Общие технические требования к подстанциям 330-750 кВ нового поколения.

 

 

Общие технические требования к подстанциям 330-750 кВ нового поколения

 

 

Общие технические требования распространяются на подстанции ОАО «ФСК ЕЭС» и должны учитываться другими собственниками объектов ЕНЭС. Настоящий документ действует:

• при проектировании и строительстве вновь сооружаемых подстанций,

• при комплексной реконструкции и техническом перевооружении действующих подстанций.

Главные отличительные признаки подстанций 330-750 кВ нового поколения:

• применение современного основного электротехнического оборудования, имеющего повышенную эксплуатационную надежность;

• высокая степень автоматизации технологических процессов с контролем и управлением с удаленных центров управления (диспетчерских пунктов);

• высокий коэффициент полезного использования территории подстанции;

• минимальная протяженность кабельных трасс.

Подстанции нового поколения характеризуются значительным уменьшением объема эксплуатационного и ремонтного обслуживания с переходом в перспективе к работе без постоянного обслуживающего персонала, планированию и проведению ремонтов по фактическому состоянию оборудования.

Экономическая эффективность подстанций нового поколения обеспечивается:

• повышением надежности электроснабжения потребителей;

• экономией эксплуатационных издержек;

• уменьшением потребности в земельных ресурсах.

Ниже приводятся основные технические требования, учет которых, в первую очередь, необходим при составлении технических заданий на проектирование подстанций нового поколения.

 

1. Основное электрооборудование

 

1.1. Современные автотрансформаторы и трансформаторы должны иметь обоснованно сниженные величины потерь XX, КЗ, затрат электроэнергии на охлаждение, необходимую динамическую стойкость к токам КЗ, должны быть оснащены современными высоконадежными вводами (в том числе с твердой изоляцией), устройствами РПН, встроенными интеллектуальными датчиками и контроллерами, системами пожаротушения или предотвращения пожара. При обоснованности применять двухобмоточные AT.

1.2 Выключатели 110 -750 кВ — элегазовые.

1.3 Разъединители — с улучшенной кинематикой и контактной системой, с электродвигательным приводом (полупантографные, пантографные, а также горизонтально-поворотные с подшипниковыми устройствами, не требующими ремонта с разборкой в течение всего срока службы).

1.4. Трансформаторы тока и трансформаторы напряжения (встроенные, отдельно стоящие, в том числе комбинированные в одном корпусе). Отдельно стоящие ТТ применяются в тех случаях, когда встроенные ТТ не обеспечивают требуемых условий работы РЗА, АСКУЭ и питания измерительных приборов.

1.4.1 Количество ТТ и их вторичных обмоток должно обеспечивать:

— раздельное подключение средств РЗА и средств АСКУЭ и других измерений. Для подключения АСКУЭ трансформаторы тока (ТТ) должны иметь измерительную обмотку класса точности 0,2S (для ВЛ 220 кВ и выше), по остальным присоединениям не хуже 0,5S;

— подключение устройств РЗА к разным вторичным обмоткам класса «Р» с целью обеспечения необходимых надежности, резервирования и точности измерения;

1.4.2. Трансформаторы напряжения (ТН) должны иметь отдельную вторичную обмотку для подключения средств АСКУЭ и измерительных приборов класса точности не хуже 0,2 (для ВЛ 220 кВ и выше) и не хуже 0,5 для остальных присоединений. На подстанциях, где существуют условия для возникновения феррорезонансных перенапряжений, ТН должны обладать антирезонансными свойствами,

1.5 ОПН должны быть взрывобезопасными, с достаточной энергоемкостью и необходимым защитным уровнем.

1.6 При технико-экономической обоснованности применять элегазовые трехполюсные комплектные распределительные устройства (КРУЭ) 110-750 кВ, размещаемые в закрытых помещениях, а также КРУЭ наружной установки (типа PASS) или КРУЭ контейнерного типа.

1.7 При технико-экономической обоснованности применять управляемые средства компенсации реактивной мощности, в том числе на базе современной силовой электроники.

1.8 Основное оборудование ПС нового типа должно иметь, как правило, систему мониторинга, интегрированную в АСУ ТП и включающую подсистемы диагностики его технического состояния.

