ТЕХНИЧЕСКОЕ ЗАДАНИЕ
на выполнение изысканий, подготовку землеустроительной документации, разработку проектной и рабочей документации по строительству ПС 110 кВ «Прионежская» «врезкой» в Л-173 и перезаводом Л-58П, Л-56П.
Содержание:
1. Основание для выполнения работ.
2. Вид строительства и этапы выполнения работ.
3. Основные характеристики объекта.
4. Этапы выполнения работ.
5. Особые условия.
6. Выделение пусковых комплексов.
7. Начало строительства/реконструкции объектов.
8. Срок выполнения проекта.
9. Требования к подрядной организации.
Основание для выполнения работ.
Инвестиционная программа филиала ОАО «МРСК Северо-Запада» «Карелэнерго».
Схема и Программа перспективного развития электроэнергетики Республики Карелия на период до 2016 года, одобренная Распоряжением Правительства Республики Карелия № 329р-П от 5.07.2011 г.
Основные нормативно-технические документы (НТД), определяющие требования к проекту:
- Нормы технологического проектирования ПС переменного тока с высшим напряжением 35-750 кВ СТО 56947007-29.240.10.028-2009;
- Схемы Принципиальные электрические распределительных устройств 35 – 150 кВ СТО 01.Б3.02-2009;
- Общие требования к системам противоаварийной и режимной автоматики, релейной защиты и автоматики, телеметрической информации, технологической связи в ЕЭС России (Утв. Приказом ОАО РАО «ЕЭС России» №57 от 11.02.2008 г.);
- Типовой стандарт о технической политике по учету электроэнергии в распределительном электросетевом комплексе ДЗО ОАО «Холдинг МРСК»;
- РД 153-34.048.518-98 «Правила проектирования, строительства и эксплуатации волоконно-оптических линий связи на воздушных линиях электропередачи напряжением 110 кВ и выше»;
- Правила по проектированию, строительству и эксплуатации линейно-кабельных сооружений волоконно-оптических линий связи на воздушных линиях электропередачи напряжением 0,4-35 кВ;
- Инструкция по применению систем мониторинга состояния силовых трансформаторов ОАО «МРСК С-З»;
- ПУЭ (действующее издание);
- ПТЭ (действующее издание);
- ППБ (действующее издание);
- Постановление Правительства Российской Федерации от 16 февраля 2008 г. № 87 «О составе разделов проектной документации и требованиях к их содержанию»;
- ГОСТ Р 21.1101-2009 «Основные требования к проектной и рабочей документации»;
- СНиП 11-02-96 «Инженерные изыскания для строительства»;
- Градостроительный кодекс РФ;
- Земельный кодекс РФ;
- Лесной кодекс РФ;
- Другие нормативно-технические документы.
-
Вид строительства и этапы выполнения работ.
Вид строительства.
Новое строительство.
Этап – Основные технические решения.
Этап – Подготовка землеустроительной документации.
Этап – Выполнение изысканий.
Этап – Разработка проектной и рабочей документации.
Этап – Государственная экспертиза проекта, инженерных изысканий и сметной документации.
Основные характеристики объекта.
ПС 110/35/10 кВ «Прионежская»
Показатель
|
Значение
|
Номинальные напряжения
|
110/35/10 кВ
|
Конструктивное исполнение ПС и РУ (открытое, закрытое, КТП, КРУЭ и т.д.)
|
РУ-110 кВ – открытое,
РУ-35 кВ – закрытое, в модульном здании
РУ-10 кВ – закрытое, в модульном здании
|
Тип схемы каждого РУ (СТО 01.Б3.02-2009)
|
РУ-110 кВ – четырехугольник (№ 110-7)
РУ-35 кВ – одна рабочая секционированная выключателем система шин (№ 35-9)
РУ-10 кВ – одна, секционированная выключателем, система шин (№ 10-1)
|
Количество линий, подключаемых к подстанции, по каждому РУ
|
РУ-110 кВ – 2 шт.,
РУ-35 кВ – 4 шт.,
РУ-10 кВ – 4 шт.,
|
Количество резервных ячеек по каждому РУ
|
РУ-10 кВ – 10 ячеек (по 5 на каждую секцию)
|
Количество и мощность силовых трансформаторов
|
2х25 МВА (окончательную мощность определить проектом).
|
Тип, количество и мощность средств компенсации реактивной мощности (СКРМ)
|
Определяется проектом.
|
Район по количеству грозовых часов в году
|
Определяется проектом.
|
Район по степени загрязненности атмосферы
|
Определяется проектом.
|
Вид обслуживания
|
ОВБ, возможность дистанционного управления с удаленного диспетчерского пункта.
|
Возможность расширения
|
РУ 110 кВ – предусмотреть дополнительное место и компоновку РУ 110 кВ, обеспечивающие минимальные затраты и возможность под дальнейшее развитие схемы РУ 110 кВ с подключением 2 дополнительных линий 110 кВ.
