Электротехнические решения (стр. 2 )

В данном титуле решения по прокладке кабелей сохраняются. Для прокладки кабелей по территории ОРУ к вновь устанавливаемому оборудованию сооружаются новые трассы кабельных лотков в соответствии с чертежом 0077-ТЧКД2.1.002 «План подстанции», а также используются существующие.

Силовые кабели 0,4 кВ выполняются кабелями ВВГнг(А)-LS, контрольные – кабелями КВВГэнг(А)-LS. Заземление экранов вторичных кабелей осуществляется с двух сторон.

Комплекс систем технических средств безопасности

Комплекс технических средств безопасности на ПС 500 кВ Усть-Кут спроектирован как единая автоматизированная система комплексной безопасности объекта.

Метрологическое обеспечение

Целью метрологического обеспечения производства является обеспечение единства и требуемой точности измерений во всех производственных процессах при осуществлении деятельности по передаче электрической энергии (контроль режимов и параметров сети, КЭ, учет энергоресурсов, мониторинг и диагностика состояния оборудования и т. д.) в соответствии с действующими нормативными правовыми актами Российской Федерации:

ФЗ РФ от 01.01.2001 N 102-ФЗ «Об обеспечении единства измерений»; Положение ПАО «Россети» о единой технической политике в электросетевом комплексе»; Положением о технической политике ЕЭС» СТО 56947007-29.240.126-2012 «Типовой порядок организации и проведения метрологического обеспечения информационно – измерительных систем в ЕЭС»; СТО 56947007-29.240.01.195-2014 «Типовые технические требования к измерениям, средствам измерений и их метрологическому обеспечению».

Метрологическое обеспечение СИ и измерительных каналов (ИК), монтируемых и вводимых в эксплуатацию в рамках настоящего проекта, и входящих в состав измерительных (информационных) систем,  монтируемых и вводимых в эксплуатацию в рамках других проектов,  должно не противоречить требованиям этих проектов.

В соответствии с п. п. 5.2.12 Задания на проектирование «ВЛ 500 кВ Усть-Илимская ГЭС -  Усть-Кут №2, с реконструкцией ПС 500 кВ Усть-Кут и ОРУ 500 кВ и 220 кВ Усть-Илимской ГЭС» раздел Метрологическое обеспечение  оформляется отдельным томом (см. том 0077-ИЛО. ИОС5.МО).

Технические требования к основному оборудованию Состав и объем поставки основного электротехнического оборудования для реконструкции ПС 500 кВ Усть-Кут

Таблица 2.1.1 – Состав и объем поставки основного электротехнического оборудования на I этапе

Технические характеристики (наименование параметра)	Единица измерения	Количество	№ таблицы
ПС 500 кВ Усть-Кут
1 Оборудование 220 кВ
1.1 Выключатель баковый элегазовый 220 кВ, 2500 А, 40 кА	3 ф. компл.	1	таблица 2.2.1
1.2 Разъединитель горизонтально-поворотный с двумя ножами заземления 220 кВ, 3150 А, 40 кА	3 ф. компл.	1
1.3 Разъединитель горизонтально-поворотный с одним ножом заземления 220 кВ, 3150 А, 40 кА	3 ф. компл.	1
1.4 Разъединитель горизонтально-поворотный с одним ножом заземления 220 кВ, 2000 А, 40 кА	3 ф. компл.	1
1.5 Трансформатор тока 220 кВ	шт.	3
1.6 Трансформатор напряжения емкостной 220 кВ	шт.	3
1.7 Ограничитель перенапряжений 220 кВ	шт.	3
Аппараты пп.1.2-1.7 будут торговаться отдельно, в таблице указаны информационно.