1.9 При выборе оборудования преимущество отдавать типам с взрывобезопасным исполнением.

 

2. Главная схема электрических соединений

 

2.1 Электрические схемы всех напряжений ПС должны быть обоснованно упрошены с учетом применения современного высоконадежного оборудования.

Для РУ 220 кВ и ниже в основном применять одинарные секционированные системы шин. Двойные и обходные системы шин, а также выключатели в количестве более одного на цепь применять только при специальном обосновании, в частности в недостаточно надежных и не зарезервированных электрических сетях.

2.2 Подключение резервных фаз автотрансформаторов и шунтирующих реакторов необходимо осуществлять с помощью джемперных схем (при помощи перемычек при снятом напряжении).

 

3. Схема собственных нужд, оперативный ток, кабельная сеть.

 

3.1 Собственные нужды подстанции должны иметь питание от трех независимых источников. Не допускается питание сторонних потребителей от сети собственных нужд подстанции.

При обосновании должны предусматриваться источники бесперебойного питания.

3.2 На каждом РУ питание устройств РЗА, а также приводов выключателей должно осуществляться оперативным током не менее, чем от двух источников (аккумуляторных батарей, сети собственных нужд). При технико-экономическом обосновании для устройств РЗА предусматривать отдельные аккумуляторные батареи.

Емкость источников постоянного оперативного тока должна быть рассчитана с учетом времени прибытия персонала на ПС в случае аварии и времени, необходимого для ликвидации аварии, в случае потери цепей подзаряда аккумуляторных батарей (АБ).

АБ должна иметь повышенный срок службы (не менее 12 лет).

АБ должны питаться от двух зарядно-подзарядных агрегатов (ЗПА), которые должны выбираться совместно с АБ.

Оба ЗПА должны быть нормально включены в работу и обеспечивать:

— режим «горячего резерва»;

— проведение уравнительного заряда АБ в автоматическом режиме;

— интеграцию в АСУ ТП ПС.

3.3 Система оперативного постоянного тока.

3.3.1 Для каждой АБ предусмотреть отдельный щит постоянного тока (ЩПТ). Каждый ЩПТ должен иметь не менее двух секций шинок питания устройств РЗА и ПА (±ЕС).

3.3.2 Система постоянного оперативного тока должна иметь, как правило, двухуровневую защиту. Защитные аппараты сети постоянного оперативного тока должны обеспечивать требования надежности, селективности, чувствительности, резервирования и быстродействия.

3.3.3 Должны быть предусмотрены средства контроля состояния сети оперативного постоянного тока (контроль изоляции, включенного/отключенного положения АБ, подзарядных агрегатов, повышения/понижения напряжения и пр.), а также устройства автоматического (автоматизированного) поиска «земли».

3.4. Силовые и контрольные кабели должны удовлетворять условиям невозгораемости (с индексом НГ).

3.5 Все первичное оборудование, заземляющее устройство ПС, устройства АСУ ТП, РЗА и ПА, системы АСКУЭ, средства и системы связи, цифровой регистрации аварийных событий и т.п., а также вторичные цепи должны отвечать требованиям ЭМС. Для этого применять технические решения, обеспечивающие оптимизацию трассировки кабельных потоков, исключение заземлений первичного оборудования в непосредственной близости от кабельных каналов и др.

Для подстанций, на которых ведется техперевооружение, требования ЭМС должны выполняться на каждом этапе реконструкции и техперевооружения (в том числе при наличии на ПС нового и существующего оборудования).

 

4. Системы АСУ ТП, РЗА и ПА, АСКУЭ и связи.

 

4.1. Системы автоматизации подстанцией АСУ ТП, РЗА, ПА, АСКУЭ, средства и системы связи, технологического видео контроля должны, как правило, проектироваться на базе микропроцессорных устройств, объединенных единой платформой аппаратно-программных средств на базе IP-сетей с выходом на диспетчерские центры управления через цифровую сеть связи.

