество резервных ячеек по каждому РУ
|
РУ 10 кВ - 8
|
Тип и привод выключателей каждого РУ
|
Определяется при проектировании.
|
Количество и мощность силовых трансформаторов
|
2шт.Мощность трансформаторов определить при проектировании.
|
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 10 кВ tgφ<0.4
|
Система собственных нужд
|
Определяются в проектной документации
|
Система оперативного тока (СОТ)
|
Определяются в проектной документации согласно СТО 56947007-29.120.40.041-2010
|
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:
7. Раздельный оперативный ток:
- цепей основных и резервных защит присоединений 110 кВ.
- цепей питания микропроцессорных терминалов,
- цепей автоматики управления выключателем стороны ВН, НН.
8. Установку на стороне вводов силовых трансформаторов 10 кВ трансформаторов тока с необходимым количеством вторичных обмоток (для учета электроэнергии; измерений; ДЗТ; МТЗ).
9. Подключение основных и резервных защит силовых трансформаторов к отдельным вторичным обмоткам трансформаторов тока на стороне ВН, НН.
10. Режимы: АВРТ и АВР на секционных выключателях СВ-10 кВ.
11. Логическую защиту шин КРУ-10 кВ.
12. Дуговую защиту шин КРУ-10 кВ. Тип дуговой защиты (клапанная, фото-тиристорная, оптико-волоконная) определить при проектировании.
13. Для защиты и автоматики присоединений 10 кВ в отсеках РЗА шкафов КРУ-10 кВ микропроцессорные терминалы РЗА с параметрами не хуже терминалов РЗА разработки ИЦ «Бреслер», НПП «ЭКРА».Предусмотреть селективную сигнализацию при однофазных замыканиях на землю фидеров 10 кВ.
14. Логическую блокировку КА присоединений 110/10 кВ.
15. В составе проектной рабочей документации по РЗА предусмотреть для каждого микропроцессорного терминала 10 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.
16. 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
17. 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.
18. Основные защиты ВЛ 110 кВ на ПС «Береговая» должны быть функционально совместимы с устройствами РЗА установленными на противоположных концах ВЛ 110 кВ.
19. 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.
20. Расчеты на термическую стойкость и невозгораемость кабельных связей 1 кВ, 10 кВ и кабелей 0,4 кВ к ЩСН и ЩПТ.
21. Привязку выходных цепей контроллеров ПЗУ ЩПТ к системе SCADA и к устройствам сигнализации подстанции.
|
|