Оборудование 220 кВ ПС 500 кВ Усть-Кут Требования к техническим характеристикам выключакВ

Оборудование	ВыключакВ баковый элегазовый
Для реконструкции	ПС 500 кВ Усть-Кут
Количество	1 (один) трехполюсный комплект
Срок поставки	…………201__ г.
Адрес

Таблица 2.2.1 – Требования к техническим характеристикам выключакВ

№ технического требования	Технические характеристики (наименование параметра)	Требования (значение параметра)	Предлагаемые технические характеристики (заполняется участником)
1	Изготовитель	*
2	Тип (марка)	*
3	Основные параметры
3.1	Номинальное напряжение сети, кВ	220
3.2	Наибольшее рабочее напряжение, кВ	252
3.3	Номинальная частота, Гц	50
3.4	Номинальный ток, А, не менее	2500
3.5	Номинальный ток отключения, кА, не менее	40
4	Номинальные значения климатических факторов внешней среды по ГОСТ 15150-69:
4.1	Климатическое исполнение (У1, ХЛ) и категория размещения по ГОСТ 15150-69	ХЛ1
4.2	Верхнее рабочее значение температуры окружающего воздуха,°С	+40
4.3	Нижнее рабочее значение температуры окружающего воздуха, °С	Минус 60
4.4	Толщина стенки гололеда, мм	20
4.5	Допустимая скорость ветра при наличии гололеда, м/с	15
4.6	Допустимая скорость ветра при отсутствии гололеда, м/с	40
4.7	Высота установки над уровнем моря, м	1000
4.8	Сейсмичность района, баллов по шкале MSK-64	6
5	Требования к электрической прочности изоляции (ГОСТ 1516.3-96, МЭК 694):
5.1	Испытательное напряжение грозового импульса, кВ - относительно земли - между контактами	900 900
5.2	Испытательное напряжение коммутационного импульса, кВ -относительно земли - между контактами	- -
5.3	Испытательное одноминутное переменное напряжение, кВ - относительно земли  и между контактами в сухом состоянии/под дождем) - между контактами одного и того же полюса	440/395 395
5.4	Напряжение промышленной частоты, выдерживаемое изоляцией выключателя относительно земли без избыточного давления  элегаза в течение 1 часа, кВ	167
5.5	Удельная длина пути утечки внешней изоляции (ГОСТ 9920-89), см/кВ, не менее	2,25
6	Требования к стойкости при сквозных токах короткого замыкания:
6.1	Наибольший пик тока электродинамической стойкости, кА, не менее	102
6.2	Начальное действующее значение периодической составляющей, кА, не менее	40
6.3	Время протекания тока термической стойкости, с	3
6.4	Ток термической стойкости, кА, не менее	40
7	Требования к коммутационной способности:
7.1	Наибольший пик тока включения, кА, не менее	102
7.2	Начальное действующее значение периодической составляющей тока включения, кА, не менее	40
7.3	Нормированные характеристики собственного ПВН в соответствии с требованиями ГОСТ Р 52565-2006 (да, нет)	Да
7.4	Содержание апериодической составляющей, %, не менее	40
7.5	Нормированный ток отключения в условиях рассогласования фаз, кА	10
7.6	Емкостной ток ненагруженных линий, отключаемый без повторных пробоев, А, не менее	125
7.7	Ресурс по коммутационной стойкости для каждого полюса, не менее: - количество операций «О» («В») при токе отключения  (включения) равном 1.0 Iо. ном. - количество операций «О» («В») при токе отключения  (включения) равном 0.6 Iо. ном. - количество операций «О» («В») при отключении (включении) номинального тока нагрузки	15 (8) 26 (14) 5000 (5000)
7.8	Нормированные коммутационные циклы в соответствии с  требованиями  ГОСТ Р 52565-2006 (п.6.6.1.5)	Да
7.9	Возможность реализации коммутационного цикла 1а для работы при АПВ 0-tбт-ВО-20с-ВО (да, нет)	Да
8	Требование к механическим характеристикам
8.1	Бестоковая пауза при быстродействующем автоматическом повторном включении, с	0,3
8.2	Собственное время отключения, с, не более	*
8.3	Полное время отключения, с, не более	*
8.4	Собственное время включения, с, не более	*
8.5	Разновременность включения полюсов, с, не более	0,005
8.6	Разновременность отключения полюсов, с, не более	0,0033
9	Требования к конструкции, изготовлению и материалам:
9.1	Конструктивное исполнение: -  колонковый, баковый или др. -  однополюсный, трехполюсный	Баковый трёхполюсный
9.2	Необходимость пополюсного управления (да, нет)	Нет
9.3	Тип привода (пружинный, гидравлический)	Пружинный
9.4	Количество дугогасительных разрывов на полюс	1
9.5	Изоляционная и дугогасительная среда (SF6, SF6+N2, SF6+СН4)	*
9.6	Избыточное давление элегаза или смеси приведенное при температуре +20°С, Па	*
9.7	Силовой контактный вывод должен соответствовать требованиям (ГОСТ 10434, ГОСТ 21242 и ГОСТ 24753) и обеспечивать установку стандартного аппаратного зажима	Да
