Технические требования оао россети

Аттестация оборудования

При новом строительстве и реконструкции электросетевых объектов ПАО «Россети» применяется рекомендованное по результатам аттестации оборудование, технологии, материалы и системы.

Методика и Порядок проведения аттестации размещены ниже, а также на сайтах экспертных организаций, уполномоченных проводить аттестацию для ПАО «Россети» ОАО «НТЦ ФСК ЕЭС» и ПАО «ФИЦ»

Оборудование, технологии и материалы, допущенные к применению на объектах ПАО «Россети»:

Внедрение результатов НИОКР ПАО «Россети»

Одним из основных итогов Программы инновационного развития Общества является внедрение инновационного оборудования и технологий, полученных в рамках НИОКР, в промышленную эксплуатацию.

В целях подтверждения заявленных исполнителем НИОКР эксплуатационных параметров оборудования и принятия решения о возможности массового применения на энергообъектах, разработанное инновационное оборудование проходит стадию опытно-промышленной эксплуатации.

За период проведения опытно-промышленной эксплуатации должны быть решены следующие вопросы:

  • Проверка работоспособности разработанного оборудования в реальных условиях эксплуатации;
  • Проведение контрольных испытаний для подтверждения заявленных параметров;
  • Оперативное устранение недостатков, выявленных в процессе опытно-промышленной эксплуатации;
  • Внесение изменений (при необходимости) в техническую и эксплуатационную документацию по итогам опытно-промышленной эксплуатации.

По завершении опытно-промышленной эксплуатации, в случае подтверждения всех заявленных параметров, разработанное в рамках НИОКР оборудование переводится в промышленную эксплуатацию с возможностью тиражирования в рамках строительства и модернизации энергообъектов.

Для информирования ДЗО ПАО «Россети», а также компаний энергетической отрасли, ПАО «Россети» разработан реестр внедренного инновационного оборудования и технологий, полученных в результате НИОКР Общества, прошедшего опытно-промышленную эксплуатацию и переведенного в промышленную эксплуатацию

Дополнительно к реестру предлагаем Вашему вниманию презентационные материалы с описанием внедренного инновационного оборудования.

Реестр внедренного инновационного оборудования и технологий, полученных в результате НИОКР ПАО «Россети»
Для просмотра презентационных материалов необходимо нажать на название НИОКР в первом столбце реестра.

Введен стандарт «Россетей», описывающий технические требования к автоматизированному мониторингу устройств РЗА

Требования этого стандарта не распространяются на устройства РЗА, реализованные на электромеханической и микроэлектронной элементной базе.

Стандарт СТО 34.01-4.1-007-2018, разработанный компанией «РТСофт», утвержден и введен в действие распоряжением ПАО «Россети» от 23 марта 2018 года № 130р. Документ устанавливает основные технические требования к автоматизированному мониторингу устройств РЗА на микропроцессорной элементной базе (в том числе работающих по стандарту IEC 61850) для энергообъектов 6–750 кВ.

Стандарт предназначен для персонала дочерних и зависимых организаций (ДЗО) «Россетей», занимающегося эксплуатацией и техническим обслуживанием микропроцессорных устройств РЗА. Требования стандарта организации должны учитываться при новом строительстве, реконструкции и модернизации энергообъектов ДЗО, а также производителями — при разработке и изготовлении устройств РЗА.

Документ может быть пересмотрен в случаях ввода в действие новых нормативно-правовых актов, технических регламентов и национальных стандартов, содержащих требования, не учтенные в этом стандарте, а также при необходимости включения новых требований и рекомендаций, обусловленных развитием техники.

Импортозамещение

Импортозамещение в электросетевом комплексе РФ

ПАО «Россети» проводит постоянную работу по снижению зависимости российского топливно-энергетического комплекса от импорта оборудования, технических устройств, комплектующих, а также работ и услуг иностранных компаний, использования иностранного программного обеспечения.

Реализация импортозамещения в ПАО «Россети» регламентировано следующими внутрикорпоративными документами:

  • Корпоративным планом импортозамещения ПАО «Россети», разработанным в соответствии с методическими рекомендациями по подготовке корпоративных планов импортозамещения государственными корпорациями, государственными компаниями, акционерными обществами, в уставном капитале которых доля участия РФ превышает 50 процентов, утверждёнными распоряжением Минэкономразвития России от 11.08.2016 № 219Р-АУ с учетом Аналитического доклада «Оценка потенциала импортозамещения, основные направления импортозамещения и условия их реализации в ДЗО ПАО «Россети» до 2019 года», утвержденным Приказом ПАО «Россети» от 30.08.2017 №116;
  • Долгосрочной программой развития ПАО «Россети»;
  • Программой инновационного развития ПАО «Россети».

Целями ПАО «Россети» в области импортозамещения являются:

  • обеспечение технологической безопасности объектов электросетевого комплекса и повышение энергетической безопасности Российской Федерации;
  • содействие производителям и инвесторам в создании и развитии отечественных производств электротехнического оборудования и комплектующих, отвечающих современным стандартам и требованиям по качеству, надёжности и экономической эффективности;
  • стимулирование развития отраслевой инновационной инфраструктуры, содействие инновационному развитию и модернизации предприятий отечественной электротехнической промышленности;
  • повышение уровня локализации производства электротехнической продукции на территории Российской Федерации.

Задачи реализации Корпоративного плана импортозамещения:

  • определение состава мероприятий по нивелированию и минимизации рисков, связанных с использованием иностранной продукции в производственно-технологических процессах;
  • совершенствование корпоративных документов, определяющих правила аккредитации и предварительного квалификационного отбора поставщиков товаров (работ, услуг) в целях обеспечения их допуска к торгово-закупочным процедурам;
  • создание организационных механизмов и инструментов информационно-аналитического обеспечения процессов импортозамещения в ПАО «Россети», в т.ч. системы мониторинга и оценки эффективности результатов реализации мероприятий;
  • создание инструментов оценки рисков, связанных с закупками иностранной продукции (работ, услуг) и ее использованием, в рамках реализации инвестиционных проектов и осуществления текущей деятельности организации.

Основные принципы реализации мероприятий по импортозамещению:

  • исключение рисков снижения уровня безопасности объектов электросетевого комплекса;
  • неухудшение основных параметров реализуемых инвестиционных проектов;
  • сохранение уровня конкурентоспособности на внутреннем и внешнем рынках электротехнического оборудования (работ, услуг) с учетом утвержденных в проектной документации параметров (эксплуатационных, стоимостных, маркетинговых);
  • недопустимость роста издержек в результате изменения цепочек поставщиков отдельных видов продукции, необходимой для реализации инвестиционных проектов, производства товаров (работ, услуг).

