П2200429-0127-ИОС1.2, Изм.1 Зам. , Обложка, титульный лист ... · П2200429-0127-ИОС1.2.01 Схема распределения по ТТ и ТН

2012

Реконструкция ПС 220 кВ Чебаркуль (реконструкция ячеек КРУ 10 кВ с заменой масляных выключателей на вакуумные

и установкой дуговых защит, замена ТН 110, 220 кВ, реконструкция системы пожаротушения)

ПРОЕКТНАЯ ДОКУМЕНТАЦИЯ

Раздел 5 “Сведения об инженерном оборудовании, о сетях инженерно-технического обеспечения, перечень инженерно-

технических мероприятий, содержание технологических решений“

Подраздел 1 “Система электроснабжения“ Книга 2 “Вторичные цепи. Релейная защита и автоматика“

П2200429-0127-ИОС1.2

Том 5.1.2

Изм. № док. Подп. Дата 1 22-13 05.13

2012

Инв. № подл.

Подп. и

дат

а

Взам. инв. №

Реконструкция ПС 220 кВ Чебаркуль (реконструкция ячеек КРУ 10 кВ с заменой масляных выключателей на вакуумные

и установкой дуговых защит, замена ТН 110, 220 кВ, реконструкция системы пожаротушения)

ПРОЕКТНАЯ ДОКУМЕНТАЦИЯ

Раздел 5 “Сведения об инженерном оборудовании, о сетях инженерно-технического обеспечения, перечень инженерно-

технических мероприятий, содержание технологических решений“

Подраздел 1 “Система электроснабжения“ Книга 2 “Вторичные цепи. Релейная защита и автоматика“

П2200429-0127-ИОС1.2

Том 5.1.2

Генеральный директор: С.А. Ревуцкий

Главный инженер проекта: Т.В. Черных

Изм. № док. Подп. Дата 1 22-13 05.13

П2200429-0127-ИОС1.2.С

Изм. Кол.уч Лист №док Подп. Дата

Разраб. Брит 12.12

Содержание

Стадия Лист Листов

П 1 3

2 Инв. №

подл.

Подп. и

дата

Взам. инв.№

Согласовано

Инв. №

подл.

Подп. и

дата



Обозначение Наименование Примечание

П2200429-0127-ИОС1.2.С Содержание 2

П2200429-0127-СП Состав проектной документации 5

П2200429-0127-ИОС1.2.ПЗ Пояснительная записка

1 Введение 7

2 Нормативные ссылки 8

3 Трансформаторы напряжения 220, 110 кВ 9

3.1 Технические решения по реконструкции 9

вторичных цепей ТН 220, 110 кВ

3.2 Расчет нагрузки вторичных цепей 9

трансформаторов напряжения

4 Реконструкция вторичных цепей ячеек 10 кВ 14

АТ1, АТ2

5 Технические решения по выполнению защиты и 15

АУВ линии 10 кВ к ДГР

5.1 Ориентировочный расчет параметров 15

срабатывания защит линии 10 кВ к ДГР

5.2 Расчет нагрузки вторичных цепей 17

трансформаторов тока

6 Автоматика управления ДГР 21

7 Защита ячеек 10 кВ от дуговых замыканий 22

8 Пожаротушение автотрансформаторов АТ1, 24

АТ2 и вольтодобавочного трансформатора

ВДТ2

9 Оборудование для проверки устройств РЗиА 28

10 Электромагнитная совместимость 29

11 Перечень и объёмы поставки оборудования 30

П2200429-0127-ИОС1.2.С Лист

2

Изм. Кол.уч. Лист №док. Подп. Дата

Инв. №

подл.

Подп. и

дат

а


3


12 Основные технические требования к 32

терминалам и устройствам РЗА

12.1 Общие технические требования к 32

терминалам РЗА

12.2 Общие требования к системе РЗА 39

12.3 Технические требования к составу 48

функций комплекта защиты и автоматики

управления выключателем линии 10 кВ к ДГР


функций комплекта автоматики

пожаротушения


функций комплекта защиты от дуговых

замыканий


функций комплекта автоматики

регулирования ДГР

П2200429-0127-ИОС1.2.ППС Перечень принятых сокращений 52

П2200429-0127-ИОС1.2.ЛРИ Лист регистрации изменений 53

Графическая часть

П2200429-0127-ИОС1.2.01 Схема распределения по ТТ и ТН устройств 54 Изм. 1 (Зам.)

ИТС 10 кВ

П2200429-0127-ИОС1.2.02 Схема организации цепей напряжения 220 кВ 55

П2200429-0127-ИОС1.2.03 Схема организации цепей напряжения 110 кВ 56

П2200429-0127-ИОС1.2.04 Расстановка шкафов и панелей в помещении ОПУ 57

П2200429-0127-ИОС1.2.05 Расстановка ячеек в ЗРУ 10 кВ 58

П2200429-0127-ИОС1.2.06 Структурно-функциональная схема защиты и 59

АУВ линии 10 кВ к ДГР

П2200429-0127-ИОС1.2.07 Схема размещения волоконно-оптических 60

1 Зам. 22-13 05.13

П2200429-0127-ИОС1.2.С Лист

3


Инв. №

подл.

Подп. и

дат

а


4


датчиков в ячейках КРУ 10 кВ

П2200429-0127-ИОС1.2.08 Структурно-функциональная схема дуговой 62

защиты

П2200429-0127-ИОС1.2.09 Схема принципиальная автоматической установки 63

водяного пожаротушения

П2200429-0127-ИОС1.2.10 Структурно-функциональная схема и логика 65 Изм. 1 (Зам.)

автоматики пожаротушения силового оборудования

1 Зам. 22-13 05.13

П2200429-0127-СП


ГИП Черных 12.12

Состав проектной документации


П 1 2

5 Инв. №

подл.

Подп. и

дата



Инв. №

подл.

Подп. и

дата



Номер тома Обозначение Наименование Примечание

1.1 П2200429-0127-ПЗ Раздел 1 "Пояснительная записка" Подраздел 1 "Исходные данные и основания для проектирования"

1.2 П2200429-0127-ИО Раздел 1 "Пояснительная записка". Подраздел 2 "Технический отчет об инженерном обследовании фундаментов"

1.3 П2200429-0127-ИИ.01 Раздел 1 "Пояснительная записка" Подраздел 3 "Технический отчет по инженерно-геодезическим изысканиям"

1.4 П2200429-0127-ИИ.02 Раздел 1 "Пояснительная записка" Подраздел 4 "Технический отчет по инженерно-геологическим изысканиям"

2 П2200429-0127-ПЗУ

Раздел 2 "Схема планировочной организации земельного участка" Подраздел "Генеральный план и сооружения транспорта"

4 П2200429-0127-КР Раздел 4 "Конструктивные и объемно-планировочные решения"

Раздел 5 "Сведения об инженерном оборудовании, о сетях инженерно-технического обеспечения, перечень инженерно-технических мероприятий, содержание технологических решений"

5.1.1 П2200429-0127-ИОС1.1 Подраздел 1 "Система электроснабжения" Книга 1 "Электротехнические решения"

5.1.2 П2200429-0127-ИОС1.2 Подраздел 1 "Система электроснабжения" Книга 2 "Вторичные цепи. Релейная защита и автоматика"

5.1.3 П2200429-0127-ИОС1.3 Подраздел 1 "Система электроснабжения" Книга 3 "Система сбора и передачи информации "

5.1.4 П2200429-0127-ИОС1.4 Подраздел 1 "Система электроснабжения" Книга 4 "Автоматизированная система коммерческого учета электроэнергии"

5.1.5 П2200429-0127-ИОС1.5 Подраздел 1 "Система электроснабжения" Книга 5 "Регистратор аварийных событий"

5.2 П2200429-0127-ИОС2 Подраздел 2 "Система водоснабжения"

5.4 П2200429-0127-ИОС4 Подраздел 4 "Отопление, вентиляция и кондиционирование воздуха, тепловые сети"

5.5 П2200429-0127-ИОС5 Подраздел 5 "Сети связи"

5.6 П2200429-0127-ИОС6 Подраздел 6 "Технологические решения"

П2200429-0127-СП Лист

2


6 Инв. №

подл.

Подп. и

дат

а


Номер тома Обозначение Наименование Примечание

6 П2200429-0127-ПОС Раздел 6 "Проект организации строительства"

7 П2200429-0127-ПОД Раздел 7 "Проект организации работ по сносу или демонтажу объектов капитального строительства"

8 П2200429-0127-ООС Раздел 8 "Перечень мероприятий по охране окружающей среды"

9 П2200429-0127-МПБ Раздел 9 "Мероприятия по обеспечению пожарной безопасности"

11 П2200429-0127-СМ Раздел 11 "Смета на строительство объектов капитального строительства"

12 П2200429-0127-ИД Раздел 12 "Иная документация в случаях, предусмотренных федеральными законами"

Технические решения по зданиям, сооружениям, конструкциям, оборудованию, технологии

представленные в настоящем томе "Вторичные цепи. Релейная защита и автоматика", по

титулу "Реконструкция ПС 220 кВ Чебаркуль (реконструкция ячеек КРУ 10 кВ с заменой

масляных выключателей на вакуумные и установкой дуговых защит, замена ТН 110, 220 кВ,

реконструкция системы пожаротушения)", разработаны в соответствии с действующими на

территории Российской Федерации на дату выпуска проекта нормами, правилами и

стандартами, включая правила пожарной и взрывобезопасности.

Эксплуатация зданий и сооружений по данному проекту безопасна при выполнении

предусмотренных проектом мероприятий и соблюдений правил технической эксплуатации.

Главный инженер проекта /Т.В. Черных/

П2200429-0127-ИОС1.2.ПЗ


Разраб. Федотова 12.12

Пояснительная записка


Проверил Лихолат 12.12 П 1 45 Нач. отд. Брит 12.12

Н.контр. Швецов 12.12

7 Инв. №

подл.

Подп. и

дата



1 ВВЕДЕНИЕ

Раздел проектной документации “Вторичные цепи. Релейная защита и автоматика“

выполнен в составе документации разрабатываемой по титулу "Реконструкция ПС 220 кВ

Чебаркуль (реконструкция ячеек КРУ 10 кВ с заменой масляных выключателей на вакуумные и

установкой дуговых защит, замена ТН 110, 220 кВ, реконструкция системы пожаротушения)“ в

соответствии с техническим заданием на проектирование к договору №16/05-4Б от 16.05.12 г.

В данном разделе рассмотрены вопросы:

- реконструкции вторичных цепей ТН 110, 220 кВ в связи с заменой трансформаторов

напряжения 110, 220 кВ;

- организации защиты и АУВ линий 10 кВ к проектируемым ДГР;

- организации автоматики управления для проектируемых ДГР;

- установки защиты от дуговых замыканий в ячейках ЗРУ 10 кВ;

- замена существующей автоматики пожаротушения на автоматику на

микропроцессорной базе в связи с реконструкцией системы пожаротушения.

П2200429-0127-ИОС1.2.ПЗ Лист

2


8 Инв. №

подл.