9.8	Расход элегаза на утечки от массы в год, %, не более	0,5
9.9	Допустимая величина механической нагрузки в горизонтальной плоскости от тяжения проводов, Н,	1250
9.10	Материал изоляторов вводов (фарфор, полимер)	*
9.11	Цвет изоляторов вводов	*
9.12	Все металлические части выключателя, подвергающиеся воздействию внешней среды, должны иметь стойкое антикоррозийное покрытие или изготовленные из материалов не подверженных коррозии, (да, нет).	Да
9.13	Габаритные размеры (длина/ширина/высота), мм	*/*/*
9.14	Масса выключателя с приводом, кг	*
9.15	Масса элегаза, кг	*
9.16	Технологические обозначения и надписи должны быть выполнены на русском языке в  соответствии российской нормативно-технической документации на электроустановки (да, нет)	Да
10	Технические характеристики привода:
10.1	Номинальное напряжение постоянного тока, цепей управления, В.	=220
10.2	Пределы изменения напряжений цепей управления, % от номинального значения, не менее: - на зажимах цепи включающих электромагнитов - на зажимах цепи отключающих электромагнитов	85-105 70-110
10.3	Ток потребления электромагнитов управления, А:	Не менее 2 А и не более 6 А
10.4	Количество электромагнитов отключения, шт.	2
10.5	Количество электромагнитов включения, шт.	1
10.6	Минимальное напряжение срабатывания включающих устройств, не более, В	0,85Uп. ном
10.7	Напряжение срабатывания реле, действие которых может привести к ложному срабатыванию коммутационных аппаратов (например, выходные реле защит, РКВ, РКО и т. д.), не менее, В	140 (не менее 0,6 Uн)
10.8	Напряжение переменного тока для двигателей привода, В	400
10.9	Диапазон напряжений двигателя заводного механизма включающих пружин, % от номинального значения	85-110
10.10	Ток потребления электродвигателем заводного механизма  включающих пружин:  - установившийся ток,  - пусковой ток, А	* *
10.11	Время завода включающих пружин, с, не более	*
10.12	Наличие устройства ручного завода пружин, (Да, нет)	Да
10.13	Указатель заряженного состояния пружин, (Да, нет)	Да
10.14	Энергия привода, кДж	*
10.15	Напряжение питания обогревателей (переменный ток) шкафов управления, В	~230
10.16	Номинальная мощность подогревательных устройств шкафа управления, Вт	*
10.17	Минимальное напряжение срабатывания отключающих устройств при питании постоянным током, в диапазоне, В	0,55-0,7Uп. ном
10.18	Мощность электромагнитов управления, не менее, Вт	450
11	Требования к встроенным трансформаторам тока
11.1	Номинальный ток первичных обмоток, А	2000-1000-500
11.2	Номинальный ток вторичных обмоток, А	1
11.3	Количество вторичных обмоток на полюс, шт.	6
Обмотка для учета электроэнергии
11.4	Номинальная нагрузка, ВА	-
11.5	Класс точности	-
Обмотка для измерений
11.6	Номинальная нагрузка, ВА	10
11.7	Класс точности	0,2
Обмотки для защиты (2-6)
11.8	Номинальная нагрузка каждой обмотки, ВА	30
11.9	Класс точности	10Р
11.10	Номинальная предельная кратность вторичных обмоток для защиты, не менее	30
11.11	Коэффициент безопасности приборов обмоток для измерений и учёта электроэнергии, не более	5
11.12	Периодичность поверки (межповерочный интервал)	Не менее 8 лет
11.13	Трансформатор на момент поставки должен быть обеспечен первичной поверкой  при выпуске из производства. К моменту установки на место постоянной эксплуатации срок истечения межповерочного интервала допускается не более его половины	Да
11.14	Конструктивное исполнение СИ должно позволять проводить в процессе всего срока их эксплуатации поверку и калибровку или иметь межповерочный интервал, равный сроку службы выключателя	Да
11.15	Измерительные трансформаторы должны иметь Свидетельство об утверждении типа средства измерений (с информацией о занесении СИ в Госреестр РФ) и иметь действующие свидетельства о поверке	Да, на момент поставки
11.16	Метрологические характеристики СИ должны обеспечивать нормированную точность измерения параметра во всем диапазоне его изменения	Да
11.17	Метрологические характеристики СИ должны быть установлены  соответствии с ГОСТ 8.009, ГОСТ 8.401 и должны в реальных условиях эксплуатации соответствовать нормам точности измерения конкретного измеряемого параметра согласно действующим государственным и отраслевым нормативным требованиям по обеспечению единства измерений	Да
11.18	Наличие документа (комплекта документов), подтверждающего соответствие технических параметров оборудования требованиям государственных и отраслевых стандартов, технических требований (стандартов) ПАО «Россети» (да, нет)	Да, (обязательны  к моменту поставки)