Критичными группами оборудования, развитие производства которых на территории РФ требует совместных усилий электросетевого комплекса и электротехнической промышленности являются:

  • коммутационное оборудование с большой отключающей способностью (63кА и выше);
  • комплектные распределительные устройства элегазовые 220-500 кВ;
  • выключатели 330-750 кВ;
  • кабель силовой 500 кВ;
  • муфты кабельные 220-500 кВ;
  • силовой кабель для подводной прокладки;
  • трансформаторы тока и трансформаторы напряжения 500-750 кВ;
  • оборудование IT-систем (маршрутизаторы, коммутаторы, компьютеры, программное обеспечение);
  • оборудование в классе напряжения 15 кВ (европейский класс напряжения).

Критичными группами комплектующих являются:

  • элементная база электронных устройств релейной защиты и автоматики, автоматизированных систем управления и связи;
  • устройства регулирования напряжения под нагрузкой силовых трансформаторов (РПН);
  • дугогасительные камеры выключателей;
  • фарфоровая изоляция;
  • полимерная кремнийорганическая изоляция;
  • полиэтилен для силового кабеля;
  • электротехнический картон для изоляции в силовых трансформаторах;
  • система охлаждения силовых трансформаторов, радиаторы;
  • варисторы для ограничителей перенапряжения;
  • ёмкостные делители для трансформаторов напряжения.

При определении уровня локализации оборудования, произведенного в РФ используются нормы Постановления Правительства РФ от 17 июля 2015 г. N 719 «О критериях отнесения промышленной продукции к промышленной продукции, не имеющей аналогов, произведенных в Российской Федерации».

При проведении торгово-закупочных процедур ПАО «Россети» и его дочерние и зависимые общества руководствуются в том числе: Федеральным законом от 18.07.2011 №223-ФЗ «О закупках товаров, работ, услуг отдельными видами юридических лиц», а также Постановлением Правительства РФ от 16 сентября 2016 г. N 925 «О приоритете товаров российского происхождения, работ, услуг, выполняемых, оказываемых российскими лицами, по отношению к товарам, происходящим из иностранного государства, работам, услугам, выполняемым, оказываемым иностранными лицами».

Единая техническая политика

Положением ПАО «Россети» о единой технической политике в электросетевом комплексе — определены основные направления, обеспечивающие повышение надежности и эффективности функционирования электросетевого комплекса в краткосрочной и среднесрочной перспективе при надлежащей промышленной и экологической безопасности на основе инновационных принципов развития, обеспечивающие недискриминационный доступ к электрическим сетям всем участникам рынка.

Технологические приоритеты ПАО «Россети»:

  • применение «необслуживаемого», энергоэффективного оборудования
  • сокращение совокупной стоимости владения применяемого оборудования и технологий
  • построение интеллектуальной энергетической системы с активно-адаптивной сетью (Smart Grid)
  • внедрение «цифровых» элементов электрической сети
  • развитие мультиагентных технологий управления
  • применение «активных» элементов сети (FACTS, СНЭ и т. д.)

Порядок подачи предложений по внесению изменений в Положение ПАО «Россети» о единой технической политике в электросетевом комплексе

Предложения по внесению изменений в Положение ПАО «Россети» о единой технической политике в электросетевом комплексе направляются в Управление инновационной, технической политики и повышения энергоэффективности по Контактам ПАО «Россети»

В случае направления предложений от имени организации они должны быть оформлены на официальном бланке компании за подписью руководителя.

Предложения от частных лиц направляются письмом, с указанием контактов для обратной связи.

Технические требования оао россети

ПОЛОЖЕНИЕ ОАО «РОССЕТИ» О ЕДИНОЙ ТЕХНИЧЕСКОЙ ПОЛИТИКЕ В ЭЛЕКТРОСЕТЕВОМ КОМПЛЕКСЕ

УТВЕРЖДЕНО Советом директоров ОАО «Россети» (протокол N 138 от 23.10.2013)

Настоящее «Положение ОАО «Россети» о Единой технической политике в электросетевом комплексе» (далее — Положение) является внутренним документом ОАО «Россети» (далее — Общество). Положение разработано в соответствии с действующим законодательством и является основополагающим документом, рекомендованным для применения в работе дочерних и зависимых обществ ОАО «Россети» (далее — ДЗО), осуществляющих деятельность по передаче и распределению электрической энергии.

Соблюдение требований Положения является обязательным для структурных подразделений Общества, участвующих в процессе обеспечения повышения надежности и эффективной эксплуатации объектов электросетевого комплекса ДЗО ОАО «Россети», осуществляющих деятельность по передаче и распределению электрической энергии.

В отношении ДЗО настоящее Положение, как внутренний документ Общества, носит информационный (методологический) характер в части общего описания механизма взаимодействия Общества и ДЗО и рекомендуется к применению ДЗО, а также для третьих лиц, привлекаемых на договорной основе для целей выполнения работ (услуг, поставок) на объектах электросетевого комплекса ДЗО (в том числе путем включения требований Положения в заключаемые договоры).

Настоящее Положение определяет совокупность взаимосвязанных технических требований, дополняющих действующие нормативные документы, акцентирует внимание на наиболее прогрессивных технических решениях, задает перечень и границы применения тех или иных технических решений, оборудования и технологий, направленных на повышение технического уровня процессов передачи, преобразования и распределения электроэнергии, процессов управления, эксплуатации и развития электросетевого комплекса Общества.

На основе требований Положения в Обществе должен быть разработан комплекс нормативно-технической документации (стандарты организации, регламенты, нормы и правила), определяющий приоритеты и правила применения технических решений Положения в ходе эксплуатации электросетевых объектов, реализации программ нового строительства, комплексного технического перевооружения и реконструкции объектов электросетевого комплекса Общества, а также при инновационном и перспективном развитии электросетевых компаний.

Перечень документов (концепции, программы, регламенты, стандарты организации и пр.), дополняющих или разъясняющих требования Положения, приведен в разделе «Список использованных в данном Положении документов».

