ЗАДАНИЕ НА ПРОЕКТИРОВАНИЕ №

Реконструкция подстанция Тара -110 110/35/10 кВ (Подстанция электрическая

110/35/10 кВ "Тара" (в составе: ОРУ 110/35/10 кВ, КРУН 10 кВ, трансформатор,

ограждение, кабельные каналы, аварийный маслослив), инв. № Е000002096) с установкой

управляемого шунтирующего реактора (УШР) 110кВ.

1. Основание для проектирования.

1.1. На основании приказа филиала ОАО «МРСК Сибири»-«Омскэнерго» № 1.5/1390- пр от 06.11.2012 года, для решения задачи по компенсации зарядной мощности и стабилизации напряжений малонагруженных протяженных линий 110 кВ северных районов Омской области, обеспечения требуемых стандартов качества и надежности электрической энергии.

1.2. Схема развития сетей 110 кВ филиала ОАО «МРСК Сибири» - «Омскэнерго»

на 2013 – 2017 год с перспективой до 2023 года (далее схема развития).

2. Нормативно-технические документы (НТД), определяющие требования к оформлению и содержанию проектной документации:

2.1. Нормативные акты федерального уровня:

- Земельный кодекс Российской Федерации от 25.10.2001 №136-ФЗ (действующая редакция);

- Лесной кодекс Российской Федерации от 04.12.2006 №200-ФЗ (действующая редакция);

- Водный кодекс Российской Федерации от 03.06.2006 №74-ФЗ (действующая редакция);

- Градостроительный кодекс Российской Федерации от 29.12.2004 №190-ФЗ (действующая редакция);

- Постановление Правительства Российской Федерации от 16.02.2008 №87 «О составе разделов проектной документации и требованиях к их содержанию»;

- Федеральный закон «Об обеспечении единства измерений» от 26.06. №102-ФЗ (действующая редакция);

- Федеральный закон «О техническом регулировании» от 27.12.2002 №184-ФЗ (действующая редакция);

- Федеральный закон «О связи» от 07.07.2003 №126-ФЗ (действующая редакция);

- Федеральный закон «Об охране окружающей среды» от 10.01.2002 № (действующая редакция);

- Федеральный закон «Об охране атмосферного воздуха» от 04.05.1999 № (действующая редакция);

- Федеральный закон от 14.03.1995 №33-ФЗ «Об особо охраняемых территориях»;

- Федеральный закон от 24.04.1995 №52-ФЗ «О животном мире»;

- Федеральный закон от 24.06.1998 №89-ФЗ «Об отходах производства и потребления»;

2.2. Отраслевые НТД:

- Правила устройства электроустановок (действующее издание);

- Правила технической эксплуатации электрических станций и сетей (действующее издание);

- Методические указания по устойчивости энергосистем, утвержденные приказом Минэнерго России от 30.06.2003 №277;

- Методические рекомендации по проектированию развития энергосистем, утвержденные приказом Минэнерго России от 30.06.2003 №281;

- Нормы технологического проектирования ПС переменного тока с высшим напряжением 35-750 кВ. СО 153 - 34. 20.122-2006;

2.3. ОРД и НТД ОАО «Холдинг МРСК», ОАО «МРСК Сибири», ОАО «ФСК ЕЭС», ОАО «СО ЕЭС»:

- «Положение о единой технической политике ОАО «Холдинг МРСК» в распределительном сетевом комплексе» (утвержденное решением Совета директоров ОАО «Холдинг МРСК» от 07.10.2011 № 64);

- Стандарт организации ОАО «МРСК Сибири» СО 5.148/0 «Единые требования к оборудованию. Положение»;

- Стандарт организации ОАО «ФСК ЕЭС» «Нормы технологического проектирования ПС переменного тока с высшим напряжением 35-750 кВ», СТО 56947007Стандарт организации ОАО «ФСК ЕЭС» «Схемы принципиальные электрические распределительных устройств подстанций 35-750 кВ. Типовые решения», СТО 56947007-29.240.30.010-2008;

- Стандарт организации ОАО «ФСК ЕЭС» «Силовые кабельные линии напряжением до 500 кВ. Условия создания. Нормы и требования», СТО 56947007Руководящие указания по выбору объемов телеинформации при проектировании систем технологического управления электрическими сетями», СТО 56947007-29.240.034-2008;

- Общие требования к системам противоаварийной и режимной автоматики, релейной защиты и автоматики. Телеметрической информации, технологической связи в ЕЭС России, утвержденные приказом ОАО РАО «ЕЭС России» от 11.02.2008 №57;

- Стандарт организации ОАО «СО ЕЭС» «Правила предотвращения развития и ликвидации нарушений нормального режима электрической части энергосистем», СТО 59012820.29.240.007-2008;

- Стандарт организации ОАО «СО ЕЭС» «Автоматическое противоаварийное управление режимами энергосистем. Противоаварийная автоматика энергосистем.