Подп. и

дат

а


2 НОРМАТИВНЫЕ ССЫЛКИ

В данном разделе проектной документации даны ссылки на следующие "Нормативно-

технические" и другие документы:

Правила устройства электроустановок. Все действующие разделы ПУЭ-6 и ПУЭ-7;

Стандарт организации ОАО «ФСК ЕЭС» «НОРМЫ технологического проектирования

подстанций переменного тока с высшим напряжением 35-750 кВ (НТП ПС)», СТО 56947007-

29.240.10.028-2009, утверждённый Приказом ОАО «ФСК ЕЭС» от 13.04.2009 № 136;

Стандарт организации ОАО «ФСК ЕЭС» «Системы оперативного постоянного тока

подстанций. Технические требования», СТО 56947007-29.120.40.041-2010, утвержденный

приказом ОАО «ФСК ЕЭС» от 29.02.2010 № 191;

Распоряжение ОАО «ФСК ЕЭС» от 05.05.2010 №236р «Об утверждении порядка организации

оперативной блокировки на подстанциях нового поколения»;

ТУ У 31.3-00214534-017-2003. Руководство по эксплуатации силовых кабелей с изоляцией

из сшитого полиэтилена на напряжение 6-35 кВ;

Стандарт организации «Руководство по обеспечению электромагнитной совместимости

вторичного оборудования и систем связи электросетевых объектов», СТО 56947007-29.240.043-

2010, утвержденный приказом ОАО «ФСК ЕЭС» от 21.04.2010 № 265;

Стандарт организации ОАО «ФСК ЕЭС» «Методические указания по обеспечению

электромагнитной совместимости на объектах электросетевого хозяйства», СТО 56947007-

29.240.044-2010, утвержденный приказом ОАО «ФСК ЕЭС» от 21.04.2010 № 265;

РД 34.15.109-91. Рекомендации по проектированию автоматических установок водяного

пожаротушения масляных силовых трансформаторов;

Стандарт организации ОАО «ФСК ЕЭС» «Системы пожаротушения на объектах ОАО "ФСК

ЕЭС". Общие технические требования.», СТО 56947007-33.040.10.118-2012, утвержденный приказом

ОАО «ФСК ЕЭС» от 30.03.2012 № 160;

П2200429-0127-ИОС1.2.ПЗ Лист

3


9 Инв. №

подл.

Подп. и

дат

а


3 ТРАНСФОРМАТОРЫ НАПРЯЖЕНИЯ 220, 110 КВ

3.1 ТЕХНИЧЕСКИЕ РЕШЕНИЯ ПО РЕКОНСТРУКЦИИ ВТОРИЧНЫХ ЦЕПЕЙ ТН 220, 110 КВ

В соответствии с Заданием на проектирование выполняется замена ТН 110 кВ 1 СШ и

2 СШ и ТН 220 кВ 1 СШ и 2 СШ.

Реконструкция вторичных цепей ТН 220, 110 кВ выполняется в следующем объёме:

- замена четырех существующих шкафов зажимов ТН 220 и 110 кВ. В проектируемых

шкафах зажимов ТН 220 и 110 кВ предусматривается установка рубильников, автоматических

выключателей (со вспомогательными контактами сигнализации отключения автоматических

выключателей из-за повреждения) и догрузочных резисторов для цепей АИИС КУЭ;

- демонтаж существующих кабелей от ТН 220, 110 кВ до демонтируемых шкафов

зажимов ТН 220, 110 кВ и прокладка взамен них силовых бронированных кабелей (с медными

жилами и изоляцией, не распространяющей горение);

- демонтаж существующих кабелей от демонтируемых шкафов зажимов ТН 220, 110 кВ

до панелей №5Р и №4Р и прокладка взамен них новых силовых бронированных кабелей (с

медными жилами и изоляцией, не распространяющей горение);

- прокладка новых контрольных кабелей с медными жилами и изоляцией, не

распространяющей горение от шкафов зажимов ТН 220, 110 кВ до панелей №5Р и №4Р для

выполнения сигнализации отключения автоматических выключателей в цепях ТН из-за

повреждений и привязка к существующим цепям сигнализации панелей;

- замена стрелочных приборов небаланса 3U0 на панелях №4Р и №5Р на цифровые.

Замена цепей напряжения от панелей ТН 220, 110 кВ (№5Р, №4Р) до существующих

панелей защит в помещении ОПУ не предусматривается.

Подключение счетчиков АИИС КУЭ к проектируемым трансформаторам напряжения

выполняется отдельным кабелем от проектируемых на ОРУ 220 и 110 кВ шкафов зажимов ТН (см.

П2200429-0127-ИОС1.4, том 5.1.4).

Схемы организации цепей напряжения 220 и 110 кВ приведены на чертежах П2200429-0127-

ИОС1.2.02 и П2200429-0127-ИОС1.2.03 соответственно.

3.2 РАСЧЕТ НАГРУЗКИ ВТОРИЧНЫХ ЦЕПЕЙ ТРАНСФОРМАТОРОВ НАПРЯЖЕНИЯ

В данном разделе выполнены ориентировочные расчеты выбора мощности вторичных

обмоток ТН, используемых для целей РЗА и измерений, устанавливаемых на ПС 220 кВ

Чебаркуль.

П2200429-0127-ИОС1.2.ПЗ Лист

4


10 Инв. №

подл.

Подп. и

дат

а


Приведенные расчеты относятся только к требованиям, предъявляемым к ТН

устройствами РЗА и измерений, и не охватывают вопросы выбора ТН с точки зрения

обеспечения их собственной термической и динамической стойкости, а также требований

устройств АИИС КУЭ.

Расчет нагрузок в цепях ТН выполнен для существующих устройств РЗА, с

использованием максимальных значений потребления устройств и с учетом резервирования

цепей ТН.

Таблица 3.1

Нагрузка на ТН Обмотка «звезда»

Обмотка «разомкнутый треугольник»

Потребление на фазу

Потребление на обмотку Потребление

Шины 110 кВ Вольтметр Э335

(TV1G, TV2G) - 2 шт. х 2 ВА

(АВ, ВС, СА)

Ваттметр Д335 (W1G-W11G, QBG, АТ1, АТ2)

- 14 шт. х 2 ВА (АВ, ВС)

-

Варметр Д335/1 (W1G-W11G, QBG, АТ1, АТ2)

- 14 шт. х 2 ВА (АВ, ВС)

-

ЭПЗ 1636 (W1G-W5G, W9G-W11G, OKG)

9 шт. х 25 ВА - 9 шт. х 75 ВА

ЭПЗ 1636-67/2 (QBG) 1 шт. х 15 ВА - 1 шт. х 75 ВА ДФЗ-201 (W1G,W2G,W4G) 3 шт. х 10 ВА - -

ПЗ-2/2 (W6G) 1 шт. х 45 ВА - - ПЭ 2105 (АТ1, АТ2) 2 шт. х 50 ВА - -

РБМ 177/1 (АТ1, АТ2)

- - 4 шт. х 35 ВА

РНФ (АТ1, АТ2)

2 шт. х 15 ВА - -

Модуль измерения MPL-226-202

1 шт. х 0,3 ВА - -

РАС 1 шт. х 0,5 ВА - 1 шт. х 0,5 ВА

Итого 445,8 60, 0, 0 (АВ, ВС, СА) 890,5

= ⋅ + + + = ⋅ + + + =

2 2ab bc bc

нфb Фab ab

S S S 60 0 0S 1 S 1 445,8 480, 5 ВА

S S 60 603 3

Ближайшая большая номинальная мощность

обмотки ТН из стандартного ряда*

500 Кл. точн. 0,2

900 Кл. точн. 3Р

Шины 220 кВ Вольтметр Э335

(TV1E, TV2E) - 2 шт. х 2 ВА

(АВ, ВС, СА)

П2200429-0127-ИОС1.2.ПЗ Лист

5


11 Инв. №

подл.

Подп. и

дат

а


Нагрузка на ТН Обмотка «звезда» Обмотка «разомкнутый

треугольник» Потребление на

фазу Потребление на обмотку Потребление

Ваттметр Д335 (W1E, W2E, АТ1, АТ2)

- 4 шт. х 2 ВА (АВ, ВС)

-

Варметр Д335/1 (W1E, W2E, АТ1, АТ2)

- 4 шт. х 2 ВА (АВ, ВС)

-

ДФЗ-201 (W1E, W2E) 2 шт. х 10 ВА - - ПЗ-2/2 (W1E, W2E) 2 шт. х 45 ВА - - Модуль измерения

MPL-226-202 1 шт. х 0,3 ВА - -

РАС 1 шт. х 0,5 ВА - 1 шт. х 0,5 ВА

Итого 110,8 20, 0, 0 (АВ, ВС, СА)

0,5

= ⋅ + + + = ⋅ + + + =

2 2ab bc bc

нфb Фab ab

S S S 20 0 0S 1 S 1 110,8 122, 36 ВА

S S 20 203 3

Ближайшая большая номинальная мощность

обмотки ТН из стандартного ряда*

150 Кл. точн. 0,2

* - согласно ГОСТ 1983-2001 выбирается ближайшая большая номинальная мощность

обмотки ТН из стандартного ряда.

П2200429-0127-ИОС1.2.ПЗ Лист

6


12 Инв. №

подл.

Подп. и

дат

а


Таблица 3.2 - Расчет допустимого сопротивления провода кабеля от ТН 110 кВ до

панели ТН 110 кВ по падению напряжения:

Обмотка «звезда» Обмотка «разомкнутый треугольник»

∆ ⋅∆ =

−= =

⋅∆ = =

⋅

НТНпр

Н

Н

Н НФВ

пр

Расчетное значение :U U

r3S

S максимальная фазная нагрузка ТНS S 480, 5 ВА

0, 5 100r 0,0347 Ом

3 480, 5

∆ ⋅∆ =

−= =

⋅∆ = =

⋅

НТНпр

Н

Н

Н n

пр


r2S

S нагрузка дополнительной обмотки ТНS S 890, 5 ВА

2 100r 0,112 Ом

2 890, 5

Таблица 3.3 - Определение сечения кабеля от ТН 110 кВ до панели ТН 110 кВ (медь)


γ=

⋅ ∆

= =⋅

1пр

21

Расчетное значение :l

qr

140q 70,8 мм

57 0,0347

γ

=⋅ ∆

= =⋅

1пр

21


qr

140q 21 ,93 мм

57 0,112

Таблица 3.4 - Расчет допустимого сопротивления провода кабеля от ТН 220 кВ до

панели ТН 220 кВ по падению напряжения:


∆ ⋅∆ =

−= =

⋅∆ = =

⋅

НТНпр

Н

Н

Н НФВ

пр


r3S


0, 5 100r 0,136 Ом

3 122, 36

∆ ⋅∆ =

−= =

⋅∆ = =

⋅

НТНпр

Н

Н

Н n

пр


r3S


0, 5 100r 33, 3 Ом

3 0, 5

П2200429-0127-ИОС1.2.ПЗ Лист

7


13 Инв. №

подл.

Подп. и

дат

а


Таблица 3.5 - Определение сечения кабеля от ТН 220 кВ до панели ТН 220 кВ (медь)


γ=

⋅ ∆

= =⋅

1пр

21


qr

250q 32, 25 мм

57 0,136

γ

=⋅ ∆

= =⋅

1пр

21


qr

250q 0,13 мм

57 33, 3

П2200429-0127-ИОС1.2.ПЗ Лист

8


14 Инв. №

подл.