1.1. Стратегические цели Единой технической политики в электросетевом комплексе

Цель Единой технической политики в электросетевом комплексе заключается в определении основных технических направлений, обеспечивающих повышение надежности и эффективности функционирования электросетевого комплекса в краткосрочной и среднесрочной перспективе при надлежащей промышленной и экологической безопасности на основе инновационных принципов развития, обеспечивающих недискриминационный доступ к электрическим сетям всем участникам рынка.

Основные задачи Единой технической политики в электросетевом комплексе:

1) Повышение готовности электрических сетей к передаче и распределению электрической энергии для обеспечения надежного снабжения электрической энергией потребителей, функционирования оптового и розничных рынков электрической энергии, параллельной работы ЕЭС России и электроэнергетических систем иностранных государств.

2) Обеспечение выдачи мощности объектов по производству электрической энергии в сеть.

3) Создание условий для присоединения к электрической сети участников оптового и розничных рынков на условиях недискриминационного доступа к электрическим сетям при наличии технической возможности для этого и соблюдении ими установленных правил доступа.

4) Повышение эффективности и развитие системы диагностики объектов и использование ее результатов в алгоритмах функционирования автоматических систем режимного и противоаварийного управления.

5) Развитие структуры оперативно-технологического управления объектами, а также участие в управлении режимами работы гибких элементов сетевой инфраструктуры и потребителей электроэнергии.

6) Развитие информационной и телекоммуникационной инфраструктуры, повышение наблюдаемости электрической сети и качества информационного обмена с ОАО «СО ЕЭС» и другими субъектами оптового и розничных рынков электроэнергии.

7) Сокращение капиталовложений и эксплуатационных издержек в объекты за счет оптимизации технических решений при разработке проектной документации, применения современных видов оборудования, строительных конструкций, сокращения площадей, занимаемых объектами электросетевого хозяйства.

8) Повышение энергоэффективности применяемых технологий, оборудования, материалов, систем, формирование программы энергосбережения и сокращение технологических потерь электрической энергии в электрических сетях.

9) Преодоление тенденции старения основных фондов электрических сетей и электросетевого оборудования путем их модернизации, оптимизации работ по их реконструкции и техническому перевооружению, а также за счет применения оборудования с увеличенным жизненным циклом.

10) Автоматизация ПС, внедрение и развитие современных систем контроля технического состояния, автоматической диагностики и мониторинга технологического оборудования, систем релейной защиты и противоаварийной автоматики, систем связи, инженерных систем, коммерческого и технического учета электроэнергии; переход к созданию цифровых ПС без постоянного оперативного персонала.

11) Совершенствование технологий эксплуатации, технического обслуживания и ремонта. Обеспечение профессиональной подготовки эксплуатационного и ремонтного персонала с учетом внедрения новых технологий и инновационного оборудования.

12) Минимизация воздействия на окружающую среду при новом строительстве, реконструкции, эксплуатации и ремонте объектов.

13) Формирование стимулов для развития на территории Российской Федерации производства современных видов оборудования, строительных конструкций, а также роста научно-технического и проектного потенциалов.

1.2. Термины, определения и сокращения

Автоматизированная информационно-измерительная система коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ)

Иерархическая система, представляющая собой техническое устройство, функционально объединяющее совокупность метрологически аттестованных измерительно-информационных комплексов точек измерений, информационно-вычислительных комплексов электроустановок на уровне подстанций, информационно-вычислительного комплекса и системы обеспечения единого времени, и выполняющее функции проведения измерений, сбора, обработки и хранения результатов измерений, информации о состоянии объектов и средств измерений, а также передачи полученной информации в интегрированную автоматизированную систему управления коммерческим учетом в автоматизированном режиме, получению данных от смежных контрагентов, а также позволяющих производить достоверизацию данных приборов учета, формирования балансов электроэнергии в электросетевом комплексе различной степени детализации, проведение расчетов со смежными участниками ОРЭМ, РРЭМ и ОАО «АТС».

Автоматизированная система управления технологическими процессам (АСУ ТП) ПС

Программно-технический комплекс средств автоматизации ПС, интегрирующий в своем составе подсистемы сбора и передачи информации о параметрах работы оборудования и устройств ПС, диагностики и мониторинга технологического оборудования, РЗА, инженерных систем, управления оборудованием и устройствами с целью реализации задач управления технологическими процессами ПС в полном объеме.

Автоматизированная система технологического управления (АСТУ)

Совокупность взаимосвязанных технических и программных средств, обеспечивающих решение задач оперативно-технологического, ситуационно-аналитического и производственно-технического управления передачей и распределением электроэнергии.

Аттестация оборудования, технологий, материалов и систем

Оценка соответствия функциональных показателей предлагаемого к использованию на объектах электросетевого хозяйства оборудования, технологий, материалов и систем требованиям стандартов, корпоративных нормативно-технических документов, дополнительным требованиям электросетевого комплекса, а также условиям применения и возможности его использования на объектах электросетевого хозяйства.

Группа специалистов в составе представителей исполнительного аппарата, филиалов, дочерних и зависимых обществ ОАО «Россети» и экспертов — представителей научно-исследовательских, проектных и других организаций, привлеченных для проведения аттестации.

Безопасность дорожного движения

Состояние данного процесса, отражающее степень защищенности его участников от дорожно-транспортных происшествий и их последствий.

Воздушная линия электропередачи (BЛ)

Устройство для передачи электроэнергии по проводам, расположенным на открытом воздухе и прикрепленным при помощи изолирующих конструкций и арматуры к опорам, несущим конструкциям, кронштейнам и стойкам на инженерных сооружениях.

Граница балансовой принадлежности

Линия раздела объектов электроэнергетики между владельцами по признаку собственности или владения на ином, предусмотренном федеральными законами основании, определяющая границу эксплуатационной ответственности между сетевой организацией и потребителем услуг по передаче электрической энергии (потребителем электрической энергии, в интересах которого заключается договор об оказании услуг по передаче электрической энергии) за состояние и обслуживание электроустановок.

Граница эксплуатационной ответственности

Линия раздела объектов электросетевого хозяйства между сетевой организацией и потребителем услуг по передаче электрической энергии (потребителем электрической энергии, в интересах которого заключается договор об оказании услуг по передаче электрической энергии) по принципу ответственности за состояние и обслуживание электроустановок.

Комплекс программно-инструментальных и организационных мероприятий по определению технического состояния объекта.

Процесс определения технического состояния оборудования с поиском места и причин возникновения дефекта и вероятностным прогнозом дальнейшей работоспособности оборудования.

Доступ к информации

Возможность получения информации и ее использования.