РУ 35 кВ – предусмотреть место в ЗРУ 35 кВ под 2 линейные ячейки (по одной на каждую секцию шин 35 кВ).
РУ 10 кВ – предусмотреть место в ЗРУ 10 кВ под 6 линейных ячеек (по 3 на каждую секцию шин 10 кВ).
|
Прочие особенности ПС, включая:
- требования к эксплуатации, техническому обслуживанию и ремонту;
- требования к охране объекта;
- и т.д. (с уточнением в проекте)
|
Основное оборудование, конструкции, оперативный ток, собственные нужды:
1. Ограждения ПС из металлопрофиля с установкой по верхнему краю ограждения «козырька безопасности» «Егоза».
2. Оперативный ток – постоянный 220 В. Система постоянного оперативного тока на базе аккумуляторной батареи (АБ) закрытого типа с рекомбинацией газов типа OPzS, срок службы АБ не менее 20 лет, щита постоянного тока, зарядно-подзарядных устройств.
3. Установку щита СН.
4. Выключатели 110 кВ – элегазовые или вакуумные с одним разрывом на полюс.
5. Выключатели 35, 10 кВ – вакуумные с электромагнитным приводом, с фиксацией положения по принципу «магнитной защелки».
6. Антирезонансные трансформаторы напряжения.
7. ОПУ модульное утепленное из сэндвич-панелей, с системами вентиляции, кондицио-нирования и отопления.
8. Здания ЗРУ-10кВ и ЗРУ-35кВ модульные утепленные из сэндвич-панелей, с системой вентиляции и отопления.
9. Силовые трансформаторы оснастить системой мониторинга технического состояния в соответствии с Инструкцией по применению систем мониторинга состояния силовых трансформаторов ОАО «МРСК С-З».
10. Подключить линии 35 кВ Л-58П, Л-56П к ПС 110/35/10 кВ «Прионежская». Питание ПС-18П «Бесовец» осуществить от ПС «Прионежская» по линиям 35 кВ в тупиковом режиме.
11. Рассмотреть необходимость компенсации реактивной мощности для поддержания требуемого напряжения на шинах ПС Прионежская в ремонтных и послеаварийных режимах.
В части устройств РЗА:
1. Защита трансформаторов в составе:
Комплект основной защиты трансформатора;
Комплект резервной защиты трансформатора;
Комплект автоматики управления РПН.
2. Защиты присоединений 10 кВ:
Комплект защиты на микропроцессорной базе с функциями токовых защит, включая ОЗЗ, АУВ.
Защиты от дуговых замыканий 10 кВ;
Логическая защита шин на базе МП терминалов присоединений 10 кВ;
УРОВ.
3. Защита линий 35 кВ:
Комплект основной защиты линии – Дистанционная защита лини;
Комплект резервной защиты линии – В составе: ступенчатых токовых защит, защит от ОЗЗ (автоматики управления выключателем, УРОВ).
4. Защиты присоединений 35 кВ:
Защиты от дуговых замыканий 35 кВ;
Логическая защита шин на базе МП терминалов присоединений 35 кВ;
УРОВ.
5. Для организации защит линий 110 кВ установить на ПС 110/35/10 кВ «Прионежская», ПС-64 «Пряжа» и ТЭЦ-13 «Петрозаводск».
Комплект основной защиты линии – ДЗЛ (Канал связи волоконно оптический);
Комплект резервной защиты линии – В составе: ступенчатых защит (ДЗ, ТНЗНП, ТО, автоматики управления выключателем, УРОВ);
Приемопередающие устройства УПАСК (Канал связи волоконно оптический).
В части устройств АИИС КУЭ:
1. Установка в ОПУ ПС шкафа контроллера АИИС КУЭ и подключение к нему электросчетчиков по интерфейсу RS-485.
2. Организация основного и резервного канала связи между контроллером АИИС КУЭ и существующим Центром сбора и обработки информации АИИС КУЭ Филиала «Карелэнерго».