Подп. и

дат

а


4 РЕКОНСТРУКЦИЯ ВТОРИЧНЫХ ЦЕПЕЙ ЯЧЕЕК 10 КВ АТ1, АТ2 В соответствии с техническим заданием выполняется замена выкатных элементов ячеек

10 кВ АТ1 и АТ2 (ячейка №7 и №12 соответственно) с масляными выключателями на выкатные

элементы с вакуумными выключателями.

В рамках технического задания предусматривается привязка вторичных цепей вновь

устанавливаемых вакуумных выключателей к существующим цепям управления, автоматики и

сигнализации ячеек 10 кВ АТ1 и АТ2. Реконструкция релейной защиты данных ячеек не

предусматривается.

П2200429-0127-ИОС1.2.ПЗ Лист

9


15 Инв. №

подл.

Подп. и

дат

а


5 ТЕХНИЧЕСКИЕ РЕШЕНИЯ ПО ВЫПОЛНЕНИЮ ЗАЩИТЫ И АУВ ЛИНИИ 10 КВ К ДГР

В соответствии с ПУЭ п.п. 3.2.91 – 3.2.97 и НТП ПС п.п. 9.14.4 для защиты линий 10 кВ к

ДГР и управления выключателем предусматривается микропроцессорный терминал, выполняющие

следующие функции:

- двухступенчатая ненаправленная МТЗ от междуфазных повреждений;

- ЗОЗЗ по току нулевой последовательности;

- ЗП (защита от перегрузки);

- АУВ;

- УРОВ.

Микропроцессорные терминалы размещаются в релейных отсеках проектируемых

ячеек КРУ 10 кВ ДГР. В зависимости от выбранной фирмы – производителя устройств РЗА

защиты проектируемых линий 10 кВ к ДГР можно выполнить с использованием устройств

приведенных в таблице 5.1.

Таблица 5.1

Тип аппаратуры Кол-во

ЗАО "РАДИУС Автоматика"

ООО НПП "ЭКРА"

ЗАО "Alstom Grid"

Siemens

Комплект защиты и автоматики управления выключателем линии 10 кВ к ДГР (ТО+МТЗ+ЗНР+АУВ+УРОВ)

2 Сириус-21-Л БЭ2502А01 P143 7SJ64

Питание проектируемых терминалов, оперативных цепей и цепей управления

выключателей 10 кВ линии к ДГР предусматривается напрямую от ЩПТ от резервных

предохранителей с применением экранированного кабеля (в соответствии с СТО 56947007-

29.240.044-2010 п.п. 11.4 и п.п. 11.9), а также выполняется привязка к существующим шинкам

сигнализации в ЗРУ 10 кВ.

Схема распределения по ТТ и ТН устройств ИТС 10 кВ приведена на чертеже

П2200429-0127-ИОС1.2.01.

Структурно - функциональная схема защиты и АУВ линии 10 кВ к ДГР представлена на

чертеже П2200429-0127-ИОС1.2.06.

5.1 ОРИЕНТИРОВОЧНЫЙ РАСЧЕТ ПАРАМЕТРОВ СРАБАТЫВАНИЯ ЗАЩИТ ЛИНИИ 10 КВ К ДГР

Расчет реактансов на шинах 10 кВ на основании известных токов КЗ на шинах 10 кВ ПС

220 кВ Чебаркуль:

1 Зам. 22-13 05.13

П2200429-0127-ИОС1.2.ПЗ Лист

10


16 Инв. №

подл.

Подп. и

дат

а


⋅ ⋅C1

C1 (3)C1

U 10,5X = = =0,365 Ом

3 I 3 16,613

⋅ ⋅C2

C2 (3)C

U 10,5X = = =0,379 Ом

3 I 3 15,9912

Расчет сопротивления КЛ от шин 10 кВ до ДГР производился для кабеля 3хАПвВНг-LS

1х95/16:

⋅

⋅1ф 1уд

1ф 1уд

1уд 1уд

R =R l, активное сопротивление по прямой последовательности;

X =X l, реактивное сопротивление по прямой последовательности;

R и X - удельные сопротивления линий, взятые из справочной инфор

⋅⋅

1уд

1уд

Л1

Л2

мации на кабель

АПвВНг-LS 1х95/16 в соответствие с

R =0,32 Ом/км;

X =0,172 Ом/км;

Z =(0,32+j0,172) 0,05=0

ТУ У 31.3-00214534-017-2003;l – длина ли

,016+j0,0086 Ом;Z =(0,32+j0,

нии, км;

172) 0,03=0,0096+j0,0052 Ом;

Параметры заземляющего фильтра ФЗМ-190/10 (получены от завода изготовителя):

ф

ф

R =5 Ом

X =10,1 Ом

Рисунок 5.1 Схема замещения

С1 С2

U=10.5

Z1=j0.379Z1=j0.365

Z1=0

.016

+j0.

009

L=0.

05

N=1

Z1=0

.01+

j0.0

05

L=0.

03

N=2

Z1=5

+j10

.1

Z1=5

+j10

.1

ЧЕБАРКУЛЬ 101

2

3

4

5

6

П2200429-0127-ИОС1.2.ПЗ Лист

11


17 Инв. №

подл.

Подп. и

дат

а


Для защиты используем одну ступень, выбранную из условия обеспечения чувствительности.

Таблица 5.2 – Выбор уставок МТЗ КЛ 10 кВ до ДГР на 1 секции КЛ от шин 10 кВ до ДГР Защита 11 Ветвь 1-2

Тип МФТЗ КТТ КТH

ПС Чебаркуль 10 С1 Ступень Iу=300 А T=0 c

Расч условие Имя Знач К Повреждение Подрежим Эл величины ЧУВСТВИ-НОСТЬ

УСТ KCX PT

300 1.00 ABC

1.50

ВИД-КЗ BC УЗЕЛ-КЗ 3

IВ=452 -154 Ip=452 -154

Примечание: выбор уставки из условия обеспечения чувствительности за присоединительным трансформатором.

Таблица 5.3 – Выбор уставок МТЗ КЛ 10 кВ до ДГР на 2 секции КЛ от шин 10 кВ до ДГР Защита 21 Ветвь 4-5

Тип МФТЗ КТТ КТH

ПС Чебаркуль 10 С2 Ступень Iу=300 А T=0 c

Расч условие Имя Знач К Повреждение Подрежим Эл величины ЧУВСТВИ-НОСТЬ

УСТ KCX PT

300 1.00 ABC

1.50

ВИД-КЗ BC УЗЕЛ-КЗ 6

IB=451 -154 Ip=451 -154

Примечание: выбор уставки из условия обеспечения чувствительности за присоединительным трансформатором.

5.2 РАСЧЕТ НАГРУЗКИ ВТОРИЧНЫХ ЦЕПЕЙ ТРАНСФОРМАТОРОВ ТОКА

Проверка обмотки 10Р ТТ по критерию предельной кратности

Все ТТ выбираются по номинальному току, напряжению установки и проверяются на

термическую и динамическую устойчивость. Номинальные параметры вторичных обмоток ТТ,

используемых для включения РЗ, также обосновываются расчетом на допустимую погрешность

в условиях КЗ с учетом фактической нагрузки.

В качестве расчетных принимаются максимально возможные токи при внутренних и

внешних, относительно защищаемого объекта, КЗ.

Проверку ТТ на не превышение допустимой погрешности при насыщении токами КЗ

выполняется по соотношению:

П2200429-0127-ИОС1.2.ПЗ Лист

12


18 Инв. №

подл.

Подп. и

дат

а


≥ ⋅

=

( 3 )КЗ max

10 У1 НОМ

10

У

У

IK K ;

Iгде :K - предельная кратность ТТ при заданной вторичной нагрузке;K - коэффициент, учитывающий влияние переходного процесса. определяется по соотношению x/r. Принимаем K 2

−

−

( 3 )КЗ max

1 НОМ

;

I максимальное значение периодической составляющей тока расчетного КЗ (внутреннего или внешнего);I номинальный первичный ток ТТ (технические характеристики ТТ).

При этом влияние реальной нагрузки ТТ учтено при вычислении эффективной кратности.

Влияние апериодической составляющей тока КЗ учтено коэффициентом переходного

процесса.

Предельная кратность ТТ при заданной вторичной нагрузке определяется по кривой

предельно кратности, при её отсутствии упрощенно рассчитывается по выражению:

2ТТ нгНОМ10 10НОМ

2ТТ нг

10НОМ

2ТТ

нгНОМ

нг

R RK = K ;

R Rгде :K - номинальная предельная кратность ТТ;R - активное сопротивление вторичной обмотки ТТ;R - номинальная вторичная нагрузка ТТ, Ом;R - присоединенная

+⋅

+

нагрузка, Ом.

Присоединенная нагрузка зависит, как от вида КЗ, так и от схемы токовых цепей. Для

случая соединения ТТ и нагрузки в полную звезду нгR может быть рассчитана по следующей

формуле для КЗ между тремя фазами:

кабнг реле пер

каб

2

каб2 2

каб

реле

lR R R ;

Sгде :

- удельное сопротивление меди (1/57 Ом мм /м);l - длина соединительных проводов, м;

S - сечение жил контрольного кабеля, мм (изначально принимается 2,5 мм );R

ρ

ρ

⋅= + +

⋅

пер

- суммарное сопротивление подключенных реле в фазной цепи, Ом;

R - сопротивление переходных контактов, Ом (принимается 0,05 Ом)

П2200429-0127-ИОС1.2.ПЗ Лист

13


19 Инв. №

подл.

Подп. и

дат

а


В случае невыполнения первого условия необходимо либо изменить коэффициент

трансформации ТТ, либо уменьшить нагрузку вторичной обмотки, как правило увеличением

сечения жил контрольного кабеля.

Расчеты обмоток ТТ приведены в таблице 5.5.

Проверка обмотки 10Р ТТ по критерию термической стойкости терминала

Условие проверки по термической стойкости:

≥( 3 )

1НОМ КЗ max

2НОМ терм .экв .

( 3 )КЗmax

1НОМ

2НОМ

I I ;

I I

где :

I - максимальный ток КЗ в месте установки ТТ;I - номинальный первичный ток ТТ;I - номинальный вторичный ток ТТ;

−

терм .экв .

Ктерм.экв.

откл.

К

откл

I - термически эквивалентный ток КЗ, определяется по формуле, приведённой ниже

ВI = ;

t

где :В - термический импульс тока КЗ в месте установки трансформатора тока;t максимальное время отключения КЗ защитой ;

В таблице 5.4 представлены токи термической стойкости токовых входов терминалов в

зависимости от типа и фирмы - производителя.

Таблица 5.4 – Термическая стойкость токовых входов терминалов защит

№п.п. Производитель Тип терминала Термическая стойкость токовых

цепей Ток (при I

НОМ=5А) время, с

1 ЗАО "РАДИУС Автоматика" Сириус-21-Л 200 2 2 ООО НПП "ЭКРА" БЭ2502А01 200 1 3 ЗАО "Alstom Grid" P143 500 1 4 Siemens 7SJ64 500 1

При выборе трансформаторов тока по условию термической стойкости терминалов в

качестве расчетных принимались наименьшие из представленных в таблице 5.4

Для обеспечения термической стойкости токовых цепей микропроцессорного терминала

первичный ток ТТ защищаемых присоединений должен выбираться из условия.