Условия организации процесса. Условия создания объекта. Нормы и требования», СТО 59012820.29.240.001-2011, утверждённый 19.04.2011г.;

- Программа модернизации и расширения ССПИ на подстанциях филиала;

Данный список НТД не является полным и окончательным. При проектировании необходимо руководствоваться последними редакциями документов, необходимых и действующих на момент разработки документации.

3. Вид строительства и этапы разработки проектной документации.

3.1. Реконструкция подстанции «Тара 110/35/10 кВ» (инв. № Е000002096) с установкой УШР 110кВ.

3.2. Перечень титулов, по которым требуется координация решений данной проектной документации:

- система сбора и передачи информации для решения задач оперативнодиспетчерского и технологического управления (ССПИ);

- схема развития сетей 110 кВ филиала ОАО «МРСК Сибири» - «Омскэнерго» на 2013 – 2017 год с перспективой до 2023 года 3.3. Этапы разработки документации:

I этап - разработка, обоснование и согласование с филиалом ОАО «МРСК Сибири»

- «Омскэнерго», ИА ОАО «МРСК Сибири», Филиалом ОАО «СО ЕЭС» Омское РДУ, основных технических решений (ОТР) по сооружаемому объекту (в течение 3 месяцев после заключения договора на проектирование) II этап - разработка, обоснование согласование проектной документации в соответствии с требованиями нормативно-технических документов; разработка и согласование раздела «Технические требования к основному электротехническому оборудованию».

III этап - проектирования «Разработка и согласование рабочей документации в соответствии с требованиями нормативно-технических документов» (после проведения закупочных процедур на поставку оборудования и материалов).

4. Основные характеристики проектируемого объекта.

4.1. В части ПС Тара – 110/35/10 кВ:

Показатель Номинальные напряжения, кВ 110/35/ Конструктивное исполнение ПС и РУ РУ-110/35 кВ – открытого исполнения (ОРУ);

(открытое, закрытое, КТП, КРУЭ и РУ-10 кВ: –1 СШ-10 закрытого исполнения;

Релейная защита и автоматика (РЗА)На базе электромеханических реле Противоаварийная автоматика (ПА) На базе электромеханических реле Тип, количество и мощность средствМощность батареи, МВАр компенсации реактивной мощности 10, Тип и привод выключателей каждого РУ-110 кВ:

Показатель Количество и мощность силовых 2Х16000 кВА.

Система собственных нужд ТСН-10/0.4кВ №1 – ТМ-100/ Система оперативного постоянного Место установки АБ, ЗПА, ЩПТ – внутреннее.

Количество линий, подключаемых к РУ-110кВ- 4 шт.

подстанции, по каждому РУ РУ-35кВ- 2 шт.

Вид обслуживания С постоянным дежурным персоналом Тип схемы каждого РУ Приложение №2 (Схема ПС Тара) Количество резервных ячеек по РУ-10 кВ 4 шт. резервных ячейки.

4.2. Реконструкция ПС Тара-110/35/10 кВ с установкой УШР 110кВ.

Основное электротехническое оборудование 1. Установка трехфазного управляемого (управляемый шунтирующий реактор УШР шунтирующего реактора (УШР) 110 кВ с Вторичное электротехническое оборудование и 1. Определить состав, необходимость и системы (ОПТ, СН, РЗА, АСУ ТП,, связи, достаточность существующих устройств РЗА, средства измерений и т.д.) ПА для проектируемого объекта.

5. Требования к оформлению и содержанию проектной документации.

Перед началом проектирования выполнить предпроектные обследования. При предпроектном обследовании систем ИТС и связи совместно с филиалом ОАО «МРСК Сибири» - «Омскэнерго»:

– состав, размещение, срок эксплуатации и техническое состояние существующих устройств РЗА, сетевой автоматики, ПА, режимной автоматики (РА);

– объемы и места реализации управляющих воздействий (отключение нагрузки, оборудования и т.п.) от устройств и комплексов ПА и РА;

селективности, быстродействия и чувствительности устройств РЗА и необходимости проведения модернизации УРЗА;

- существующих автоматизированных систем управления технологическим процессом (АСУ ТП) в части схемы организации связи для расширяемых и реконструируемых объектов с центрами управления сетями (ЦУС) филиала ОАО «МРСК Сибири» - «Омскэнерго» и ДЦ Филиала ОАО «СО ЕЭС» Омское РДУ, на предмет достаточности существующих АСУ ТП (ССДТУ и ССПИ) и необходимости их модернизации в соответствии с «Программой модернизации и расширения ССПИ на подстанциях филиала ОАО «МРСК Сибири» - «Омскэнерго» от 19.07.2011г.;

- состояние существующего контура заземления и возможность его использования для присоединения к проектируемому оборудованию;

- произвести оценку влияния устанавливаемого УШР на прилегающую сеть 110 кВ;

- состояния кабельных каналов коробов с целью возможности использования их под прокладку кабелей проектируемого объекта.