Решения по связи, ТМ, технологическому видеонаблюдению:
1. Организовать заход волоконно-оптического кабеля (ВОК), подвешенного на Л-173 (4-х оптических волокон, принадлежащих «Карелэнерго») на новую подстанцию от ближайшей оптической муфты.
2. Организовать с использованием данного ВОК цифровые каналы связи и передачи телеметрической информации (основной и резервный) с новой подстанции на ДП РЭС-1 ЮКЭС, в ЦУС «Карелэнерго» и Карельское РДУ. Способы организации диспетчерских каналов и объем передаваемой телеинформации и телеуправления определить в соответствии с «Типовыми техническими требованиями по организации обмена информацией с диспетчерскими центрами и центрами управления сетями РСК» и согласовать с филиалом «Карелэнерго» и Карельским РДУ. Основные и резервные каналы ДС и ТМ разнести географически.
3. Предусмотреть источник гарантированного электропитания в комплекте с аккумуляторной батареей (время резервирования не менее 6 часов).
4. Для сохранения существующих диспетчерских каналов связи и передачи телеинформации с ПС-18п «Бесовец», ПС-9п «Вилга», ПС-10п «Половина» и ПС-64 «Пряжа» выполнить:
4.1. Подвеску волоконно-оптического кабеля от ПС 110/35/10 кВ «Прионежская» до ПС-18п и ПС-9п по ВЛ 35 кВ с организацией цифровых каналов связи и передачи данных и заменой контроллеров телемеханики.
4.2. Установку аппаратуры ВЧ обработки и присоединения на Л-56п ПС 110/35/10 кВ «Прионежская», и перенос полукомплекта оборудования ВЧ связи (канал Ю-14) с ПС21 Шуя на ПС 110/35/10 кВ «Прионежская» с организацией дальнейшего переприема на ДП РЭС-1 ЮКЭС.
4.3. Установку на ПС-64 Пряжа цифрового оборудования для передачи в ЦУС «Карелэнерго» телеинформации и каналов связи, ранее передававшихся по ВЧ тракту Л-173.
5. Организовать технологическое видеонаблюдение на ПС 110/35/10 кВ «Прионежская» за оборудованием, расположенным в РУ 110/35/10 кВ.
Охранное видеонаблюдение и ОПС:
1. Организовать систему видеонаблюдения для визуального контроля всего периметра ПС и помещений управления вне зависимости от времени суток и сезона.
2. Охранная сигнализация должна обеспечивать возможность контроля доступа в ограниченный наружным ограждением периметр ПС, в помещения управления.
3. Оборудование подстанции пожарной сигнализацией с передачей тревожных сигналов пожарной сигнализации.
|
Новые ЛЭП 10 кВ ПС 110/35/10 кВ «Прионежская» - ПС-18П «Бесовец», ПС-9П «Новая Вилга».
Показатель
|
Значение
|
Передаваемая мощность
|
Определить проектом, обеспечить разгрузку ПС-18П «Бесовец», ПС-9П «Новая Вилга».
|
Количество цепей
|
Определить проектом.
|
Номинальное напряжение
|
10 кВ
|
Длина трассы ориентировочно, км
|
Прионежская – Н. Вилга – 2,85 км.
Прионежская – Бесовец – 5,5 км.
|
Район по количеству грозовых часов в году
|
Определить проектом.
|
Район по степени загрязненности атмосферы
|
Определить проектом.
|
Район по ветру
|
Определить проектом.
|
Район по гололеду
|
Определить проектом.
|
Наличие переходов через естественные и искусственные преграды
|
Определить проектом.
|
Число часов использования максимума нагрузки
|
Определить проектом.
|
Прочие особенности ЛЭП, включая рекомендации по типу опор и изоляции (с уточнением в проекте)
|
1. Рассмотреть в проекте оптимальную конфигурацию сети для перевода нагрузок с ПС-18П «Бесовец» и ПС-9П «Новая Вилга» на ПС «Прионежская» и уменьшения длины строящихся ЛЭП (возможность подключения к существующим сетям от ПС-9П, ПС-18П).
2. Предусмотреть установку трансформаторных подстанций 10/6 кВ расчетной мощности для перевода нагрузок с ПС-18П «Бесовец» (ПС-18П имеет низший класс напряжения 6 кВ).
|
-
Этапы выполнения работ:
На этапе «Основные технические решения».
Необходимо выполнить сопоставление различных вариантов технических решений строительства.