⋅≥

(3)КЗmax 2НОМ

1НОМтерм.экв.

I II

I

Расчеты минимально допустимого первичного тока обмоток соответствующих ТТ

приведены в таблице 5.5.

П2200429-0127-ИОС1.2.ПЗ Лист

14


20 Инв. №

подл.

Подп. и

дат

а


Таблица 5.5

ПС 220 кВ Чебаркуль №п.п. Место установки,

Характеристики ТТ Условия проверки

1 ТТ в цепи линий 10 кВ к ДГР

===

=

=

1НОМ

2НОМ

2TT

10 _ НОМ

НОМ

I 600 АI 5 АR 0, 224К 20

S 30 ВА

1 Выбор по номинальному току присоединений

≥ = =⋅ ⋅НОМ

1НОМНОМ

S 190I 10,9 А

3 U 3 10

2 Проверка условия ( 3 )КЗ max

10 У1НОМ

IK K

I≥ ⋅

Потребление приборов в фазной цепи 0,5 ВА/фазу Контрольный кабель и его потребление в фазной цепи

длина 5 м 0,877 ВА/фазу сечение 2,5 мм2

Расчетный ток КЗ (на шинах 10 кВ ПС 220 кВ Чебаркуль)

( 3 )КЗ maxI 16613 A

Суммарная нагрузка приборов и контрольного кабеля

нг нгR ,S 0,105 Ом/ф

2,627 ВА/фазу

Предельная кратность ТТ при заданной вторичной нагрузке

+= ⋅ =

+

+⋅ =

+

2TT нгном10 ном

НГ 2TT

R RK K

R R30

0, 2242520 86,6

0, 2240,105

Расчетная кратность тока КЗ ⋅

( 3 )КЗ max

У1НОМ

IK

I

55,377

Выполнение условия 86,6 > 55,377 Выполняется 3 Проверка по условию термической стойкости терминала

Термическая стойкость терминала 200 А 1 с Максимальное время отключения (срабатывание защиты ввода на отключение МВ ввода 10 кВ)

1,6 с

Термически эквивалентный ток 158,114 А Выполняется 600 А > 525,3 А

Максимальный ток КЗ в месте установки ТТ 16613 A Минимально допустимый первичный ток ТТ 525,3 А

* - поскольку на данном этапе проектирования, производитель оборудования не

определен, на стадии рабочего проектирования необходимо произвести уточненные расчеты

с учетом фактически устанавливаемого оборудования (трансформаторов тока и

терминалов РЗиА).

П2200429-0127-ИОС1.2.ПЗ Лист

15


21 Инв. №

подл.

Подп. и

дат

а


6 АВТОМАТИКА УПРАВЛЕНИЯ ДГР

Для автоматического управления ДГР предусматривается установка микропроцессорного

терминала, выполняющего следующие функции (для каждого ДГР)::

- автоматическая настройка плунжерных ДГР на резонансный режим;

- автоматическая настройка плунжерных ДГР на заданный режим компенсации;

- определение величины и знака расстройки контура;

- определение величины емкостных токов секции

- обнаружение неисправности реактора.

Для размещения терминалов предусматривается установка шкафа в помещении релейных

панелей в ОПУ. Шкаф устанавливается на резервное место №78Р.

В части вторичных цепей предусматривается питание терминалов и оперативных цепей

напрямую от ЩПТ от резервных предохранителей с применением экранированного кабеля (в

соответствии с СТО 56947007-29.240.044-2010 п.п. 11.4 и п.п. 11.9) и привязка к существующим

шинкам сигнализации в ОПУ.

Расстановка шкафов и панелей и предполагаемое место установки шкафа автоматики

управления ДГР приведены на чертеже П2200429-0127-ИОС1.2.04.

П2200429-0127-ИОС1.2.ПЗ Лист

16


22 Инв. №

подл.

Подп. и

дат

а


7 ЗАЩИТА ЯЧЕЕК 10 КВ ОТ ДУГОВЫХ ЗАМЫКАНИЙ В соответствии с СТО 56947007-29.240.10.028-2009 п.п. 9.14.3 для защиты ячеек КРУ 10

кВ от дуговых замыканий предполагается установка в каждую ячейку и в шинные мосты

волоконно-оптических датчиков, фиксирующих световую вспышку от электрической дуги и

формирующих сигнал на отключение питающего напряжения от распределительного

устройства. Защита выполняется с контролем тока и действием на отключение своего

выключателя (при КЗ в отсеке ввода/вывода), на отключение вышестоящих выключателей (при

КЗ в отсеке выкатного элемента и отсеке сборных шин).

Для выполнения дуговой защиты предусматривается установка на каждую секцию

отдельного микропроцессорного устройства принимающего сигналы от оптических датчиков,

расположенных в отсеках ячеек и в шинных мостах и формирующих необходимые выходные

сигналы (на отключение, запрет АПВ и т.д.). Устройства ЗДЗ 1 и 2 секций разместить в шкафу

ЗДЗ в помещении ЗРУ 10 кВ. Расстановка ячеек в ЗРУ 10 кВ и место установки шкафа ЗДЗ

представлена на чертеже П2200429-0127-ИОС1.2.05. При выполнении данной работы

рассматривался вариант размещения устройств дуговой защиты на боковых стенках крайних

ячеек 1 СШ (ячейка №1) и 2 СШ (ячейка №18). Но это не представляется возможным в связи с

отсутствием достаточного расстояния между ячейкой №18 и существующим навесным шкафом

сварки.

В качестве устройств для выполнения защиты от дуговых замыканий можно использовать

терминалы защиты от дуговых замыканий ОВОД-МД производства ООО НПП "ПРОЭЛ". Данные

устройства имеют положительный опыт эксплуатации на объектах МЭС Урала и рекомендуются

к дальнейшему применению на ПС 220 кВ Чебаркуль. Окончательное решение о типе

применяемых устройств дуговой защиты принимает заказчик.

В ЗРУ 10 кВ установлены ячейки следующих типов: ячейки №1, 18 – К-XXVII, ячейки №2-17

– K-XII. Тип проектируемых ячеек №19, 20 ЗРУ 10 кВ на данном этапе проектирования не

определен. Волоконно-оптические датчики устанавливаются в отсек ввода/вывода и в отсек

выкатного элемента каждой ячейки. В отсек сборных шин датчики дуговой защиты

устанавливаются только в начале и конце секции, так как этот отсек отделен от других и

является сквозным для всех ячеек. Дополнительные датчики устанавливаются в шинных мостах

соединяющих существующие и проектируемые ячейки.

Схема размещения волоконно-оптических датчиков в ячейках КРУ 10 кВ приведена на

чертеже П2200429-0127-ИОС1.2.07.

П2200429-0127-ИОС1.2.ПЗ Лист

17


23 Инв. №

подл.

Подп. и

дат

а


Структурно – функциональная схема дуговой защиты приведена на чертеже П2200429-

0127-ИОС1.2.08.

П2200429-0127-ИОС1.2.ПЗ Лист

18


24 Инв. №

подл.

Подп. и

дат

а


8 ПОЖАРОТУШЕНИЕ АВТОТРАНСФОРМАТОРОВ АТ1, АТ2 И ВОЛЬТОДОБАВОЧНОГО

ТРАНСФОРМАТОРА ВДТ2

В соответствии с заданием на проектирование на ПС 220 кВ Чебаркуль

предусматривается полная реконструкция существующей системы пожаротушения и замена

существующей автоматики пожаротушения автотрансформаторов АТ1, АТ2 и

вольтодобавочного трансформатора ВДТ2.

Система пожаротушения ПС 220 кВ Чебаркуль представляет собой комплекс оборудования,

инженерных сетей, зданий, аппаратуры для обеспечения пожаротушения АТ1, АТ2 и ВДТ2 как в

автоматическом режиме, так и предусматривает возможность включения ее вручную

дистанционно со щита управления или местно из насосной пожаротушении.

Средством пожаротушения на ПС 220 кВ Чебаркуль является распыленная вода.

На подстанции предусматривается следующий объем автоматики пожаротушения:

- автоматическое водяное пожаротушение трехфазных автотрансформаторов АТ1, АТ2 и

вольтодобавочного трансформатора ВДТ2.

Автоматический пуск пожаротушения предусматривается от защит, действующих на

отключение автотрансформатора, а именно дифференциальной и газовой защит.

Автоматическая система водяного пожаротушения предусматривает:

- автоматический пуск рабочего пожарного насоса;

- автоматический пуск резервного пожарного насоса в случае отказа пуска или невыхода

рабочего насоса на режим в течение установленного времени;

- автоматическое включение электроприводов запорной арматуры;

- местный и дистанционный пуск и отключение насосов;

- световая и звуковая сигнализация о пуске насосов, о начале работы установки с

указанием направления пожаротушения, об отключении автоматического пуска насосов, о

неисправности установки пожаротушения;

- световая сигнализация о положении задвижек с электроприводом (открыто, закрыто).

В помещении ОПУ предусматривается:

- шкаф пожаротушения на базе микропроцессорного терминала взамен существующей

панели №12 пожаротушения. Питание шкафа автоматики пожаротушения осуществляется

постоянным током 220 В от разных секций ЩПТ с возможностью ручного перевода. В

зависимости от выбранной фирмы – производителя микропроцессорного терминала автоматику

пожаротушения можно выполнить с использованием устройств, приведенных в таблице 8.1.

П2200429-0127-ИОС1.2.ПЗ Лист

19


25 Инв. №

подл.

Подп. и

дат

а


Таблица 8.1

Тип аппаратуры Кол-во ООО НПП "ЭКРА" ЗАО

"Alstom Grid" Siemens

Микропроцессорный терминал автоматики пожаротушения 1 БЭ2704V121 P145 7SJ64

Расстановка шкафов и панелей и предполагаемое место установки шкафа автоматики

пожаротушения приведены на чертеже П2200429-0127-ИОС.1.2.04. Схема принципиальная

автоматической установки водяного пожаротушения приведена на чертеже П2200429-0127-

ИОС1.2.09. Структурно-функциональная схема и логика автоматики пожаротушения силового

оборудования П2200429-0127-ИОС1.2.10.

В помещении проектируемой насосной станции пожаротушения предусматривается:

- кнопочный пост для пуска и останова:

§ насосов пожаротушения;

§ автоматики пожаротушения трансформаторов;

- шкаф управления задвижками.

Автоматика проектируемой насосной станции пожаротушения включает в себя:

- пуск и останов пожарных насосов;

- пуск и останов автоматики пожаротушения автотрансформаторов АТ1, АТ2;

- пуск и останов автоматики пожаротушения вольтодобавочного трансформатора ВДТ2;

- управление электроприводами задвижек заполнения пожарных резервуаров N1, N2, N3;

- сигнализацию наполнения пожарных резервуаров N1, N2, N3;

- управление электроприводами задвижки заполнения существующего пожарного водоема;

- управление электроприводами задвижки заполнения мембранного бака на водопроводе

от скважин;

- сигнализацию положения задвижек с электроприводом (открыто, закрыто);

- пуск и останов насосов в рабочей и резервной артскважинах.