11.19	Измерительные трансформаторы должны быть внесены в Государственный реестр СИ и иметь сертификат об утверждении типа (с приложением – описание типа)	Да, обязательно  к моменту поставки
11.20	На каждый ТТ должен быть представлен Паспорт с отметкой о дате проведения поверки и оттиском поверительного клейма (да, нет)	Да
11.21	Измерительные трансформаторы должны иметь действующее свидетельство (сертификат) о поверке/калибровке.	Для каждого СИ на момент поставки
12	Требования по надежности:
12.1	Гарантийный срок с момента поставки, месяцев	60
12.2	Ресурс по механической стойкости, количество циклов  (B – t произвол. – О), не менее	10000
12.3	Срок службы до среднего ремонта, лет, не менее	15
12.4	Срок службы, лет, не менее	30
12.5	Удельная стоимость сервисного послегарантийного обслуживания выключателя изготовителем или авторизованным сервисным центром, руб./год	*
12.6	Поставка любых запасных частей, ремонт и/или замена любого блока оборудования в течение 20 лет с даты окончания гарантийного срока	Да
12.7	Срок поставки запасных частей для оборудования не более 6 месяцев с момента подписания договора на поставку	Да
13	Требования по безопасности:
13.1	Наличие контактной площадки для подсоединения заземляющего проводника и заземляющего зажима	Да
13.2	Знак заземления возле контактной площадки	Да
13.3	Степень защиты оболочки шкафов приводов и шкафов управления, не менее	IP54
13.4	Испытательное переменное напряжение электрической прочности изоляции вспомогательных цепей, кВ	2
13.5	Наличие  сертификата  соответствия (декларации о соответствии) требованиям безопасности в системе ГОСТ Р	Обязательно на момент поставки
14	Требования по аттестации:
14.1	Наличие Акта МВК и ТУ, согласованных с ПАО «ФСК ЕЭС», (да, нет)	Да, на момент поставки
15	Требования по экологии:
15.1	Напряжение радиопомех (НРП), измеренное при 1,1 наибольшего рабочего напряжения, не более, мкВ	2500
15.2	Уровень шума, создаваемый выключателем при срабатывании, Дб, не более	*
16	Комплектность поставки выключателя:
16.1	Выключатель с приводами и опорными металлоконструкциями (размеры и конструкция согласовываются дополнительно) (да, нет)	Да
16.2	Полюсные шкафы управления с приводами, (да, нет)	_
16.3	Центральный шкаф управления (да, нет)	Да
16.4	Элегаз (смесь) для первичной заправки	Да
16.5	Одиночный комплект ЗИП (перечень после таблицы)	Да
16.6	Эксплуатационная документация на русском языке, экз.	3
16.7	Технический паспорт на каждый выключатель,  протоколы заводских приемо-сдаточных испытаний, экз.	2
17	Приборы и сервисные устройства:
17.1	Счетчики числа срабатываний выключателя, (Да, нет)	Да
17.2	Устройство учета срабатывания коммутационного ресурса, (да, нет)	Да
17.3	Устройство синхронной коммутации	-
17.4	Устройство подпитки элегазом (смесью), (да, нет)	Да
17.5	Манометрический индикатор плотности элегаза с температурной компенсацией и блок-контактами для сигнализации о снижении давления и запрещения оперирования выключателем, (да, нет)	Да
17.6	Механический указатель включенного и отключенного положений выключателя, (да, нет)	Да
17.7	Кнопки местного управления выключателем, расположенные за прозрачной частью двери привода, (да, нет)	Да
17.8	Устройство контроля работоспособности  обогревателей баков выключателя по току потребления с функцией сигнализации при нарушении их работы (да, нет)	Да
17.9	Индикатор нарушения цепей подогрева шкафа управления, (да, нет)	Да
17.10	Число свободных блок-контактов для подключения внешних вспомогательных цепей: - нормально открытых - нормально закрытых	12 12
17.11	Переключатель управления – местное/дистанционное	Да
17.12	Реле против «прыгания»	Да
17.13	Наличие предохранительных клапанов (мембран) для каждого полюса выключателя	*
17.14	Срок службы предохранительной мембраны, лет	30
17.15	Разъемы автономной герметизации элегаза (да, нет)	Да
17.16	Наличие контактных клемм для крепления аппаратных зажимов (размеры согласовываются дополнительно)	Да
17.17	Съёмное приспособление для ручного неоперативного включения (да, нет)	Да
17.18	В местах прохода контрольных кабелей в шкафу управления должно быть обеспечено надежное заземление экранов кабелей с применением специальных приспособлений	Да
17.19	СИ должен быть обеспечен первичной поверкой  при выпуске из производства. К моменту установки на место постоянной эксплуатации срок истечения межповерочного интервала допускается не более его половины	Да