Выполнить расчеты электрических режимов и устойчивости работы сети 35-110 кВ в районе сооружения объекта на год его ввода и на перспективу 5-10 лет с учетом динамики изменения электрических нагрузок энергорайона: режим зимних максимальных нагрузок рабочего дня, режим летних минимальных максимальных нагрузок рабочего дня.
Рассмотреть различные варианты присоединения ПС «Прионежская» к энергосистеме и выбор оптимального на основании расчетов.
- принципиальную электрическую схему подстанции;
- схемы работы силовых трансформаторов: в нормальном режиме, при выводе в ремонт любого из трансформаторов, возможность параллельной работы трансформаторов;
- принципиальные конструктивные и компоновочные решения;
- параметры силовых трансформаторов (Т);
- оптимальную схему компенсации реактивной мощности для поддержания напряжения в нормальной и ремонтных схемах прилегающей сети на основе технико-экономического сравнения;
- принципиальные решения по системе АСУ ТП и подсистемам (РЗА, ПА, АУВ, ОМП, АСДУ, РАС, АИИС КУЭ, связи, технологическому и охранному видеонаблюдению, ОПС) с указанием мест их размещения;
- организацию дистанционного управления подстанцией с ДП «Карелэнерго», ДП ПО ЮКЭС;
- план заходов ВЛ/КЛ;
- размер площадки с учетом наиболее рационального использования земель, как на расчетный период, так и с учетом последующего расширения ПС. При этом должны учитываться коридоры подходов ВЛ всех напряжений.
- точки присоединения к сетям;
- основные технические решения, в т. ч. по применению типовых или неунифицированных, индивидуально сконструированных строительных конструкций (опор, фундаментов и т.д.);
- трассу ЛЭП.
- основные технические решения (выбора способа подвески – самонесущий или встроенный в грозотрос);
- трассу ВОЛС.
Для ПС, ЛЭП, ВОЛС по результатам данного этапа определить на основе укрупненных экономических показателей ориентировочную стоимость объекта.
Материалы с обоснованиями принятых решений (по ПС, ЛЭП, ВОЛС) согласовать в филиале ОАО «МРСК Северо-Запада» «Карелэнерго», в исполнительном аппарате ОАО «МРСК Северо-Запада», Карельском РДУ, филиале «Карельский» ОАО «ТГК-1» для последующего утверждения руководством филиала «Карелэнерго».
Материалы должны быть выполнены в объеме, достаточном для использования их в качестве исходных данных к этапу разработки проектной и рабочей документации.
На этапе «Подготовка землеустроительной документации».
4.2.1. Рассчитать проектную ширину просеки для ВЛ
4.2.2. Подготовить землеустроительную документацию с оформлением всех обязательных документов по выбору земельных участков и постановку их на кадастровый учет:
- Создать планово-высотное съёмочное обоснование;
- Выполнить тахеометрическую съёмку: масштаб 1:500;
- Выполнить съемку надземных и подземных коммуникаций;
- Согласовать на плане местоположения надземных и подземных сооружений с эксплуатирующими службами;
- Привязать участок съёмки к местной системе координат;
- Составить топографические планы в масштабе 1:500 на бумажных и электронных носителях;
- Составить отчёт на бумажных и электронных носителях;
- Получить утвержденный Акт выбора земельного участка и схему прохождения объекта по земельному участку в уполномоченном органе;
- Подготовить межевой план;
- Получить кадастровый план земельного участка;
- Получить градостроительный план земельного участка.
- Выбор площадки для строительства ПС должен производится в соответствии с требованиями земельного, лесного и водного законодательства Российской Федерации и законодательными актами по охране природы и использованию природных ресурсов.
На этапе «Выполнение изысканий».
- Выполнить инженерные изыскания (все необходимые).
- Создать планово-высотное съемочное обоснование;
- Выполнить тахеометрическую съемку: масштаб 1:500;
- Согласовать на плане местоположения надземных и подземных сооружений с эксплуатирующими службами;
- Привязать участок съемки к местной системе координат;
- Составить топографические планы в масштабе 1:500 на бумажных и электронных носителях в координатах WGS-84;
- Составить отчет на бумажных и электронных носителях, в соответствие с требованиями действующего законодательства РФ.
-
На этапе «Разработка проектной и рабочей документации».