- управление бустерной установкой;

- управление дренажной установкой;

- сигнализацию о высоком уровне дренажных вод;

- сигнализацию неисправности в насосной.

Для заполнения водой пожарных резервуаров N1, N2, N3 на напорном трубопроводе в

качестве запорно-пусковых устройств предусматриваются электрифицированные задвижки.

Управление электрифицированными задвижками осуществляется местно из проектируемой

П2200429-0127-ИОС1.2.ПЗ Лист

20


26 Инв. №

подл.

Подп. и

дат

а


насосной станции пожаротушения или автоматически от датчиков-реле уровня, расположенных

в пожарных резервуарах. В каждом пожарном резервуаре устанавливаются по шесть датчиков

уровня, блоки сигнализации и питания - в проектируемой насосной станции пожаротушения.

Три датчика уровня осуществляют управление задвижкой заполнения пожарного резервуара от

артскважины, еще три – от существующего пожарного водоема.

В проектируемой насосной станции пожаротушения устанавливается два насоса: рабочий

и резервный. Пуск и останов пожарных насосов осуществляется вручную от кнопок в насосной

станции пожаротушения, ОПУ со шкафа автоматики пожаротушения и с ЩСН. Реле-давления,

установленные на напорном трубопроводе рабочего и резервного насосов, сигнализируют о

пуске пожарных насосов. При пуске автоматики пожаротушения запускается рабочий насос. В

случае отказа пуска или невыхода рабочего насоса на режим в течение установленного

времени автоматически отключается рабочий насос и включается резервный.

Бустерная установка автоматически поддерживает давление во внутриплощадочных

сетях противопожарного водопровода.

Работа дренажного насоса автоматизирована от датчиков уровня, расположенных в

дренажном приямке. В дренажном приямке устанавливаются три датчика уровня, в

проектируемой насосной станции пожаротушения - блок сигнализации и питания.

Для заполнения резервуаров противопожарного запаса воды на подстанции

предусматривается две артскважины. Одна артскважина рабочая и одна резервная. Работа

погружного насоса автоматизирована от:

- реле-давления в подводящем трубопроводе к мембранному баку;

- датчиков-реле уровня в пожарных резервуарах N1, N2, N3;

- датчиков-реле уровня в существующем пожарном водоеме;

Во время пожара источником тушения служат пожарные резервуары N1, N2, N3. При

опустошении пожарных резервуаров N1, N2, N3 вода в них пополняется из существующего

пожарного водоема, существующий пожарный водоем пополняется от артскважины. При этом

задвижка на пополнение мембранного бака заблокирована.

При останове автоматики пожаротушения существующий пожарный водоем пополняется

первым от артскважины, а затем заполняются пожарные резервуары N1, N2, N3 от

артскважины.

В помещении камеры переключения задвижек (КПЗ) предусматривается:

- кнопочный пост для пуска и останова автоматики пожаротушения

автотрансформаторов АТ1, АТ2 и вольтодобавочного трансформатора ВДТ2;

П2200429-0127-ИОС1.2.ПЗ Лист

21


27 Инв. №

подл.

Подп. и

дат

а


- шкаф управления задвижками напорных и сливных трубопроводов автотрансформаторов

АТ1, АТ2 и вольтодобавочного трансформатора ВДТ2.

Автоматика КПЗ включает в себя:

- управление электроприводами задвижек напорных и сливных трубопроводов;

- сигнализацию положения задвижек с электроприводом (открыто, закрыто);

- пуск и останов автоматики пожаротушения автотрансформаторов АТ1, АТ2;

- пуск и останов автоматики пожаротушения вольтодобавочного трансформатора ВДТ2;

- сигнализацию неисправности в КПЗ.

В качестве запорно-пусковых устройств в КПЗ предусматриваются электрифицированные

задвижки на сухотрубопроводах и сливных трубопроводах автотрансформаторов АТ1, АТ2 и

вольтодобавочного трансформатора ВДТ2. Одновременно с запуском пожарного насоса

открывается задвижка на напорном сухотрубопроводе объекта пожаротешения и закрывается

сблокированная с ней задвижка на сливном трубопроводе. По истечении заданного времени

тушения одного пожара происходит автоматический останов пожаротушения: закрывается

задвижка на напорном сухотрубопроводе, открывается сблокированная с ней задвижка на

сливном трубопроводе, отключается пожарный насос.

В помещении существующей насосной станции пожаротушения предусматривается шкаф

управления рабочим и резервным насосами для заполнения пожарных резервуаров N1, N2, N3 при

пожаре.

Автоматика существующей насосной станции пожаротушения включает в себя:

- пуск и останов насосов;

- сигнализацию наполнения существующего пожарного водоема;

- сигнализацию неисправности в насосной.

В существующей насосной станции пожаротушения устанавливается два насоса: рабочий и

резервный. Работа насоса автоматизирована от датчиков уровня, расположенных в пожарных

резервуаров N1, N2, N3.

В существующем пожарном водоеме устанавливаются по три датчика уровня, в

существующей насосной станции пожаротушения - блок сигнализации и питания.

П2200429-0127-ИОС1.2.ПЗ Лист

22


28 Инв. №

подл.

Подп. и

дат

а


9 ОБОРУДОВАНИЕ ДЛЯ ПРОВЕРКИ УСТРОЙСТВ РЗИА

Надёжность работы устройств релейной защиты во многом определяется качеством

проверки их характеристик в условиях эксплуатации и наладочных работах.

В соответствии с пунктом 4 задания на проектирование требуется предусмотреть

установки и приборы для проверки устройств РЗиА (номенклатуру и состав согласовать с СРЗА

МЭС Урала).

В качестве устройства проверки аппаратуры РЗиА предлагается программно-технический

измерительный комплекс РЕТОМ-61 производства НПП "Динамика", входящий в список

оборудования, допущенного к применению на объектах ОАО "ФСК ЕЭС".

Комплекс РЕТОМ-61 выполняет следующие функции:

- формирование и независимое регулирование:

• двух трёхфазных токов;

• трёхфазного напряжения;

• однофазного гальванически изолированного напряжения переменного тока;

• гальванически изолированного источника оперативного питания постоянного тока;

• трёхфазного тока повышенной величины и мощности;

• постоянного тока и напряжения;

- регулирование частоты генерируемых токов и напряжений;

- регулирование угла фазового сдвига между генерируемыми токами и напряжениями;

- измерение величины постоянного и переменного тока;

- измерение величины постоянного и переменного напряжения;

- осциллографирование тока и напряжения;

- измерение временных характеристик устройств РЗиА при помощи программного

секундомера;

- проверка характеристик и параметров настройки электромеханических,

полупроводниковых, микропроцессорных реле и панелей/шкафов релейной защиты в режиме

реальных повреждений.

П2200429-0127-ИОС1.2.ПЗ Лист

23


29 Инв. №

подл.

Подп. и

дат

а


10 ЭЛЕКТРОМАГНИТНАЯ СОВМЕСТИМОСТЬ

Для снижения уровня помех во вторичных цепях предусматриваются мероприятия в

соответствии с СТО 56947007-29.240.043-2010 и СТО 56947007-29.240.044-2010.

При коммутации первичного оборудования, коротких замыканий, грозовых

перенапряжений, при коммутации различной электромеханической аппаратуры РЗА и

управления, при работе радиопередатчиков и др. возникают электромагнитные возмущения.

Воздействуя на вторичные цепи, они возбуждают в них импульсные помехи, которые, попадая в

микропроцессорные устройства РЗА, могут привести к повреждению этих устройств или

вызывать неправильную их работу.

Для ПС 220 кВ Чебаркуль предусмотрены защиты на микропроцессорной элементной базе,

которые по допустимым значениям импульсных помех требуют соответствующей защиты

вторичных цепей от импульсных помех.

Для снижения уровня помех во вторичных цепях в соответствии с СТО 56947007-

29.240.043-2010 и СТО 56947007-29.240.044-2010 предусматриваются следующие мероприятия:

- применение экранированных кабелей и кабелей с металлической броней;

- заземление экранов контрольных кабелей с обеих сторон с применением специальных

зажимов;

- разделение цепей питания МП устройств РЗА с цепями питания электромагнитов

управления;

- установка специальной медной шины внутри шкафов с МП терминалами для заземления

экранов кабелей, корпусов терминалов и других устройств;

- после завершения строительства должна быть выполнена проверка достаточности

принятых проектных решений и качества из практической реализации путем

инструментального обследования ЭМО.

П2200429-0127-ИОС1.2.ПЗ Лист

24


30 Инв. №

подл.

Подп. и

дат

а


11 ПЕРЕЧЕНЬ И ОБЪЕМЫ ПОСТАВКИ ОБОРУДОВАНИЯ

Объём устройств релейной защиты и автоматики, предусматриваемых по данному

проекту приведен в таблице 11.1

Таблица 11.1

№ п.п. Наименование устройства Кол-во 1 НКУ 1.1 Шкаф автоматики пожаротушения в составе: 1

- терминал автоматики пожаротушения 1 1.2 Шкаф автоматики управления ДГР в составе: 1

- терминал автоматики ДГР 2 1.3 Шкаф защиты от дуговых замыканий в составе: 1

- терминал защиты от дуговых замыканий 2 1.4 Шкаф кнопок управления в насосной 1 1.5 Шкаф зажимов трансформатора напряжения наружной установки 4 1.6 Шкаф кнопок управления в КПЗ 1 1.7 Шкаф управления насосами 1 2 ЗРУ 10 кВ 2.1 Терминал защиты и автоматики управления выключателем линии 10 кВ к ДГР 2 3 Дополнительное оборудование 3.1 Миллиамперметр цифровой 0-100 мА 4 4 Кабельная продукция* 4.1 Кабель контрольный КВВГЭнг-LS 4х1,5, м 1700 4.2 Кабель контрольный КВВГЭнг-LS 5х1,5, м 1100 4.3 Кабель контрольный КВВГЭнг-LS 7х1,5, м 1630 4.4 Кабель контрольный КВВГЭнг-LS 10х1,5, м 1180 4.5 Кабель контрольный КВВГЭнг-LS 19х1,5, м 350 4.5 Кабель контрольный КВВГЭнг-LS 4х2,5, м 230 4.6 Кабель контрольный КВВГЭнг-LS 7х2,5, м 230 4.7 Кабель силовой с ПВХ изоляцией ВБбШвнг-LS 2x2,5, м 80 4.8 Кабель силовой с ПВХ изоляцией ВБбШвнг-LS 2x4, м 80 4.9 Кабель силовой с ПВХ изоляцией ВБбШвнг-LS 4x50, м 1050 4.10 Кабель силовой с ПВХ изоляцией ВБбШвнг-LS 4x70, м 580

4.11 Провод с медной жилой с изоляцией из ПВХ пластика повышенной гибкости, ПВЗ 1,5 150

4.12 Провод с медной жилой с изоляцией из ПВХ пластика повышенной гибкости, ПВЗ 2,5 50

5 Проверочные устройства

5.1 Комплект проверочных устройств для монтажа, наладки, пуска, технического обслуживания и ремонта ПТС РЗА **

5.2 Переносной ПК 1 6 ЗИП в объёме отдельных блоков и плат ***

Примечания: «*» - длины кабелей даны ориентировочно и подлежат уточнению на дальнейших стадиях проектирования.