Единая технологическая сеть связи электроэнергетики (ЕТССЭ)

Совокупность средств, узлов и линий связи, объединенных общими техническими, технологическими и организационными принципами, предназначенных для обеспечения управления технологическими процессами в производстве, передаче и распределении электроэнергии, диспетчерского управления и производственной деятельности электроэнергетики.

Единая национальная сеть (ЕНЭС)

Комплекс электрических сетей и иных объектов электросетевого хозяйства, принадлежащих на праве собственности или на ином предусмотренном федеральными законами основании субъектам электроэнергетики и обеспечивающих устойчивое снабжение электрической энергией потребителей, функционирование оптового рынка, а также параллельную работу российской электроэнергетической системы и электроэнергетических систем иностранных государств.

Единая энергетическая система России (ЕЭС России)

совокупность расположенных в пределах территории Российской Федерации объектов по производству электрической энергии, объектов электросетевого хозяйства и энергопринимающих установок потребителей электрической энергии, связанных общностью режима работы в непрерывном процессе производства, передачи, распределения и потребления электрической энергии в условиях централизованного оперативно-диспетчерского управления в электроэнергетике, осуществляемого системным оператором.

Заключение аттестационной комиссии

Документ, подтверждающий возможность применения аттестуемого оборудования на объектах электросетевого хозяйства.

Деятельность, направленная на предотвращение утечки защищаемой информации, несанкционированных и непреднамеренных воздействий на защищаемую информацию.

Измерительно-информационный комплекс точки измерений (ИИК)

Функционально объединенная и территориально локализованная совокупность метрологически аттестованных программно-технических средств учета электроэнергии по данной точке измерений, в которой формируются и преобразуются сигналы, содержащие количественную информацию об измеряемых величинах, реализуются вычислительные и логические операции, предусмотренные процессом измерений, а также интерфейс доступа к информации по данной точке измерений электроэнергии. Измерительно-информационный комплекс точки измерений является сложным измерительным каналом, представляющим собой совокупность нескольких простых измерительных каналов, сигналы с выхода которых используются для получения результата косвенных, совокупных или совместных измерений.

Конечный результат инновационной деятельности, получивший воплощение в виде нового или усовершенствованного продукта (товара, работы, услуги), производственного процесса, нового маркетингового метода или организационного метода в ведении бизнеса, организации рабочих мест или во внешних связях.

Результаты интеллектуальной деятельности и приравненные к ним средства индивидуализации юридических лиц, товаров, работ, услуг и предприятий, которым предоставляется правовая охрана.

Информационно-вычислительный комплекс (ИВК)

Совокупность функционально объединенных метрологически аттестованных программных, информационных и технических средств, предназначенная для решения задач диагностики состояний средств и объектов измерений, сбора, обработки и хранения результатов измерений, поступающих от ИВКЭ и ИИК субъекта ОРЭ, их агрегирование, а также обеспечения интерфейсов доступа к этой информации.

Процессы, методы поиска, сбора, хранения, обработки, предоставления, распространения информации и способы осуществления таких процессов и методов.

Технологическая система, предназначенная для передачи по линиям связи информации, доступ к которой осуществляется с использованием средств вычислительной техники.

Совокупность содержащейся в базах данных информации и обеспечивающих ее обработку информационных технологий и технических средств.

Кабельная линия электропередачи (КЛ)

Линия электропередачи, выполненная одним или несколькими кабелями с кабельной арматурой, уложенными непосредственно в землю, кабельные каналы, коллекторы, трубы, на кабельные конструкции.

Обязательное для выполнения лицом, получившим доступ к определенной информации, требование не передавать такую информацию третьим лицам без согласия ее обладателя.

Корпоративная информационная система управления (КИСУ)

Совокупность информационных систем электрических сетей, методологически и технически объединенных друг с другом специальными программными технологиями интеграции, предназначенная для повышения эффективности деятельности компании.

Линия электропередачи (ЛЭП)

Электроустановка, состоящая из проводов, кабелей, изолирующих элементов, несущих конструкций, предназначенная для передачи электрической энергии между двумя пунктами ЭЭС с возможным промежуточным отбором.

Наиболее крупная форма расселения, образующаяся при срастании большого количества соседних городских агломераций, отличающаяся развитой транспортной системой, плотной застройкой и численностью населения превышающей 1 миллион человек.

Метрологическое обеспечение измерений

Установление и применение научных и организационных основ, технических средств, правил и норм, необходимых для достижения требуемой точности измерений.

Комплекс мероприятий по усовершенствованию действующего электротехнического оборудования путем замены конструктивно измененных базовых узлов основного и вспомогательного оборудования, повышающих надежность, срок службы, мощность, производительность (пропускную способность) установок в целом.

Непрерывный контроль параметров объекта с применением автоматизированных систем, обеспечивающих сбор, хранение и обработку информации в режиме реального времени с оценкой состояния оборудования.

Несанкционированный доступ к информации

Доступ к информации, нарушающий правила разграничения доступа с использованием штатных средств, предоставляемых средствами вычислительной техники или автоматизированными системами.

Научно-исследовательская, опытно-конструкторская работа

Научно-исследовательские, опытно-конструкторские и технологические работы, направленные на получение новых знаний и их практическое применение при создании нового оборудования, технологий и материалов.

Строительство электросетевых объектов в целях создания новых производственных мощностей, осуществляемое на специально отведенных земельных участках.

Обеспечение безопасности дорожного движения

Деятельность, направленная на предупреждение причин возникновения дорожно-транспортных происшествий, снижение тяжести их последствий.

Объединенная энергосистема (ОЭС)

Совокупность нескольких территориальных энергосистем.

Комплекс мер по централизованному управлению технологическими режимами работы объектов электроэнергетики и энергопринимающих устройств потребителей электрической энергии, если эти объекты и устройства влияют на электроэнергетический режим работы энергетической системы и включены соответствующим субъектом оперативно-диспетчерского управления в электроэнергетике в перечень объектов, подлежащих такому управлению.

Комплекс мер по управлению технологическими режимами работы объектов электроэнергетики и энергопринимающих устройств потребителей электрической энергии, если эти объекты и устройства не включены субъектом оперативно-диспетчерского управления в электроэнергетике в перечень объектов, в отношении которых осуществляется выдача оперативных диспетчерских команд и распоряжений.