Для ЛЭП определить и выполнить:
- характеристики пропускной способности ЛЭП;
- протяженность и окончательную трассу;
- конструкцию фазы и тросов;
- линейную изоляцию (тип кабеля);
- тип опор и фундаментов (способ прокладки КЛ), схему заходов и подключения ВЛ (КЛ) к ПС;
- защиту от грозовых и внутренних перенапряжений;
- необходимость сооружения системы раннего обнаружения гололедообразования и устройств плавки гололеда;
- средства снижения ветровой вибрации;
- расчет и выбор сечения жилы кабеля и экрана кабеля, способ соединения экранов кабелей;
- прочие разделы проектно-сметной документации.
Для ПС определить и выполнить:
- главную электрическую схему с пояснительной запиской;
- компоновку, генеральный план;
- выбор и обоснование параметров основного оборудования;
- решения по средствам компенсации реактивной мощности (СКРМ);
- схемные и технические решения по ограничению токов короткого замыкания (т. к. з.);
- решения по компенсации емкостного тока сети 10, 35 кВ;
- решения по координации изоляции, защите оборудования от перенапряжений в наиболее вероятных режимах, мероприятия по предотвращению феррорезонансных перенапряжений;
- решения и расчеты по заземляющему устройству, устройству молниезащиты ПС;
- выбор на основании этапа «Принципиальные решения» типов основного оборудования и вспомогательного оборудования (трансформаторы, выключатели, разъединители, ТТ, ТН и т.д.), в т.ч. и на основе вида обслуживания объекта;
- конструктивные решения в соответствии с типами выбранного электрооборудования;
- строительные решения на основе современных строительных технологий (сэндвич-панели и т.д.);
- конструктивное исполнение электрической связи между РУ, и трансформаторами (гибкие шины, кабельные перемычки, токопровод и т.д.);
- решения по обеспечению электроснабжения собственных нужд (СН), структурно-функциональные схемы СН и схему питания СН; вид и количество независимых источников СН; требуемая мощность источников СН;
- обоснование выбора постоянного оперативного тока, источников оперативного тока, структурно-функциональные схемы оперативного тока в нормальном режиме с указанием источников резервирования и схем резервирования; требуемая мощность источников постоянного оперативного тока;
- решения по инженерным системам (противопожарным, водоснабжению, масло- и водоотведению, системам очистки стоков (включая маслоприёмник);
- прочие разделы проектно-сметной документации (согласно Постановления Правительства Российской Федерации от 16 февраля 2008 г. № 87 «О составе разделов проектной документации и требованиях к их содержанию»).
-
Разработать технические решения по автоматизированной системе управления технологическим процессом (АСУ ТП) в соответствии с «Общими техническими требованиями к проектированию АСУ ТП при реконструкции и новом строительстве подстанций 35-150 кВ», «Положением о единой технической политике ОАО «ХМРСК» в распределительном сетевом комплексе» и «НТП подстанций переменного тока с высшим напряжением 35-750 кВ».
-
Технические решения по релейной защите и линейной автоматике (РЗА), противоаварийной автоматике (ПА), автоматике управления выключателями (АУВ) проектируемых ПС-110/10 и ПС-10/6, ПС-64, ПС-18П, ПС-9П, в том числе:
Схему размещения устройств релейной защиты, противоаварийной автоматики (ПА), определения мест повреждения (ОМП) в прилегающей сети.
Совмещенную схему распределения по трансформаторам тока и трансформаторам напряжения устройств РЗА, ПА, ОМП, телемеханики (ТМ), автоматизированной информационно-измерительной системы коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ).
Схемы организации цепей переменного напряжения.
Схему организации передачи сигналов РЗ и ПА с учетом резервирования каналов.
Структурно-функциональные схемы устройств РЗА и ПА с указанием: входных цепей; выходных цепей; переключающих устройств (испытательных блоков, переключателей и т.п.), необходимых для оперативного ввода/вывода из работы устройств РЗА и отдельных функций и цепей; сигналов, отображаемых с помощью светодиодов и передаваемых в ТМ.
Принципиальные, функционально-логические схемы и схемы программируемой логики (по выбранным устройствам РЗА и ПА).
Пояснительную записку, содержащую проектный расчет уставок, данные по параметрированию (конфигурированию) микропроцессорных устройств РЗА.
Техническое описание и руководство по эксплуатации (для выбранных устройств РЗА зарубежных производителей на русском языке).
Перечень всех функций РЗА и ПА каждого защищаемого элемента сети (линия, шины, трансформатор и др.), необходимых на данном объекте, анализ реализации выбранных функций на оборудовании разных производителей.