«**» - поставщик оборудования представляет подробный перечень и согласует с Заказчиком; «***» - в составе ЗИП должно быть не менее 1 терминала каждого типа, применяемого на ПС.

1 Зам. 22-13 05.13

П2200429-0127-ИОС1.2.ПЗ Лист

25


31 Инв. №

подл.

Подп. и

дат

а


Предварительный перечень и место размещения шкафов, предусматриваемых по данному

проекту, приведен в таблице 11.2

Таблица 11.2

Наименование шкафа Количество, шт.

Перечень шкафов в ОПУ

1 Шкаф автоматики пожаротушения 1

2 Шкаф автоматики управления ДГР 1

Перечень шкафов в ЗРУ 10 кВ

3 Шкаф защиты от дуговых замыканий 1

Перечень шкафов на ОРУ 110 кВ

4 ШЗН 2

Перечень шкафов на ОРУ 220 кВ

5 ШЗН 2

Перечень шкафов в проектируемой насосной

6 Шкаф кнопок управления 1

Перечень шкафов в КПЗ

7 Шкаф кнопок управления 1

Перечень шкафов в существующей насосной

8 Шкаф управления насосами 1

П2200429-0127-ИОС1.2.ПЗ Лист

26


32 Инв. №

подл.

Подп. и

дат

а


12 ОСНОВНЫЕ ТЕХНИЧЕСКИЕ ТРЕБОВАНИЯ К ТЕРМИНАЛАМ И УСТРОЙСТВАМ РЗА

12.1 ОБЩИЕ ТЕХНИЧЕСКИЕ ТРЕБОВАНИЯ К ТЕРМИНАЛАМ РЗА

Таблица 12.1 – Общие технические требования к терминалам РЗА

№ п/п Функции, их характеристика

Требуемое значение параметра

Заполняется участником

Предлагаемое значение параметра

Соответствие требованиям

(Да/Частично/Нет, ссылка на № разъяснения*)

1 2 3 4 5 1 Цепи переменного тока устройств: 1.1 Номинальный ток, А Iн=5

1.2 Ток термической стойкости (длительно)

2хIн

1.3 Ток односекундной стойкости 40хIн

1.4 Рабочий диапазон (0,005 ÷30)х Iн 1.5 1.5 Потребление на фазу при Iн, В∙А не более 2,5

1.6

Терминалы должны правильно работать с принятым временем срабатывания при КЗ в зоне с периодической составляющей до 30хIном при максимальной апериодической составляющей с постоянной времени до 0,3 сек, если токовая погрешность трансформаторов тока не превышает 50% в установившемся режиме при активной нагрузке

Да

2 Цепи переменного напряжения устройств:

2.1 Номинальное междуфазное напряжение, В

Uн=100

2.2 Напряжение термической стойкости (длительно)

1,5xUн

2.3 Напряжение односекундной стойкости 2,5xUн

2.4 Напряжение термической стойкости 3Uo

1,5xUн

2.5 Напряжение односекундной стойкости 3Uo 2,5xUн

2.6 Рабочий диапазон напряжений (0,001÷1,5)x Uн

2.7 Потребление на фазу при Uн, В∙А <0,5 2.8 Потребление по 3Uo при Uн, В∙А <1 3 Рабочая частота устройств: 3.1 Номинальная частота, Гц fн=50

П2200429-0127-ИОС1.2.ПЗ Лист

27


33 Инв. №

подл.

Подп. и

дат

а








1 2 3 4 5 3.2 Рабочий диапазон частот (0,95÷1,05)хfн

4 Напряжение оперативного постоянного тока устройств:

4.1 Номинальное напряжение, В Uн=220 4.2 Рабочий диапазон напряжений (0,8÷1,1)хUн

4.3 Потребление при Uн в номинальном режиме (при отсутствии КЗ в сети), Вт

Рн<20

4.4 Потребление при наличии КЗ в сети <2xРн

4.5 Пульсация в напряжении постоянного тока

не более 6% от среднего значения

4.6

Нормальное функционирование терминалов не должно нарушаться при исчезновении или снижении напряжения ниже установленного предела при соответствующей организации системы постоянного оперативного тока на ПС на время, с

до 0,5

4.7 Подача напряжения обратной полярности не должна вызывать повреждения терминала

Да

5 Дискретные входы терминалов:

5.1 Постоянное номинальное напряжение каждого входа, В

Uвх.н=220

5.2 Рабочий диапазон напряжений каждого входа

(0,8÷1,1)х Uвх.н

5.3 Первоначальный импульс тока входа (затем допустимо его затухание), мА

≥50

5.4 Напряжение «срабатывания» входа, В

160-170

5.5 Коэффициент возврата Кв≥ 0,95

5.6 Время задержки на дискретных входах, мс 5÷10

5.7

Дискретные входы должны обеспечивать: -несрабатывание при появлении замыкания на землю на любом полюсе;

Да

П2200429-0127-ИОС1.2.ПЗ Лист

28


34 Инв. №

подл.

Подп. и

дат

а








1 2 3 4 5 -несрабатывание при работе устройств выявления замыкания на землю на любом полюсе, автоматического и автоматизированного поиска “земли”; -работу устройств выявления замыкания на землю на любом полюсе, автоматического и автоматизированного поиска “земли”

Да

Да

6 Контактные выходы терминалов:

6.1 Исключают гальваническую связь с элементами, расположенными внутри терминала

Да

6.2 Содержат замыкающие контакты без общей точки Да

6.3 Содержат размыкающие контакты без общей точки Да

6.4 Коммутируют напряжение постоянного тока, В 250

6.5

Обеспечивают размыкание тока 1/0,4/0,2/0,15 А при напряжении соответственно 48/110/220/250 В и постоянной времени цепи L/R≤ 40 мс

Да

6.6

Контакты, коммутирующие цепи отключения и включения выключателей должны обеспечивать замыкание токов:

6.6.1 до 10 А, на время, с 1,0 6.6.2 30 А, на время, с 0,2 6.6.3 Длительное протекание тока, А 5,0

6.7

Коммутационная способность реле, действующих в цепи внешней сигнализации, должны быть не менее 30 Вт в цепях оперативного постоянного тока с индуктивной нагрузкой и постоянной времени, не превышающей 0,02 с при напряжении до 250 В и токе до 2 А

Да

П2200429-0127-ИОС1.2.ПЗ Лист

29


35 Инв. №

подл.

Подп. и

дат

а








1 2 3 4 5 7 Терминалы должны:

7.1

Иметь запрограммированный базовый вариант логики между различными функциями защиты, управления и контроля, входящими в состав МП устройств, так и между этими функциями и внешними устройствами защиты, управления и контроля

Да

7.2 Иметь дополнительную свободно программируемую логику Да

7.3 Терминалы должны удовлетворять: Да

7.3.1 ГОСТам на электрическую аппаратуру напряжением до 1000 В Да

7.3.2 РД 34.35.310-97 Да

7.3.3 Испытаниям в соответствии с ГОСТ 51317.4.1-2000 (МЭК 61000-4-1-2000) Да

7.3.4 Нормам и правилам МЭК по обеспечению электромагнитной совместимости

Да

7.3.5 Испытаниям в соответствии с ГОСТ 51317.4.1-2000 (МЭК 61000-4-1-2000)

Да

7.4 Предусматривать синхронизацию от внешнего источника точного времени

Да

7.5 Иметь непрерывную диагностику Да

7.6 Иметь возможность установки любой группы уставок по дискретным входным сигналам

Да

7.7

Иметь возможность установки всех регулируемых параметров, с клавиатуры и дисплея терминала (интерфейса человек-машина - ИЧМ), с помощью персонального компьютера (ПК), подключаемого к специальному входу терминала, и с верхнего уровня управления

Да

7.8

Иметь два стационарных интерфейса для связи с ПТК АСУ ТП и для удаленного доступа через ПТК (АРМ РЗА) и, желательно,

Да

П2200429-0127-ИОС1.2.ПЗ Лист

30


36 Инв. №

подл.

Подп. и

дат

а








1 2 3 4 5 взаимодействие между терминалами РЗА

7.9

Иметь местную светодиодную сигнализацию и контактную сигнализацию действия на отключение и неисправности

Да

7.10 Терминалы должны осуществлять: 7.10.1 Регистрацию событий Да

7.10.2

Поставщик должен указать: -количество регистрируемых аналоговых и дискретных сигналов;

-длительность осциллограммы; -количество осциллограмм

Да

Да Да

7.10.3

Сигнализацию о состоянии и функционировании терминала, в том числе сигнализацию, выполненную на светодиодах с ручным съемом сигна-лов о неисправности терминала

Да

7.10.4

Регистрацию электромагнитных переходных процессов, связанных с короткими замыканиями и работой устройств РЗА и ПА

Да

7.10.5 Регистрация сигналов / сообщений, поступающих от устройств РЗА и ПА, в процессе их работы

Да

7.11

Иметь стандартные международные протоколы обмена данными с безусловной интеграцией системы РЗА в АСУТП

Да

7.12 Иметь русифицированные интерфейсы Да

7.13

Терминалы должны иметь заключение аттестационной комиссии о соответствии требованиям стандартов и дополнительным требованиям ОАО "ФСК ЕЭС"для применения на объектах электросетевого хозяйства.

Да

8 В комплекте с терминалами каждого типа должны

П2200429-0127-ИОС1.2.ПЗ Лист

31


37 Инв. №

подл.

Подп. и

дат

а








1 2 3 4 5 поставляться:

8.1

Программное обеспечение (руси-фицированный вариант) для: • общения с терминалами; • настройки параметров и

конфигурации, • регистрации, • считывания и просмотра

осциллограмм.

Да

8.2

Документация на русском языке, содержащая: • описание принципов работы, • технические характеристики, • алгоритмы встроенных функций

и функциональные схемы, описание их функционирования и взаимодействия внутри терминала,

• рекомендации по выбору параметров настройки терминала,

• инструкции по наладке и эксплуатации

Да

9

Фирмы поставщики оборудования должны иметь в России технический центр по оказанию необходимой помощи при проектировании, наладке и эксплуатации применяемых устройств управления и защиты (представить список технических специалистов (по видам оборудования) и их контактные данные)

Да

10

Фирмы поставщики оборудования РЗА должны предоставить схемы параметрирования и схемы внутренней логики.

да

11

Поставщик должен дать предложения по подготовке силами и в учебных центрах подрядчика или завода - изготовителя эксплуатационного персонала Заказчика в количестве:

да 4 чел.

П2200429-0127-ИОС1.2.ПЗ Лист

32


38 Инв. №

подл.

Подп. и

дат

а








1 2 3 4 5 Условия должны быть оговорены Заказчиком в контракте на поставку услуг

12

Срок службы системы РЗА (при условии проведения требуемых технических мероприятий по обслуживанию) должен быть не менее, лет.

25

13 Гарантийный срок эксплуатации, месяцев, не менее, месяцев. 36

14 Гарантийный ремонт организуют поставщики оборудования в срок не более, дней

5**

П2200429-0127-ИОС1.2.ПЗ Лист

33


39 Инв. №

подл.