Оптовый рынок электрической энергии (мощности) (ОРЭМ)

сфера обращения особых товаров — электрической энергии и мощности — в рамках Единой энергетической системы России в границах единого экономического пространства Российской Федерации с участием крупных производителей и крупных покупателей электрической энергии и мощности, а также иных лиц, получивших статус субъекта оптового рынка и действующих на основе правил оптового рынка.

Проект, в составе которого предусмотрено применение инновационных технических решений (новой техники, систем управления, защиты и диагностики и т.д.), с целью их апробации на конкретном объекте.

Прибор учёта электрической энергии

Средство измерений количества электрической энергии (активной и/или реактивной), соответствующее требованиям нормативных правовых актов Российской Федерации по учету электрической энергии.

Материалы в текстовой форме и в виде карт (схем) и определяющую архитектурные, функционально-технологические, конструктивные и инженерно- технические решения для обеспечения строительства, реконструкции объектов капитального строительства, их частей, капитального ремонта.

Устройство, в котором установлены аппараты защиты и коммутационные аппараты (или только аппараты защиты) для отдельных электроприемников или их групп (электродвигателей, групповых щитков).

Реконструкция объектов капитального строительства (за исключением линейных объектов)

Изменение параметров объекта капитального строительства, его частей (высоты, количества этажей, площади, объема), в том числе надстройка, перестройка, расширение объекта капитального строительства, а также замена и (или) восстановление несущих строительных конструкций объекта капитального строительства, за исключением замены отдельных элементов таких конструкций на аналогичные или иные улучшающие показатели таких конструкций элементы и (или) восстановления указанных элементов.

Реконструкция линейных объектов

Изменение параметров линейных объектов или их участков (частей), которое влечет за собой изменение класса, категории и (или) первоначально установленных показателей функционирования таких объектов (мощности, грузоподъемности и других) или при котором требуется изменение границ полос отвода и (или) охранных зон таких объектов.

Релейная защита и автоматика (РЗА)

Релейная защита, сетевая автоматика, противоаварийная автоматика, режимная автоматика, регистраторы аварийных событий и процессов и технологическая автоматика объектов электроэнергетики.

Система защиты информации

Совокупность программных и технических средств зашиты информации и средств контроля эффективности защиты информации.

Система обеспечения информационной безопасности

Совокупность систем защиты информации и комплекс поддерживающих её организационных и технических мер противодействия угрозам.

Система управления качеством электроэнергии

Совокупность технических и организационных средств и мероприятий, направленных на контроль и достижение оптимальных параметров качества электроэнергии.

Техническое средство, предназначенное для измерений/преобразований, имеющее нормированные метрологические характеристики, воспроизводящее и/или хранящее единицу физической величины, размер которой принимают неизменной (в пределах установленной погрешности) в течение известного интервала времени.

Энергосистема в пределах территории одного или нескольких субъектов Российской Федерации.

Система целей, способов и форм воздействия, направленных на получение совокупности новых технических решений, обеспечивающих повышение эффективности, надежности, технического уровня и промышленной безопасности, создание и освоение новых технологий и техники передачи и распределения электроэнергии.

Комплекс работ, направленных на поддержание работоспособности или исправного состояния оборудования, конструкций и устройств, их надежной, безопасной и экономичной эксплуатации, проводимых с определенной периодичностью и последовательностью.

Комплекс работ на действующих объектах электрических сетей, направленный на повышение их технико-экономического уровня. Техническое перевооружение состоит в замене морально и физически устаревшего оборудования, конструкций и материалов новыми, более совершенными, с оптимизацией схем и компоновок и внедрение автоматизированных и автоматических систем управления и контроля и других современных средств управления производственным процессом, совершенствовании подсобного и вспомогательного хозяйства объекта в пределах ранее выделенных земельных участков.

Комплексное техническое перевооружение — полное или частичное обновление элементов объекта.

Документ, который принят международным договором Российской Федерации, ратифицированным в порядке, установленном законодательством Российской Федерации или межправительственным соглашением, заключенным в порядке, установленном законодательством Российской Федерации, или федеральным законом, или указом Президента Российской Федерации, или постановлением Правительства Российской Федерации, или нормативным правовым актом федерального органа исполнительной власти по техническому регулированию и устанавливает обязательные для применения и исполнения требования к объектам технического регулирования (продукции, в том числе зданиям, строениям и сооружениям или к связанным с требованиями к продукции процессам проектирования (включая изыскания), производства, строительства, монтажа, наладки, эксплуатации, хранения, перевозки, реализации и утилизации).

Правовое регулирование отношений в области установления, применения и исполнения обязательных требований к продукции или к связанным с ними процессам проектирования (включая изыскания), производства, строительства, монтажа, наладки, эксплуатации, хранения, перевозки, реализации и утилизации, а также в области установления и применения на добровольной основе требований к продукции, процессам проектирования (включая изыскания), производства, строительства, монтажа, наладки, эксплуатации, хранения, перевозки, реализации и утилизации, выполнению работ или оказанию услуг и правовое регулирование отношений в области оценки соответствия.

Управление ресурсом оборудования

Обеспечение облегченных режимов работы оборудования и проведение своевременных профилактических ремонтов по результатам диагностирования и мониторинга на период до планового ремонта.

Устройство преднамеренной неодновременной коммутации полюсов (УПНКП)

Контроллер, предназначенный для выполнения коммутации полюсов выключателя с преднамеренной задержкой (задержками) между коммутациями каждого полюса, трехполюсного комплекта выключателя с целью их коммутации в наперед заданные моменты времени по отношению к фазе тока или напряжения промышленной частоты.

Распределительное устройство вторичного напряжения понижающей подстанции энергосистемы, имеющей устройство для регулирования напряжения, к которому присоединены электрические сети конкретного энергорайона.

Комплекс работ по ведению требуемого режима работы оборудования, производству переключений, осмотров, диагностированию технического состояния оборудования, подготовки его к производству ремонта, технического обслуживания, выполняемых специально подготовленным и допущенным персоналом, контролю за соблюдением на объектах стандартов, норм, правил, инструкций, организации устранения отклонений от НТД и причин их вызывающих, планированию и приемке результатов технического обслуживания, ремонтов, модернизации, технического перевооружения, реконструкции и развития электрических сетей.

Смотрите так же:  Орм наблюдение судебная практика

Электрическая подстанция (ПС)

Электроустановка, предназначенная для преобразования и распределения электрической энергии.

Совокупность электрических ПС, распределительных устройств и соединяющих их ЛЭП, предназначенная для передачи и распределения электрической энергии.