В систему автоматизации подстанции должна быть интегрирована автоматизированная система комплексной безопасности, включающая комплекс распределенных автоматизированных систем охранной и пожарной сигнализации, пожаротушения, ограничения несанкционированного доступа, видео наблюдения. Система видеонаблюдения ПС должна быть выполнена не только по периметру в охранных целях, но и на всех важных участках и сооружениях ПС

4.2. АСУ ТП подстанции должна обеспечивать возможность ее эксплуатации без постоянного обслуживающего персонала, а также контроль и управление оборудованием с удаленных диспетчерских центров.

4.3. Должны быть выполнены требования обеспечения надежности и живучести системы, в том числе самодиагностика и резервирование оборудования АСУ ТП.

4.4. АСУ ТП должна обеспечивать:

— единство системы измерений для контроля и управления оборудованием, технического и коммерческого учёта, систем диспетчерского управления;

— наблюдаемость параметров режима и состояния оборудования в нормальных и аварийных режимах;

— управление всеми устройствами, действие которых необходимо для ведения режимов, предотвращения отказов оборудования, локализации и устранения последствий отказов оборудования с сохранением живучести подстанции;

— видео контроль и наблюдение за состоянием подстанции, результатом переключений и действиями оперативного персонала;

— передачу на верхние уровни управления информации АСУ ТП, включая поток видео данных.

— функционирование АРМов оперативного и технологического персонала с квитированием действий оператора и блокированием недопустимой команды.

4.5. Состав и построение устройств РЗА и ПА должны:

— обеспечивать селективное отключение КЗ в любой точке сети с минимальной выдержкой времени;

— предотвращать нарушение устойчивости работы сети в аварийных и послеаварийных режимах;

— сохранять все функции при выводе из работы любого терминала по любой причине;

— не влиять на режим сети при выводе из работы любого терминала по любой причине;

Централизованные комплексы ПА должны:

— устанавливаться, как правило, на ПС или других объектах с постоянным обслуживающим персоналом;

— обеспечивать контролируемое и эффективное действие на разгрузку потребителей в любой момент времени.

В части конструктивного выполнения систем РЗА соединение микропроцессорных устройств РЗА между собой с помощью контрольных кабелей должно быть сведено к минимуму, должны применяться специальные шины данных или IP-сеть.

4.6. Автоматизированная система учета электроэнергии должна быть метрологически аттестована, поверена и обеспечивать автоматическое измерение приращений активной электроэнергии и интегрированной реактивной мощности, расчет полного баланса и потерь электроэнергии.

4.7. Система связи должна обеспечивать передачу:

4.7.1 Корпоративной информации (административно-хозяйственной);

4.7.2.Технологической информации:

— диспетчерско-технологического управления ПС и эксплуатационных служб;

— РЗА (в том числе и ПА);

— АСУТП;

— АСКУЭ

— другой информации с объекта.

4.8. Система связи с ПС должна обеспечивать:

— организацию надежных отказоустойчивых каналов связи с применением различных средств связи (ВОЛС, ВЧ по ВЛ, РРЛ, УКВ-радиосвязи, спутниковой связи). При этом количество резервных каналов должно быть оптимизировано.

— непрерывный мониторинг исправности каналов (как основных, так и резервных), выбор исправного канала при повреждении основного и автоматический переход на него;

— скорость передачи информации по каналам должна обеспечивать технологические и корпоративные потребности ФСК ЕЭС.

4.9. Иерархия управления подстанциями должна быть выстроена следующим образом: ПС — ПМЭС (предприятие МЭС) — МЭС — ФСК ЕЭС с учетом организации оперативно-диспетчерского управления (РДУ, ОДУ, ПДУ) и схемы взаимодействия субъектов оптового рынка электроэнергии (СО, АТС, ФСК ЕЭС).

4.10. На ПС должны быть предусмотрены АРМ оперативно-диспетчерского персонала (с полным набором средств управления и контроля ПС), АРМ персонала службы РЗА, АРМ персонала службы ПС, АРМ администратора системы (персонала АСУ) и пр.

 

5. Строительная часть подстанции

 

5.1 Подстанция должна представлять собой единый архитектурно-промышленный комплекс.

5.2. Площадь подстанции должна быть сокращена за счет компоновочных решений, в том числе при технико-экономическом обосновании, за счет компоновки РУ с килевым расположением оборудования. Здания для размещения средств управления подстанцией, а также для размещения охранного персонала должны располагаться ближе к оборудованию РУ.