При предпроектном обследовании должна быть проведена оценка состояния электромагнитной обстановки на объекте проектирования.

5.2. I этап проектирования - «Разработка, обоснование и согласование с филиалом ОАО «МРСК Сибири» - «Омскэнерго», ИА ОАО «МРСК Сибири», Филиалом ОАО «СО ЕЭС» Омское РДУ и другими участниками реконструкции основных технических решений (ОТР) по сооружаемому объекту».

5.2.1. Балансы и режимы:

5.2.1.1 В разделе должны быть приведены результаты анализа прогнозных балансов мощности энергорайона северных электрических сетей (СЭС), энергосистемы Омской области на год ввода объекта (окончания расширения, реконструкции) в эксплуатацию и перспективу 5 и 10 лет для характерных режимов, указанных в п. 5.2.1.2.

5.2.1.2 В разделе должны быть приведены описание и результаты расчетов электроэнергетических режимов для нормальной и основных ремонтных схем, а также нормативных аварийных возмущений в указанных схемах в соответствии с требованиями Методических указаний по устойчивости энергосистем на год ввода объекта (окончания расширения, реконструкции) в эксплуатацию и на перспективу 5 и 10 лет с учетом реконструкции существующих и ввода/вывода электросетевых объектов, объектов генерации и динамики изменения электрических нагрузок.

При анализе перспективных режимов работы электрической сети 110 кВ и ниже, прилегающей к объекту проектирования, необходимо руководствоваться расчетами и анализом приведенным в схеме развития сетей 110 кВ филиала ОАО «МРСК Сибири» Омскэнерго» на 2013 – 2017 год с перспективой до 2023 года, рассматривая режимы зимних максимальных нагрузок рабочего дня, зимних минимальных нагрузок рабочего дня, летних минимальных нагрузок выходного дня, летних максимальных нагрузок рабочего дня.

В случаи недостаточности расчетов приведенных в рамках схемы развития сетей 110 кВ филиала ОАО «МРСК Сибири» - «Омскэнерго» на 2013 – 2017 год с перспективой до 2023 года, необходимо выполнить дополнительные расчеты, которые должны включать в себя: данные по токовым нагрузкам линий электропередачи, трансформаторов ПС, данные потокораспределения активной и реактивной мощности, уровни напряжений в сети 35-110 кВ и выше как в табличной форме, так и нанесенные на однолинейную схему замещения электрической сети. На основании выполненных расчетов электрических режимов, в случае превышения расчетными величинами допустимых параметров электрической сети (провода ЛЭП, выключатели, разъединители, ТТ, ВЧ-заградители, ошиновка и т.д.), предоставить рекомендации по усилению существующей сети, а также замене оборудования и устройств.

На основании результатов приведенных в рамках схемы развития, а так же дополнительных расчетов (при необходимости) должен быть проведен: выбор проектируемого оборудования ПС оценен объем необходимой электросетевой реконструкции, очередность ввода элементов электрической сети, определены мероприятия по обеспечению допустимых параметров электроэнергетического режима.

5.2.1.1. «Расчеты статической устойчивости».

В составе раздела должны быть выполнены расчеты статической устойчивости электрической сети, прилегающей к объекту проектирования, для всех групп нормативных аварийных возмущений в соответствии с требованиями Методических указаний по устойчивости.

По результатам расчетов должны быть определены предварительные величины максимально допустимых перетоков активной мощности, а также определены необходимые объемы управляющих воздействий ПА для обеспечения устойчивости и допустимых параметров электроэнергетического режима на год ввода объекта в эксплуатацию (окончания расширения, реконструкции) и на перспективу 5 и 10 лет.

Расчеты электроэнергетических режимов, статической устойчивости необходимо выполнять на верифицированных расчетных моделях энергосистемы с использованием современных программных комплексов расчетов переходных режимов устойчивости, обеспечивающих точное моделирование.

5.2.1.2. «Регулирование напряжения и компенсация реактивной мощности».

В составе раздела должен быть выполнен анализ баланса реактивной мощности и определены вид, количество, номинальные параметры и места подключения СКРМ в районе размещения объекта проектирования на год ввода объекта в эксплуатацию (окончания расширения, реконструкции) и на перспективу 5 и 10 лет. СКРМ должны обеспечивать степень