Строительные конструкции, входящие в состав действующей электроустановки, на которых располагается электротехническое оборудование.

Совокупность машин, аппаратов, линий и вспомогательного оборудования (вместе с сооружениями и помещениями, в которых они установлены), предназначенных для производства, передачи, распределения и преобразования электрической энергии в т.ч. в другие виды энергии.

Электроэнергетическая система (ЭЭС)

Электрическая часть энергосистемы и питающиеся от нее приемники электрической энергии, объединенные общностью процесса производства, передачи, распределения и потребления электрической энергии.

Энергетическая система (энергосистема)

Совокупность электростанций, электрических и тепловых сетей, соединенных между собой и связанных общностью режимов в непрерывном процессе производства, преобразования, передачи и распределения электрической и тепловой энергии при общем управлении этим режимом.

Энергетическая эффективность передачи электроэнергии

Количественная оценка эффективности процесса передачи электроэнергии, характеризующая уровень технологии, используемой для преобразования и сохранения параметров источника энергии.

Реализация организационных, правовых, технических, технологических, экономических и иных мер, направленных на уменьшение объема используемых энергетических ресурсов при сохранении соответствующего полезного эффекта от их использования (в том числе объема произведенной продукции, выполненных работ, оказанных услуг).

Электросетевой комплекс (ЭСК)

Совокупность объектов электросетевого хозяйства, включая объекты ЕНЭС и территориальные распределительные сети.

Отношение затраченных ресурсов к полученным результатам. Приоритетной (основной) оценкой эффективности является снижение удельных затрат и минимизация совокупной стоимости владения в течении жизненного цикла.

автоматический ввод резерва (резервного питания);

автоматизированная информационно-измерительная система контроля и учета электрической энергии;

акционерное общество энергетики и электрификации;

автоматическое повторное включение;

автоматизированное рабочее место;

автоматизированная система диспетчерского управления;

автоматизированные системы технологического управления;

автоматизированная система управления;

автоматизированная система управления технологическими процессами;

батарея статических конденсаторов;

воздушная линия электропередачи;

воздушная линия с защищенными проводами;

воздушная линия с самонесущими изолированными проводами;

дочернее и зависимое общество (МРСК/РСК), осуществляющее деятельность по передаче и распределению электрической энергии, акциями которого владеет ОАО «Россети»;

закрытое распределительное устройство;

закрытая трансформаторная подстанция;

измерительная система (информационно-измерительная система);

корпоративная информационная система управления;

кабельная линия электропередачи;

комплектное распределительное устройство;

комплектное распределительное устройство с элегазовой изоляцией;

комплектные стационарные распределительные устройства одностороннего обслуживания;

комплектная трансформаторная подстанция;

максимально допустимый переток;

Межрегиональная распределительная сетевая компания (ДЗО ОАО «Россети»)

мачтовая трансформаторная подстанция;

Международная электротехническая комиссия;

научно-исследовательские и опытно-конструкторские работы;

нормативные правовые акты;

оперативное диспетчерское управление в электроэнергетике;

однофазное замыкание на землю;

ограничитель перенапряжения нелинейный;

открытое распределительное устройство;

объединенная энергетическая система;

присоединение измерения напряжения;

Российская академия наук;

регистрация аварийных событий и процессов;

релейная защита и автоматика;

расчетные климатические условия;

регулирование напряжения под нагрузкой;

расширение, реконструкция и техническое перевооружение;

распределительная электрическая сеть;

распределительная сетевая компания (ДЗО ОАО «Россети»);

распределительная трансформаторная подстанция;

район электрических сетей;

переключение ответвлений без возбуждения;

степень загрязненности атмосферы;

самонесущий изолированный провод;

совмещенное производственное здание;

система управления рисками;

техническое обслуживание и ремонт;

трансформатор собственных нужд;

ультракороткие волны (радиоволны);

устройство преднамеренной неодновременной коммутации полюсов;

устройство резервирования при отказе выключателя;

управляемый шунтирующий реактор;

центр питания (понижающая подстанция) напряжением 35-110(220)/6-20 кВ;

Для обозначения обязательности выполнения технических требований в Положении применяются понятия «должен», «следует», «необходимо» и производные от них. Требования обязательности не распространяются на правовую самостоятельность органов управления ДЗО при принятии ими решений в рамках их компетенции в соответствии с действующим законодательством и уставами ДЗО.

Понятие «как правило» означают, что данное техническое требование является преобладающим, а отступление от него должно быть обосновано.

Понятие «допускается» означает, что данное техническое требование или решение применяется в виде исключения, как вынужденное при соответствующем обосновании (вследствие стесненных условий, ограниченных ресурсов, отсутствия необходимого электротехнического оборудования, изделий и материалов и т.п.).

Понятие «рекомендуется» означает, что данное техническое решение является приоритетным, но не обязательным.

При выборе рациональных размеров и норм необходимо учитывать опыт эксплуатации и монтажа, требования электрической и экологической безопасности.

1.3. Анализ текущего состояния объектов электросетевого комплекса

1.3.1. Анализ состояния магистральных электрических сетей

На 01.01.2013 года общая протяжённость воздушных и кабельных линий электропередачи магистрального электросетевого комплекса напряжением до 1150 кВ (в т.ч. арендуемых) составляет 131583,063 км, в том числе:

— линий напряжением 1150 кВ — 948,8 км;

— линий напряжением 750 кВ — 3708,468 км (в т.ч. BЛ-800 кВ);

— линий напряжением 500 кВ — 36722,39 км (в т.ч. BЛ-400 кВ);

— линий напряжением 330 кВ — 10984,735 км;

— линий напряжением 220 кВ — 77540,93 км;

— линий напряжением 110 кВ — 1206,76 км (в т.ч. BЛ-150 кВ);

— линий напряжением 0,4-35 кВ — 470,98 км.

Общее количество трансформаторных подстанций и распределительных пунктов напряжением 35 кВ и выше, находящихся в эксплуатации (в т.ч. арендуемых), составляет 885 ед., в том числе:

— напряжением 1150 кВ — 3 ед.;

— напряжением 750 кВ — 12 ед.; (в т.ч. 3 ед. ПС 800 кВ)

— напряжением 500 кВ — 104 ед. (в т.ч. 1 ед. ПС 400 кВ);

— напряжением 330 кВ — 68 ед.;

— напряжением 220 кВ — 612 ед.;

— напряжением 35-110 кВ — 42 ед.;

— напряжением 10 кВ — 44 ед.