Расчет параметров срабатывания устройств РЗА для подтверждения принципов выполнения и уточнения количественного состава защит, в том числе обоснование:
алгоритмов АПВ;
принятых коэффициентов трансформации трансформаторов тока дифференциальных защит.
-
Решения по определению мест повреждения на каждой ВЛ (ОМП) с обоснованием применения способов двухстороннего или одностороннего замера в зависимости конфигурации сети («коридоры», одиночные линии).
Расчеты требуемых номинальных первичных и вторичных токов трансформаторов тока, а также величин мощности вторичных обмоток трансформаторов тока и напряжения с учетом видов подключаемых устройств. Расчет потерь напряжения в измерительных цепях напряжения.
Решения по приближению устройств РЗА и ПА к первичному оборудованию с проработкой вариантов их размещения в отдельных релейных щитах, сооружаемых в непосредственной близости к распределительным устройствам (РУ) соответствующих напряжений.
Пересмотр параметров настройки устройств РЗА в прилегающей сети в связи с вводом нового оборудования.
Выбор и обосновывающий расчёт всех регулируемых параметров (уставок) устройств РЗА и другого вспомогательного оборудования (защита и автоматика цепей собственных нужд и оперативного тока, автоматика обогрева, охранно-пожарная сигнализация и т.п.).
Принципиальные и монтажные схемы шкафов и панелей РЗА, телемеханики, АИИС КУЭ и другого вспомогательного оборудования, схемы рядов зажимов.
Кабельные журналы, схемы раскладки кабелей по кабельным конструкциям, таблицы маркировки жил кабелей РЗА и другого вспомогательного оборудования.
-
Основные технические решения по АСДУ на подстанции.
Перечень функциональных подсистем и задач АСДУ. Дать характеристику задач, решаемых в АСДУ, по каждой подсистеме.
Структурная схема АСДУ.
Перечень сигналов ТС, ТУ и ТИ, собираемых в АСДУ, представить в виде таблицы, которая должна содержать:
название присоединения;
вид (тип) измеряемых и регистрируемых параметров;
источник информации;
погрешность (для телеизмерений);
получатели информации;
Принципиальные схемы подключения цепей ТС, ТУ и ТИ;
Планы размещения оборудования в шкафах;
Схемы прокладки кабелей по территории подстанции и ОПУ с обоснованием выбранного способа прокладки;
Кабельный журнал;
Карты заказов оборудования;
Спецификации.
Решения по организации автоматизированных рабочих мест (АРМ):
определение количества АРМ на ПС;
определение функций для каждого типа АРМ;
определение конфигурации для каждого типа АРМ (состав и характеристики аппаратного обеспечения);
характеристика ПО для каждого типа АРМ (состав и функциональное назначение каждого вида ПО).
-
Структурные и принципиальные схемы организации каналов передачи информации в диспетчерские центры.
Решения по регистрации аварийных событий (РАС) с учетом наличия этой функции в микропроцессорных терминалах РЗА, ПА, в том числе:
вид (тип) измеряемых и регистрируемых параметров;
частота обработки;
условия пуска (для обеспечения функции РАС);
устройство регистрации.
Представить обобщенный расчет количества сигналов по каждому виду оборудования с разбивкой по подсистемам и общее количество сигналов, собираемых в АСУ ТП.
Требования к измерительным преобразователям, системам управления и регистрации:
характеристика входных сигналов;
характеристика выходных сигналов;
функциональность;
класс точности;
интерфейсы и протоколы;
-
Основные организационно-технические решения по автоматизированной информационно-измерительной системе коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) на ПС.
Создание системы АИИС КУЭ ПС 110/35/10 кВ в соответствии с требованиями ГОСТ 34.601-90 Информационная технология. Комплекс стандартов на автоматизированные системы. Автоматизированные системы. Стадии создания.
Интеграция создаваемой системы АИИС КУЭ в существующую систему АИИС КУЭ филиала ОАО «МРСК Северо-Запада» «Карелэнерго».
Разработка проектной документации и рабочей документации на АИИС КУЭ выполняется в соответствии с требованиями ГОСТ 34.201-89. Информационная технология. Комплекс стандартов на автоматизированные системы. Виды, комплектность и обозначение документов при создании автоматизированных систем.
Установка многофункциональных, трехфазных, интервальных, двунаправленных счетчиков активной и реактивной электроэнергии класса точности не ниже 0,5S. с функцией хранения графиков нагрузки и графиков параметров сети, с цифровым интерфейсом RS-485, оптопортом и дополнительным питанием. Обеспечить подключение счетчиков к отдельным вторичным обмоткам измерительных трансформаторов тока и напряжения.