При экономическом обосновании для каждого РУ может предусматриваться отдельное помещение для установки средств РЗА.

5.3. Рельсовые пути перекатки силовых трансформаторов и реакторов не требуются при подключении резервных фаз с помощью джемперных схем.

5.4. Предусматривать инженерно-мелиоративные мероприятия по уменьшению действия сил морозного пучения на вновь строящихся подстанциях:

— осушение грунтов в зоне нормативной глубины промерзания;

— снижение степени увлажнения слоя грунта на глубине 2-3 м ниже сезонного промерзания;

— поверхностные фундаменты с малым заглублением;

— противопучинная обмазка фундаментов.

5.5. При наличии экономической целесообразности применять жесткую ошиновку на ОРУ.

5.6. Прокладка кабельных сетей должна осуществляться надземным способом. При этом необходимо исключить условия для повреждения кабелей при проведении на ПС любых работ и обеспечивать требования ремонтопригодности (возможность доступа для быстрой замены отдельных кабелей).

5.7. Здания должны строиться из кирпича. Наружная отделка — облицовочный кирпич. Плоские кровли зданий исключаются, применимы только скатные крыши. Внутренняя отделка зданий — без применения мокрых процессов, двери — только из негорючего пластика.

В производственных зданиях в целях экономии на теплообогреве и исключения несанкционированных доступов посторонних людей в технологические помещения окна должны быть, по возможности, исключены. Обогрев помещений должен осуществляться с использованием электроприборов. Теплоносители в электроприборах должны быть хладостойкими.

Сети водопровода предпочтительно выполнять из оцинкованного металла, сети канализации — из полиэтиленовых труб.

5.8. На реконструируемых подстанциях не допускается создание постоянных площадок для хранения демонтированного основного и вспомогательного оборудования. Демонтированное оборудование должно передаваться на хранение в централизованный резерв ОАО «ФСК ЕЭС» или подлежать списанию.

5.9. При наличии экономической целесообразности для заземляющих устройств может применяться медь.

5.10. Следует предусматривать переход от средств пожаротушения к средствам предотвращения пожаров (например, системы SERGI для AT и ШР).

5.11. Свободная от застройки территория ПС должна быть укреплена слоем щебня толщиной не менее 10 см.

 

6. Ремонт, техническое и оперативное обслуживание

 

Организация эксплуатации подстанции должна основываться на следующем:

— оперативное управление осуществляется из удаленного центра управления, при необходимости — с АРМ на подстанции;

— профилактические и аварийно-восстановительные работы выполняются специализированными бригадами, дислоцирующимися в центре управления или другой централизованной базе;

— охрана предприятия выполняется специальной дежурной группой;

— сервисное обслуживание и ремонт должны выполняться специализированными организациями, лицензированными и аттестованными по системе «ФСК ЕЭС», включая аккредитованные при заводах-изготовителях электрооборудования.

 

7. Нормативно-методическое сопровождение

 

При проектировании подстанций переменного тока с высшим напряжением 330-750 кВ следует руководствоваться нормативными документами согласно приказу РАО «ЕЭС России» № 422 от 14.08.2003 «О пересмотре нормативно-технических документов и порядке их действия в соответствии с ФЗ «О техническом регулировании», в том числе новыми главами ПУЭ 7-го издания, «Рекомендациями по технологическому проектированию подстанций 35-1150 кВ» СО 153-34.47.37.2003, «Общими техническими требованиями к микропроцессорным устройствам защиты и автоматики» РД 34.35.310 и другими действующими на настоящий момент НТД и СНиП, а также новыми нормативно-техническими документами по мере их утверждения.

 

Начальник Департамента электрических сетей Ю.А. Дементьев
Начальник Департамента научно-технической политики и международного сотрудничества  

Ю.Н. Кучеров

Начальник Департамента развития информационно-технологических систем  

С.И. Глушко

Начальник Центральной службы автоматизированных систем управления и связи  

С.И. Тарасов

 

Начальник Центральной диспетчерской службы

 

А.Ф. Иванченко