Состояние производственных активов сетей ЕНЭС характеризуется следующим объемом оборудования со сверхнормативным (более 25 лет) сроком службы: 56% для ПС и 77% для ЛЭП, при этом доля оборудования, находящегося в эксплуатации более 35 лет для ПС и более 40 лет для ЛЭП, составляет 20% и 35% соответственно.

По состоянию на 01.01.2013 доля ЛЭП, находящихся в эксплуатации более 25 лет, в разрезе классов напряжения составила:

— ЛЭП 1150 кВ — 45%;

— ЛЭП 110 кВ и ниже — 73%.

По состоянию на 01.01.2013 доля основного оборудования ПС, находящегося в эксплуатации более 25 лет, в разрезе классов напряжения составила:

— ПС 110 кВ и ниже — 48%.

По итогам формирования балансов электрической энергии в сетях ЕНЭС за 2012 год величина потерь электроэнергии в сети ЕНЭС, отнесенная к сальдированному отпуску электроэнергии из сети ЕНЭС в сети распределительных сетевых компаний, потребителей и независимых АО-энерго, составила 4,24%.

Структура фактических потерь электроэнергии в сетях ЕНЭС по итогам 2012 года следующая:

— условно-постоянные потери электроэнергии в сети ЕНЭС составили 41,1% от общего объема потерь электроэнергии в сети ЕНЭС;

— нагрузочные (переменные) потери электроэнергии в сети ЕНЭС составили 58,9% от общего объема потерь электроэнергии в сети ЕНЭС.

Установленное на объектах ЕНЭС основное электротехническое оборудование, функционирующее в непрерывном производственном цикле, определяющее надежность и экономичность работы, изготовлено, в основном, в пятидесятые-семидесятые годы прошедшего столетия и уступает современным разработкам по техническим характеристикам, массогабаритным показателям и показателям надежности, требует периодического, возрастающего по объемам с ростом срока службы ремонтного обслуживания.

Автоматизация технологических процессов на 01.01.2013 выполнена на 94 ПС, в стадии выполнения находятся еще 25 ПС. Поэтому основная схема организации эксплуатации ориентирована, прежде всего, на круглосуточное пребывание на них обслуживающего (оперативного) персонала, контролирующего состояние объекта и выполняющего оперативные переключения.

На объектах ЕНЭС преобладает парк морально и физически устаревшей аппаратуры сбора и передачи телеинформации.

Находящиеся в эксплуатации микропроцессорные устройства релейной защиты, сетевой автоматики и противоаварийной автоматики на ПС ЕНЭС составляют 15% от общего количества.

Существующие в настоящее время на ПС ОАО «ФСК ЕЭС» автоматизированные системы учета электроэнергии в основном соответствуют техническим требованиям оптового рынка электроэнергии, за исключением метрологических характеристик измерительных трансформаторов. Для обеспечения надежной работы ЕНЭС ежегодно с 2010 года обновляется парк машин и механизмов, для чего в инвестиционной программе по проекту «Оснащение авто-, спецтехникой и средствами механизации филиалов ОАО «ФСК ЕЭС» запланировано выделение средств до 2020 года.

В 2012 году было отмечено снижение средней удельной аварийности по ОАО «ФСК ЕЭС», что в первую очередь обусловлено значительным уменьшением количества технологических нарушений из-за недостатков эксплуатации и ремонта высоковольтных выключателей, устройств РЗА и повреждений ОСИ.

Наиболее часто встречающимися причинами повреждений оборудования подстанций являются износ оборудования, недостатки эксплуатации и ремонтов, а также дефекты изготовления оборудования.

Основные причины повреждения линий электропередачи — грозовые отключения, загрязнение изоляции, воздействие сторонних лиц и организаций, пожары. Также остается стабильно высоким количество технологических нарушений из-за падения боковых деревьев. В 2013 году значение данного показателя обусловлено ростом числа технологических нарушений, связанных с валкой деревьев на провода BЛ при организации и выполнении целевых программ по расширению просек BЛ.

Реформирование электроэнергетики оказало значительное влияние на функционирование ЕТССЭ. Существовавшая в рамках РАО «ЕЭС России» сеть связи в результате реформирования была разделена между отдельными собственниками по отраслевому признаку (генерация, сбыт, сетевые компании и др.), что привело к:

— децентрализации систем связи;

— исчезновению единой системы управления сетью связи и системы ее эксплуатации;

— исчезновению единой системы контроля и управления качеством услуг;

— снижению числа высококвалифицированных кадров.

Оборудование ЕТССЭ на 50% является аналоговым, находится в эксплуатации в среднем 20-30 лет, в значительной степени изношено (60-75%), не отвечает современным требованиям по показателям надёжности и требует значительной трудоемкости в обслуживании, а также повышенного потребления электроэнергии.

1.3.2. Анализ состояния распределительных электрических сетей

В распределительных электрических сетях, находящихся на балансе операционных компаний, используются сети напряжением 0,4-220 кВ.

Общая протяжённость воздушных и кабельных линий электропередачи напряжением 0,4-110 (220) кВ составляет 2109693,7 км, в том числе:

— линий напряжением 220 кВ — 2895,4 км;

— линий напряжением 110 кВ — 254345,5 км (в т.ч. ЛЭП 60 и 150 кВ);

— линий напряжением 35 кВ — 162722 км;

— линий напряжением 6-20 кВ — 947143,2 км;

— линий напряжением 0,4 кВ — 742587,6 км.

Общее количество трансформаторных подстанций, находящихся в эксплуатации составляет 461864 ед., в том числе:

— напряжением 110-220 кВ — 6884 ед.;

— напряжением 35 кВ — 7304 ед.;

— напряжением 6-20 кВ — 447676 ед.

Средняя степень износа электросетевых объектов, включая здания и сооружения, составляет свыше 70%.

Воздушные линии напряжением 0,4-20 кВ построены по радиальному принципу с использованием, в основном, алюминиевых, неизолированных проводов малых сечений, а также деревянных и железобетонных опор с механической прочностью не более 27-35 кН·м.

Линии электропередачи напряжением 0,4-110 (220) кВ проектировались по критерию минимума затрат, а расчетные климатические условия принимались с повторяемостью один раз в 5 -10 лет.

Кабельные сети построены по петлевой схеме или в виде двухлучевой схемы с одно- или двухтрансформаторными подстанциями. В качестве силового кабеля использовался в основном кабель с бумажной пропитанной маслом изоляцией с алюминиевыми жилами.