17.20	Конструктивное исполнение СИ должно позволять проводить в процессе всего срока их эксплуатации поверку и калибровку или иметь межповерочный интервал, равный сроку службы выключателя	Да
17.21	Метрологические характеристики СИ должны обеспечивать нормированную точность измерения параметра во всем диапазоне его изменения	Да
17.22	Метрологические характеристики СИ должны быть установлены  соответствии с ГОСТ 8.009, ГОСТ 8.401 и должны в реальных условиях эксплуатации соответствовать нормам точности измерения конкретного измеряемого параметра согласно действующим государственным и отраслевым нормативным требованиям по обеспечению единства измерений	Да
17.23	Наличие документа (комплекта документов), подтверждающего соответствие технических параметров оборудования требованиям государственных и отраслевых стандартов, технических требований (стандартов) ПАО «Россети» (да, нет)	Да, обязательны  к моменту поставки
17.24	СИ должны быть внесены в Государственный реестр СИ и иметь сертификат об утверждении типа (с приложением – описание типа)	Да, обязательны  к моменту поставки
17.25	На каждое СИ должен быть представлен Паспорт с отметкой о дате проведения поверки и оттиском поверительного клейма (да, нет)	Да
17.26	Измерительные трансформаторы должны иметь действующее свидетельство (сертификат) о поверке/калибровке.	обязательны  к моменту поставки
18	Маркировка, упаковка, транспортировка, условия хранения:
18.1	Маркировка, упаковка и консервация по ГОСТ Р 52565-2006, ГОСТ 14192-96,  ГОСТ 23216-78 и ГОСТ 15150-69 (да, нет)	Да
18.2	Условия транспортирования	*
18.3	Растамаживание и доставка оборудования до места назначения	Поставщик
18.4	Наличие "шок-индикаторов" для контроля условий транспортировки, (да, нет)	Да
18.5	Условия хранения выключателя в упаковке изготовителя, комплектующих деталей, сборочных единиц и ЗИП.	*
18.6	Срок хранения выключателя в упаковке изготовителя, год не более	1,0
18.7	Выключатели должны транспортироваться при пониженном избыточном давлении элегаза  0,05 МПа	Да
18.8	В процессе транспортирования и хранения оборудование должно быть законсервировано и приняты меры для его защиты от механических повреждений и воздействия факторов окружающей среды	Да
19	Приемка и шеф-монтажные работы
19.1	Участие представителей Заказчика (не более 4 человек) в заводских приемо – сдаточных испытаниях в соответствии с ГОСТ Р 52565-2006 (в т. ч. проезд, проживание, страховка, плата за визы, суточные) включено в стоимость оборудования, (да, нет)	Да
19.2	Шеф-монтажные и пуско-наладочные работы с участием аттестованного заводом-изготовителем специалиста включены в стоимость оборудования	Да
20	Требования к сервисным центрам на территории РФ
20.1	Наличие помещения, склада запасных частей, ремонтной базы и разрешительной документации для осуществления гарантийного и послегарантийного обслуживания и ремонта	Да
20.2	Наличие аккредитации сервисного центра и аттестованных предприятием специалистов для осуществления технического обслуживания и ремонта оборудования	Да
20.3	Организация обучения персонала эксплуатирующей организации, с выдачей сертификатов (в соответствии с условиями Договора поставки).	Да
20.4	Наличие в резерве завода-изготовителя или сервисного центра запчастей, необходимых для оперативного устранения дефектов оборудования  (да, нет)	Да
20.5	Обязательные круглосуточные консультации по эксплуатации и ремонту оборудования специалистами сервисного центра по телефонам «горячей линии»	Да
20.6	Обеспечение в течение гарантийного срока срочного прибытия (не более 72 часов с момента вызова) специалистов сервисного центра с необходимым оборудованием, инструментами и запасными частями на объект для выполнения ремонта (да, нет)	Да
Примечания: 1. Параметры, отмеченные *,  должны быть представлены участником конкурса. 2. Во всем неоговоренном выключатель должен соответствовать  требованиям ГОСТ Р 52565-2006.  3. Поставщик на момент поставки  должен представить копии следующих документов: - сертификат соответствия (декларацию соответствия) требованиям безопасности в системе ГОСТ Р (весь документ); - действующие ТУ, согласованные с ПАО «ФСК ЕЭС» (при наличии, весь документ); - документ (комплект документов), подтверждающий соответствие технических параметров оборудования требованиям нормативно-технической документации  ПАО «ФСК ЕЭС» (документ или комплект полностью).