Подп. и

дат

а


12.2 ОБЩИЕ ТРЕБОВАНИЯ К СИСТЕМЕ РЗА

Таблица 12.2 – Общие требования к системе РЗА


Требуемое значение параметр


Предлагаемое

значение параметра



1 2 3 4 5 1 Соответствие технических требований нормативным документам

1.1

К конкурсу допускается оборудование, имеющее, утвержденное экспертное заключение согласно "Положению об аттестации оборудования, технологий и материалов…", введенному в действие приказом ОАО "ФСК ЕЭС"

Да

1.2

Технические средства РЗА должны удовлетворять ПУЭ (7-ое изд.), а также требованиям следующих стандартов МЭК и ГОСТ: в части уровня изоляции - требованиям ГОСТ Р 50514-93 (МЭК-255-5-77) и РД 34.45.51.300-97 "Объем и нормы испытания электрооборудования" РАО "ЕЭС России"; в части помехоустойчивости- требованиям МЭК-61000-4-ХХ и ГОСТ Р 51317.2.5-2000, ГОСТ Р 51317.3.8-99, ГОСТ Р 50839-2000, ГОСТ Р 51317.4.1-2000, ГОСТ Р 51317.4.2-99, ГОСТ Р 51317.4.3-99, ГОСТ Р 51317.4.4-99, ГОСТ Р 51317.4.5-99, ГОСТ Р 51317.4.6-99, ГОСТ Р 51317.4.11-99, ГОСТ Р 51317.4.12-99, ГОСТ Р 51317.4.14-2000, ГОСТ Р 51317.4.16-2000, ГОСТ Р 51317.4.17-2000, ГОСТ Р 50648-94 (МЭК 1000-4-8-93), ГОСТ Р 50652-94 (МЭК 1004-4-10-93), ГОСТ Р 50932-96, ГОСТ Р 51179-98 (МЭК 870-2-1-95), РД 34.35.310-97. Правила по сертификации. Система сертификации ГОСТ Р. Правила проведения сертификации электрооборудования. Госстандарт России, Москва, 1999

Да

2 Гарантийные обстоятельства

2.1 Гарантия на поставляемое оборудование должна распространяться с момента поставки не менее, мес

36

3 Требования к шкафам для МП устройств

3.1 МП устройства системы РЗА монтируются в шкафах двухстороннего обслуживания. При наличии на лицевой панели устройств

Да

П2200429-0127-ИОС1.2.ПЗ Лист

34


40 Инв. №

подл.

Подп. и

дат

а









1 2 3 4 5 светодиодных сигнальных индикаторов дверь шкафа должна быть прозрачной. Количество органов ручного оперативного управления должно быть минимальным

3.2

Подключение МП устройства к цепям тока и напряжения должно быть выполнено через испытательные блоки. При выводе из работы МП устройства в ремонт испытательными блоками должны быть предусмотрены меры по минимизации действий с другими МП устройствами

Да

3.3

Все органы ручного управления (автоматические выключатели, ключи управления и выбора режима, переключатели, испытательные блоки) должны иметь свободный контакт для сигнализации положения в АСУ ТП

Да

3.4 Должна быть предусмотрена одна общепанельная лампа Да

3.5

Допускается использование промежуточных реле для ввода дискретных сигналов и вывода команд управления, количество которых должно быть минимальным

Да

3.6

В выходных цепях устройств должны быть предусмотрены испытательные разъемы (ключи, блоки) для удобства их вывода из работы при техническом обслуживании. При выводе из работы устройства в ремонт испытательными блоками в токовых цепях должны быть предусмотрены меры по минимизации действий с другими устройствами

Да

3.7

При наличии в шкафу устройств различного функционального назначения они должны быть разделены горизонтальными перегородками

Да

3.8

Для заземления корпусов устройств, экранов кабелей и др. устройств внутри шкафа предусмотреть специальную медную шину

Да

3.9 Размеры шкафов с цоколем должны быть Да

П2200429-0127-ИОС1.2.ПЗ Лист

35


41 Инв. №

подл.

Подп. и

дат

а









1 2 3 4 5 2200*800*600 (высота*ширина*глубина)

3.10 Высота цоколя, не менее, 100 мм Да

3.11 Все двери должны закрываться стандартным (комплектуемым заводом-изготовителем) замком

Да

3.12

Наличие места на лицевой и оборотной сторонах для оперативного обозначения и функционального назначения шкафа

Да

3.13 Внутри шкафа должны размещаться розетки для подключения аппаратуры и лампа освещения

Да

3.14

Терминалы управления, а также оба комплекта основных и резервных защит рекомендуется размещать в отдельных шкафах (отсеках)

Да

3.15

Шкафы должны быть испытаны на устойчивость к внешним и внутренним помехам в соответствии с ГОСТ Р 51321.1-2007 (МЭК 60439-1-2004) и отвечать "Общим техническим требованиям к микропроцессорным устройствам защиты и автоматики энергосистем" РД 34.35.310-97

Да

3.16

Шкаф должен соответствовать группе механического исполнения в части воздействия механических факторов внешней среды М39 по ГОСТ 17516.1-90, при этом аппаратура, входящая в состав шкафа, должна выдерживать вибрационные нагрузки с максимальным ускорением 0,7g в диапазоне частот от 10 до 100 Гц

Да

3.17 Степень защиты оболочки по ГОСТ 14254-96 не менее IP21 Да

4 Требования к надежности и живучести системы РЗА

41

Система РЗА должна функционировать в непрерывном режиме круглосуточно в течение установленного срока службы, который (при условии проведения требуемых технических мероприятий по обслуживанию) должен быть не менее, лет

21

4.2 При этом в течение всего указанного срока службы все указанные выше

Да

П2200429-0127-ИОС1.2.ПЗ Лист

36


42 Инв. №

подл.

Подп. и

дат

а









1 2 3 4 5 устройства должны удовлетворять требованиям, предъявляемым к многокомпонентным, многоканальным, ремонтопригодным и восстанавливаемым системам (ГОСТ 24.701-83)

4.3 В целом надежность системы РЗА должна обеспечиваться:

4.3.1

Выбором совокупности технических средств, обладающих соответствующими показателями надежности, дублирования, резервирования

Да

4.3.2 Структурными способами (использование распределенного управления, автономность отдельных компонентов системы и т.п.)

Да

4.3.3 Требуемым регламентом обслуживания технических средств Да

4.4 Количественные показатели надежности должны составлять:

4.4.1 Среднее время восстановления работоспособности РЗА по любой из выполняемых функций не более, час.

0,5

4.4.2 Средняя наработка на отказ каждого канала по функциям РЗА – не менее, час. 120000

4.5

Система должна правильно функционировать при изменении оперативного напряжения в пределах от номинального, %

±20

4.6

Неисправность любого терминала защиты или управления не должна приводить к выводу из работы исправного защищаемого элемента первичной сети, а также к отказу и ложным (излишним) действиям других исправных терминалов

Да

4.7

В местах прохода контрольных кабелей должно быть обеспечено надежное заземление экранов кабелей с применением специальных приспособлений

Да

5 Помехозащищенность

5.1

Помехозащищенность шкафов с микропроцессорной аппаратурой РЗА должна обеспечиваться устойчивостью ее к внешним и внутренним помехам в

Да

П2200429-0127-ИОС1.2.ПЗ Лист

37


43 Инв. №

подл.

Подп. и

дат

а









1 2 3 4 5 соответствии с ГОСТ Р 51321.1-2007 (МЭК 60439-1-2004) и "Общими техническими требованиями к микропроцессорным устройствам защиты и автоматики энергосистем" РД 34.35.310-97

6 Электромагнитная совместимость (ЭМС) с электромагнитной обстановкой (ЭМО)

6.1

Для обеспечения ЭМС микропроцессорных устройств с ЭМО необходимо предусмотреть мероприятия по защите вторичных цепей от импульсных помех в соответствии с требованиями:

6.1.1

Методические указания по защите вторичных цепей электрических станций и подстанций от импульсных помех" (РД 34.20.116-93)

Да

6.1.2

"Руководящие указания по проектированию заземляющих устройств электрических станций и подстанций напряжением 3-750 кВ переменного тока" (Мосэнергосетьпроект, 14140 тм-т1)

Да

6.2 Основные мероприятия:

6.2.1 Усиления существующего заземляющего устройства на основании результатов натурного обследования ЗУ

Да

6.2.2 Применение экранированного кабеля в цепях ТТ, ТН и ОПТ, проходящих по территории РУ

Да

6.2.3 Прокладка вдоль кабельных трасс экранирующих заземленных проводников для защиты от наводок на контрольные кабели

Да

6.2.4 Разделение трасс силовых и контрольных кабелей

Да

6.2.5 Прокладка трасс контрольных кабелей на удаленном расстоянии от молниеотводов Да

7 Состав технической и эксплуатационной документации

7.1

Подрядчик должен предоставить полный комплект технической и эксплуатационной документации на русском языке, подготовленной в соответствии с ГОСТ 34.003-90, ГОСТ 34.201-89, ГОСТ 27300-87, в составе, необходимом для проектирования, монтажа, наладки, пуска, сдачи в

Да

П2200429-0127-ИОС1.2.ПЗ Лист

38


44 Инв. №

подл.

Подп. и

дат

а









1 2 3 4 5 эксплуатацию, обеспечения правильной и безопасной эксплуатации, технического обслуживания поставляемого оборудования

7.2 Предоставляемая Подрядчиком техническая и эксплуатационная документация должна включать:

7.2.1 Общее описание устройств РЗА Да

7.2.2 Ведомость технических и эксплуатационных документов Да

7.2.3 Спецификацию оборудования Да

7.2.4 Функциональные схемы терминалов, отражающие внутреннюю конфигурацию логических связей устройств

Да

7.2.5

Описание комплекса технических средств, в том числе техническую документацию на отдельные аппаратуры, содержащую правила монтажа, настройки и эксплуатации

Да

7.2.6

Руководство пользователя для работы с программным обеспечением (описание, порядка его установки, конфигурация и настройки)

Да

7.2.7 Руководство по монтажу и наладке аппаратуры и программного обеспечения Да

7.2.8 Рекомендуемые методики расчета параметров устройств РЗА Да

7.2.9 Программы и методики испытаний при вводе в эксплуатацию, а также периодических проверок в процессе эксплуатации

Да

7.2.10 Протоколы наладки поставляемых программно-технических средств (ПТС)

Да

7.2.11 Инструкции по эксплуатации комплекса технических средств РЗА

Да

7.2.12 Описание используемых протоколов обмена данными и внутренней адресации терминалов, контроллеров и пр.

Да

8 Комплектность запасных частей, расходных материалов, проверочных устройств

8.1

Поставщик должен предоставить комплект запасных частей, расходных материалов и принадлежностей (ЗИП), необходимых для монтажа, наладки, пуска, а также

Да

П2200429-0127-ИОС1.2.ПЗ Лист

39


45 Инв. №

подл.