Установка на ПС шкафа контроллера АИИС КУЭ (УСПД) для сбора данных со счетчиков по цифровому интерфейсу и хранения собранных данных.
Организация основного и резервного канала связи между контроллером АИИС КУЭ и существующим Центром сбора и обработки информации (ЦСОИ) АИИС КУЭ филиала ОАО "МРСК Северо-Запада" "Карелэнерго". Тип каналов связи определить проектом.
Направление, состав и характеристики данных, передаваемых на другие уровни управления, включая расчет объемов передаваемой информации.
-
Организационно-технические решения по созданию систем связи (отдельным томом).
Перечень направлений организуемой связи с проектируемого объекта.
Схемы внутриобъектной связи (локальная вычислительная сеть, телефонная, оперативно-диспетчерская и пр.).
Линейно-эксплуатационная связь с обоснованием использования систем.
Схему организации связи, таблицу распределения информационных потоков систем связи, согласованные с Карельским РДУ.
Решения по организации системы управления, системы служебной связи, резервирования, аварийной сигнализации, тактовой синхронизации, системы сигнализации, системы маршрутизации, системы нумерации, системы защиты информации.
В разделе ВОЛС разработать:
Общие данные.
Принципиальная схема ВОЛС.
Таблица (матрица) информационных потоков ВОЛС.
Схема трассы ВОЛС (включая ОРУ ПС).
Монтажные таблицы и стрелы провеса.
Узлы крепления (натяжное, поддерживающее на разные типы опор).
Схемы захода/выхода ВОЛС на оконечные пункты.
Планы прокладки ВОЛС по оконечным пунктам.
Схемы подключения ВОЛС к оптокроссам с указанием номера и цвета волокон.
Схемы электропитания оконечного оборудования ВОЛС.
Схемы подключений шкафов ВОЛС (оконечного оборудования).
Принципиальная схема подключений оборудования ВОЛС.
Решения по технологическому и охранному видеонаблюдению, охранно-пожарной сигнализации.
Решения по диагностике, надежности, отказоустойчивости и резервированию системы АСУ ТП, а также резервному управлению первичным оборудованием при отказах АСУ ТП.
Решения по электромагнитной совместимости устройств АСУ ТП и всей МП аппаратуры, обеспечивающие их нормальную работу, с отражением в отдельном разделе.
Решения по организации электропитания подсистем АСУ ТП и других систем, включая:
таблицы потребителей сети собственных нужд 0,4 кВ и постоянного оперативного тока и их характеристики;
определение типа, емкости и количества элементов аккумуляторной батареи (АБ), параметров зарядно-подзарядных устройств и необходимости в системе принудительной приточно-вытяжной вентиляции помещения АБ;
схемы сети постоянного оперативного тока и собственных нужд 0,4 кВ, включая схемы ЩПТ и ЩСН;
расчеты токов короткого замыкания в сетях собственных нужд и постоянного оперативного тока;
выполнение защиты сетей постоянного оперативного тока и собственных нужд;
построение карт селективности защитных аппаратов сети 0,4 кВ и постоянного оперативного тока;
контроль состояния АБ и сети постоянного оперативного тока, включая устройства автоматического и автоматизированного поиска «земли».
Обеспечение инфраструктуры, включая:
подготовку помещений, в том числе создание систем поддержания микроклимата устройств АСУ ТП;
организацию системы гарантированного электропитания всех подсистем АСУ ТП с обеспечением непрерывной работы при отсутствии внешнего энергоснабжения.
-
Привести расчет и выбор кабельной продукции, необходимой для создания подсистем АСУ ТП.
Определение состава ЗИП подсистем АСУ ТП, включая аппаратуру для наладки и ТО.
Разработать программы и методики испытаний систем.
Оценка воздействия ПС на окружающую среду (ОВОС). Раздел «Охрана окружающей среды» оформить отдельным томом.
Инженерно-технические вопросы гражданской обороны. Мероприятия по предупреждению чрезвычайных ситуаций. Раздел оформить отдельным томом.
Проект организации строительства (ПОС) с определением сроков выполнения строительно-монтажных работ, включая предложения по выделению очередей и пусковых комплексов, с технологическими решениями и схемами перезавода ВЛ в новые ячейки, график поставки и схему транспортировки оборудования и т.д.