Состав одиночного комплекта ЗИП: - манометрический датчик плотности элегаза (циферблатный денсиметр) – 1 шт.; - разрывная мембрана в сборе – 1 шт.; - вспомогательные блок-контакты для привода – 1 блок;
- катушка включения	–	2 шт;
- катушка отключения	–	2 шт;
- электродвигатель заводного механизма пружин	–	1 шт;
- комплект запасных частей для агрегатного шкафа управления (клеммная колодка, нагревательные элементы, термостат, набор реле и автоматических выключателей и пр.)    - элегаз (или смесь) в количестве,  достаточном для полной заправки.	–	1 к-т;
- Прибор для отыскания утечки элегаза (течеискатель)	–	1 шт;
- Прибор для измерения процентного содержания элегаза (DILO 3-027-R002)	–	1 шт;
- Нагревательные элементы баков (маты)	–	3 шт;

0077-ТЧКД2.1.1.001 ОРУ 220 кВ. Схема электрическая принципиальная

0077-ТЧКД2.1.1.002 План подстанции

0077-ТЧКД2.1.1.003 Обогрев приводов выключателей на ОРУ 220 кВ. Шкаф SN1.1аЕ. Распределительная сеть.  Схема электрическая принципиальная однолинейная

0077-ТЧКД2.1.1.004 Питание приводов и обогрев БУ и приводов разъединителей на ОРУ 220 кВ. Шкафы SN2.7аE и SN2.9аE. Распределительная сеть. Схема электрическая принципиальная однолинейная

0077-ТЧКД2.1.1.005 Обогрев шкафов и ящиков на ОРУ 220 кВ. Шкафы SN3.2E и SN3.5E. Распределительная сеть. Схема электрическая принципиальная однолинейная