Подп. и

дат

а









1 2 3 4 5 технического обслуживания и ремонта системы РЗА

8.2

Объем запасных частей должен гарантировать выполнение требований по готовности и ремонтопригодности системы РЗА в течение гарантийного срока эксплуатации и определяется в проектно-сметной документации на поставку продукции

Да

8.3

В состав принадлежностей должны входить специальные проверочные устройства, необходимые для монтажа, наладки, пуска, технического обслуживания и ремонта ПТС системы РЗА

Да

9 Безопасность и экология

9.1

Конструкция изделий РЗА должна обеспечивать защиту обслуживающего персонала от поражения электрическим током в соответствии с требованиями ГОСТ 12.2.003, ГОСТ 12.2.007.0-75, ГОСТ 12.2.007.3-75, ГОСТ 26.205-88, "Правил технической эксплуатации электрических станций и сетей Российской Федерации"

Да

9.2

Технические средства (устройства) должны устанавливаться так, чтобы обеспечивалась их безопасная эксплуатация и техническое обслуживание

Да

9.3 Изделия с питанием от сети должны иметь сигнализацию включения сетевого напряжения

Да

9.4

Все металлические части электроустановок, корпуса электрооборудования и металлоконструкций, которые могут оказаться под напряжением, подлежат заземлению (устройство защитного заземления по ГОСТ 12.1.030-81). Для заземления должна использоваться заземляющая шина системы электроснабжения и силового электрооборудования. Все устройства в шкафах должны быть подключены к

Да

П2200429-0127-ИОС1.2.ПЗ Лист

40


46 Инв. №

подл.

Подп. и

дат

а









1 2 3 4 5 заземляющей шине. Устройства и шкафы должны иметь приспособления для подключения к заземляющему контуру

9.5 Минимальные требования к изоляции устройств должны соответствовать классу VW3 (ГОСТ Р 51179-98 (МЭК 870-2-1-95))

Да

9.6 Специальных требований по экологии не предъявляется Да

10 Транспортирование, упаковка, условия и сроки хранения устройств РЗА

10.1

Требования к упаковке, маркировке, временной антикоррозионной защите, транспортированию, условиям и срокам хранения всех устройств, запасных частей и расходных материалов должны соответствовать указанным в технических условиях изготовителя изделия и требованиям ГОСТ 15150-69, ГОСТ 23216-78, ГОСТ 14192-96, ГОСТ 15543.1-89 и ГОСТ 18620-86

10.2 Порядок отгрузки, специальные требования к таре и упаковке должны быть определены в договоре на поставку оборудования

10.3 Маркировка, упаковка и консервация по ГОСТ 14192-96, ГОСТ 23216-78 или по требованиям МЭК (да, нет)

Да

10.4 Условия транспортирования *

10.5 Наличие "шок-индикатора" на транспортной упаковке для контроля условий транспортировки

Да

10.6 Растаможивание и доставка оборудования до места назначения Да

10.7 Монтаж шкафа выполняется с участием шеф-инженера фирмы завода-изготовителя Да

10.8 Условия хранения, срок хранения устройства, отдельно хранящихся деталей, сборочных единиц, ЗИП, лет

*

11 Размещение и эксплуатация

11.1

Устанавливаемые в указанных помещениях устройства РЗА должны иметь допустимые нормы по температуре и влажности воздуха, составляющие:

11.2 Климатические условия по ГОСТ 15150-69 УХЛ4

П2200429-0127-ИОС1.2.ПЗ Лист

41


47 Инв. №

подл.

Подп. и

дат

а









1 2 3 4 5 11.3 Высота над уровнем моря, м до 1000 11.4 Сейсмостойкость, баллов по шкале MSK-64 6 11.5 Диапазон рабочих температур, С +5…+40

11.6

Технические требования к эксплуатации технических средств, обслуживанию и ремонту должны соответствовать ПУЭ, ГОСТ 26.205-88, РД 34.35.617-89

Да

Примечания: * определяется поставщиком оборудования.

П2200429-0127-ИОС1.2.ПЗ Лист

42


48 Инв. №

подл.

Подп. и

дата


12.3 ТЕХНИЧЕСКИЕ ТРЕБОВАНИЯ К СОСТАВУ ФУНКЦИЙ КОМПЛЕКТА ЗАЩИТЫ И АВТОМАТИКИ УПРАВЛЕНИЯ ВЫКЛЮЧАТЕЛЕМ ЛИНИИ 10 КВ К ДГР

Таблица 12.3

№ п/п

Наименование функции Требуемые функции*

Указать тип устройства (заполняется участником) Оценка

эксперта Предложение Пояснение***

1 2 3 4 5 6

1 Ненаправленная максимальная токовая защита

Х

2 Токовая отсечка Х

3 Логика автоматического ускорения МТЗ при включении выключателя

Х

4 Защита от однофазных замыканий по току нулевой последовательности

Х

5 Логика отключения выключателя и пуска УРОВ Х

6 Защита от перегрузки Х

7 Автоматика управления выключателем

Х

8 Контроль включенного/отключенного положения выключателя

Х

9 Контроль цепей отключения Х

10 Контроль состояния и готовности выключателя Х

11 УРОВ Х

12

Отображение на ИЧМ измеренных и вычисленных электрических величин для функций РЗА

X

13 Осциллографирование Х 14 Регистрация событий Х

15 Свободно – программируемая логика **

16 Определение места повреждения

Х

17 Наличие экспертного заключения ОАО “ФСК ЕЭС”

X

Примечания: * Знаком «Х» обозначены функции, обязательные к применению. ** Указывает поставщик оборудования *** Пояснение заполняется при различиях между столбцами 3 и 4.

1 Зам. 22-13 05.13

П2200429-0127-ИОС1.2.ПЗ Лист

43


49 Инв. №

подл.

Подп. и

дат

а


12.4 ТЕХНИЧЕСКИЕ ТРЕБОВАНИЯ К СОСТАВУ ФУНКЦИЙ КОМПЛЕКТА АВТОМАТИКИ ПОЖАРОТУШЕНИЯ

Таблица 12.4

№ п/п Наименование функции Требуемые

функции*



1 2 3 4 5 6

1 Свободно – программируемая логика Х

2 Фиксация времени появления и снятия входных и выходных сигналов

Х

3 Отображение с помощью светодиодов состояние объектов подстанции

X

4 Самодиагностика терминала Х

5

Регистрация и хранение в энергонезависимой памяти информации о зафиксированных событиях

Х

6 Возможность синхронизации от внешнего источника точного времени

Х


9 Наличие экспертного заключения ОАО “ФСК ЕЭС” X

Примечания: * Знаком «Х» обозначены функции, обязательные к применению; ** Указывает поставщик оборудования; *** Пояснение заполняется при различиях между столбцами 3 и 4.

П2200429-0127-ИОС1.2.ПЗ Лист

44


50 Инв. №

подл.

Подп. и

дат

а


12.5 ТЕХНИЧЕСКИЕ ТРЕБОВАНИЯ К СОСТАВУ ФУНКЦИЙ КОМПЛЕКТА ЗАЩИТЫ ОТ ДУГОВЫХ ЗАМЫКАНИЙ

Таблица 12.5


функции*



1 2 3 4 5 6

1

Защита шкафов КРУ при возникновении в них КЗ, сопровождаемых открытой электрической дугой

Х

2

Формирование сигналов на отключение «своего» выключателя при КЗ в отсеке ввода-вывода

X

3

Формирование сигналов на отключение вышестоящего выключателя при КЗ в отсеке выкатного элемента или сборных шин

Х

4 Формирование сигналов запрет АПВ и АВР X

5 Отключение с контролем тока Х

6 Защита от ложных срабатываний

Х

7 Возможность тестирования каналов

Х

8 Регистрация событий Х

9 Свободно – программируемая Логика **

10 Наличие экспертного заключения ОАО “ФСК ЕЭС” X


П2200429-0127-ИОС1.2.ПЗ Лист

45


51 Инв. №

подл.

Подп. и

дат

а


12.6 ТЕХНИЧЕСКИЕ ТРЕБОВАНИЯ К СОСТАВУ ФУНКЦИЙ КОМПЛЕКТА АВТОМАТИКИ РЕГУЛИРОВАНИЯ ДГР

Таблица 12.6


функции*



1 2 3 4 5 6

1 Определение величины и знака расстройки контура Х

2

Автоматическая настройка плунжерных ДГР на резонансный режим компенсации

Х

3

Автоматическая настройка плунжерных ДГР на заданный режим перекомпенсации или недокомпенсации

Х

4

Автоматическое поддержание расстройки контура нулевой последовательности сети в заданных пределах

Х

5 Выбор оптимальной отпайки катушки реактора для ступенчатых ДГР

Х

6 Обнаружение неисправности управления реактором X

7

Взаимодействие с автоматиками управления ДГР параллельных секция для обеспечения правильной работы

Х


10 Свободно – программируемая логика **

11 Наличие экспертного заключения ОАО “ФСК ЕЭС” Х


П2200429-0127-ИОС1.2.ППС


Разраб. Федотова 12.12

Перечень принятых сокращений


Проверил Лихолат 12.12 П 1 Нач. отд. Брит 12.12


52 Инв. №

подл.

Подп. и

дата



СПИСОК СОКРАЩЕНИЙ

АИИС КУЭ – автоматизированная информационно-измерительная система коммерческого

учёта электроэнергии;

АУВ – автоматика управления выключателем;

ВН - высокое напряжение;

ДГР – дугогасящий реактор;

ЕЭС – единая энергетическая система;

ЗДЗ - защита от дуговых замыканий;

ЗНР – защита от несимметричного режима;

ЗОЗЗ – защита от однофазных замыканий на землю;

ЗПУ – запорно-пусковое устройство;

ЗРУ - закрытое распределительное устройство;

КЗ – короткое замыкание;

КПЗ - камера переключения задвижек;

КРУ – комплектное распределительное устройство;

МТЗ – максимальная токовая защита;

НПП – научно-производственное предприятие;

НТП - нормы технологического проектирования;

ОПУ – общеподстанционный пункт управления;

ОРУ - открытое распределительное устройство;

ПС - подстанция;

ПУЭ - правила устройства электроустановок;

РД – руководящие документы;

РЗиА - релейная защита и автоматика;

СТО - стандарт организации;

ТН – трансформатор напряжения;

УРОВ – устройство резервирования отказа выключателя;

ФСК – федеральная сетевая компания;

ЩПТ – щит постоянного тока;

ЩСН – щит собственных нужд.

П2200429-0127-ИОС1.2.ЛРИ


Разраб. Лихолат 05.13

Лист регистрации изменений


Проверил Брит 05.13 П 1 Нач. отд. Брит 05.13


53 Инв. №

подл.

Подп. и

дата



ЛИСТ РЕГИСТРАЦИИ ИЗМЕНЕНИЙ

Номер изменения

Номер листа (страницы) Номер доку-мента

Подпись Дата внесения изменения

Дата введения изменения

изменен-ного

заменен- ного

нового аннулиро-ванного

1 Обложка, 22-13 05.2013 1, 3-6, 15, 30, 48

Skvorzov-SA

Текст

Skvorzov-SA

Текст

Documents

П2200429-0127-ИОС1.2, Изм.1 Зам. , Обложка, титульный лист ... · П2200429-0127-ИОС1.2.01 Схема распределения по ТТ и ТН