Противопожарные мероприятия в соответствии с Федеральным законом РФ от 22.07.2008г. №123-РФ «Технический регламент о требованиях пожарной безопасности» и действующими отраслевыми правилами пожарной безопасности для объектов электросетевого хозяйства.
Охранные мероприятия для подстанции в соответствии с требованиями действующих нормативных документов.
Выполнить раздел «Организация эксплуатации». В разделе:
учесть существующее расположение ремонтных баз в регионе, определить оптимальную схему организации техобслуживания ПС, ЛЭП, ВОЛС;
оптимизировать схему управления обслуживанием ПС, ЛЭП, ВОЛС с учетом расположения центров и линий управления, сложившихся в данном регионе;
рассчитать численности и квалификации эксплуатационного персонала, транспорта, ЗИП, КИП, с учетом возможности работы ПС в автоматизированном режиме.
Выполнить раздел «Эффективность инвестиций».
Выполнить раздел «Объемы строительно-монтажных и пуско-налодочных работ», определяющий полный перечень и физические объемы СМР и ПНР по объекту.
Разработать перечень мероприятий по обеспечению соблюдения требований энергетической эффективности (ст.48, п.11.1 «Градостроительный кодекс РФ» от 29.12.2004г. №190-ФЗ (принят ГД ФС РФ 22.12.2004г.)).
Выполнить план-график строительства объекта с декомпозиционной разбивкой, учитывающий мероприятия по подготовке и утверждению ИРД, ПСД, СМР, ПНР, МТиО и вводу объекта эксплуатацию.
-
Выполнить сметную документацию:
Сметную документацию выполнить согласно МДС 81-35.2004.
Сметную стоимость строительства приводить в уровнях цен:
- базисном по состоянию на 01.01.2000 г.
- 4 кв. 2010 г.
- текущем, сложившемся ко времени составления смет
-
В сметную документацию включить расчет затрат на страхование строительно-монтажных работ (в размере до 3% от итога глав 1-8), на строительный контроль согласно Постановлению Правительства РФ от 21.06.2010 г. № 468 (в % от итога глав 1-9), на содержание службы заказчика – застройщика и прочие затраты согласно МДС 81-35.2004.
Документацию по проекту в полном объеме (включая обосновывающие расчеты) представить в филиал «Карелэнерго» в 4-х экземплярах на бумажном носителе и в 1 экземпляре в электронном виде на CD, при этом текстовую и графическую информацию представить в стандартных форматах Windows, MS Office, Acrobat Reader, а сметную документацию в формате MS Excel. Все чертежи рабочего проекта в последней редакции дополнительно представить в формате «.dwg» или «.dxf».
Материалы в соответствии с ТЗ в полном объеме представить на рассмотрение и согласовать в филиале ОАО «МРСК Северо-Запада» «Карелэнерго», Карельском РДУ (только проектная документация), исполнительном аппарате ОАО «МРСК Северо-Запада», филиале «Карельский» ОАО «ТГК-1» для последующего прохождения государственной экспертизы (проектная документация и результаты инженерных изысканий), с последующим утверждением в филиале ОАО «МРСК Северо-Запада» «Карелэнерго».
-
На этапе «Государственная экспертиза проекта, инженерных изысканий и сметной документации».
Получить в АУ РК «Карелгосэкспертиза» положительное заключение государственной экспертизы проекта, инженерных изысканий и сметной документации.
-
Особые условия
Выполненная на основании данного ТЗ документация является собственностью ОАО «МРСК Северо-Запада» и передача ее третьим лицам без его согласия запрещается.
Проектная и рабочая документация должна быть выполнена по отдельным томам – ПС, ЛЭП, ВОЛС.
Выполнить в составе проекта отдельным томом техническую часть закупочной документации для закупки оборудования.
Проектную и рабочую документацию выполнять с применением программ САПР.
Подрядная организация получает все необходимые согласования и заключения по выполняемым работам.
Выделение пусковых комплексов.
Определяется проектом.
Начало строительства объектов.
2013 год.
Срок выполнения проекта.
12 месяцев с даты заключения договора подряда.
Требования к подрядной организации.
- опыт выполнения аналогичных договоров.
- наличие:
аттестата кадастрового инженера.
свидетельства СРО на выполнение работ по инженерным изысканиям.
свидетельства СРО на выполнение проектных работ.
наличие в штате узконаправленных специалистов-проектировщиков в части РЗА, АСДУ, АИИСКУЭ и др.
Заместитель директора по техническим вопросам –
Главный инженер Н. В. Шибаев
|