Трансформаторные ПС 35-110 (220) кВ в основном укомплектованы двумя силовыми трансформаторами и построены с двухсторонним питанием на стороне высшего напряжения. Количество указанных подстанций составляет примерно 70% от общего числа подстанций данного класса напряжения.

На вышеуказанных подстанциях установлены трансформаторы с устройствами РПН в количестве 16694 ед., что составляет 68% от общего количества трансформаторов — 24522 ед.

В сетях, подключенных к трансформаторам, не оборудованным устройствами РПН, как правило, происходят отклонения напряжения на шинах потребительских подстанций выше предельно допустимых значений.

Более половины парка силовых трансформаторов требует замены.

Трансформаторные подстанции 6-20/0,4 кВ подключены к сетям, как правило, по тупиковой схеме в однотрансформаторном исполнении. Из общего числа трансформаторных подстанций напряжением 6-20/0,4 кВ, в закрытом исполнении выполнены 62055 ед., или 14%.

В эксплуатации свыше 30 лет находится более 55% подстанций.

Уровень автоматизации сетей 35-110 (220) кВ и особенно 6-20 кВ значительно отстает от аналогичного показателя в развитых странах. Только 38% от общего количества центров питания оснащены телесигнализацией и менее 16% имеют телеуправление.

Предприятия электрических сетей и около 78% районов электрических сетей имеют диспетчерские пункты, из которых только 60% оснащены диспетчерскими щитами.

Находящиеся в эксплуатации устройства телемеханики работают 10 лет и более.

В качестве каналов связи применяются системы высокочастотной связи по линиям электропередачи, а также проводным линиям связи (кабельным), радиоканалам УКВ связи и PPЛ.

Телемеханизация пунктов секционирования и автоматического включения резерва, распределительных пунктов и подстанций напряжением 6-20 кВ носит ограниченный характер.

Релейная защита и автоматика выполнена в основном с использованием электромеханических реле (

91%), которые имеют значительный разброс характеристик срабатывания реле по току и времени, обладают недостаточной чувствительностью.

Около 60% всех комплектов релейной защиты находятся в эксплуатации более 30 лет.

Средний технический уровень установленного подстанционного оборудования в сетях по многим параметрам соответствует оборудованию, которое эксплуатировалось в технически развитых странах мира 25-30 лет назад.

Начиная с 1990 года, вследствие объективных экономических условий, сократились темпы реконструкции, технического перевооружения и нового строительства распределительных электросетевых объектов. В результате динамика изменения физического износа сетевых объектов получила устойчивую тенденцию к росту.

При этом использование физически изношенного электротехнического оборудования и изделий требует дополнительных эксплуатационных затрат.

Показатели надежности электроснабжения в связи с высоким износом распределительных электрических сетей за последние годы снижаются.

В сетях напряжением 6-20 кВ происходит, в среднем, до 30 отключений в год в расчете на 100 км воздушных и кабельных линий. В сетях напряжением 0,4 кВ — до 100 отключений в год на 100 км.

Причинами повреждений на BЛ 6-20 кВ являются:

— изношенность конструкций и материалов при эксплуатации — 18%;

— климатические воздействия (ветер, гололед и их сочетание) выше расчетных значений — 19%;

— грозовые перенапряжения — 13%;

— несоблюдение требований эксплуатации, ошибки персонала — 6%;

— посторонние, несанкционированные воздействия — 16%;

— невыясненные причины повреждений — 28%.

Кабельные линии в классах напряжения 0,4-110 (220) кВ в основном повреждаются по следующим причинам:

— дефекты прокладки — 20%;

— естественное старение силовых кабелей — 31%;

— механические повреждения — 30%;

— заводские дефекты — 10%;

Наиболее часто встречающимися повреждениями силовых трансформаторов 35-110 (220) кВ являются отказы, вызванные снижением диэлектрических свойств изоляции, повреждениями комплектующих устройств, таких, как переключатели ответвлений, устройства регулирования напряжения и вводы. Причинами повреждений трансформаторов, устройств регулирования напряжения и вводов являются дефекты конструкций, при их изготовлении, монтаже и ремонте, а также несоблюдение правил и норм эксплуатации, перенапряжения при однофазных замыканиях на землю в сетях 6-35 кВ, ударные токи и перегрузки.

Механизация ремонтов и технического обслуживания линий электропередачи и подстанций осуществляется с использованием транспортных и технических средств общего и специального назначения, строительных машин и механизмов, парк которых в основном морально устарел и не всегда отвечает современным требованиям эксплуатации и ремонтов. Отечественная техника по сравнению с аналогичными зарубежными образцами значительно уступает по функциональным возможностям, скорости выполнения операций и удобству управления.

Доля машин и механизмов, находящихся в неудовлетворительном для эксплуатации состоянии, составляет около 28%.

Оснащенность специальными самоходными средствами механизации находится по разным видам в пределах 56-97%.

Среднее значение потерь электрической энергии в сетях напряжением 0,4-110 (220) кВ составляет 8,4%.

На долю потерь электрической энергии при её передаче по сетям, находящимся на балансе МРСК, приходится примерно 78% от общей величины потерь в электрических сетях России, включая сети ЭСК, в том числе:

— в сетях ВН — 25,4%

— в сетях СН1 — 5,5%

— в сетях СН2 — 24,6%

— в сетях НН — 22,6%

В распределительных электрических сетях потери электроэнергии, не зависящие от нагрузки или «условно-постоянные» потери, составляют 23%. При этом в структуре потерь независящих от нагрузки, на потери холостого хода в трансформаторах приходится 67%, на собственные нужды подстанций — 11%, а прочие потери суммарно составляют 22%.

Потери электроэнергии, зависящие от величины, передаваемой по сети мощности или «нагрузочные» потери составляют 74% от общего значения потерь. В составе «нагрузочных» потерь 86% составляют потери в линиях электропередачи, а 14% — в трансформаторах.

2. Основные направления Единой технической политики в электросетевом комплексе

В разделе изложены перспективные технические решения, технологии, важнейшие характеристики основных видов оборудования, а также ограничения по применению устаревших технологий и оборудования.

2.1. Развитие электросетевого комплекса

Электрическая сеть ЕЭС России в соответствии с выполняемыми функциями подразделяются на объекты Единой национальной (общероссийской) электрической сети (ЕНЭС) и объекты территориальной распределительной сети.

ЕНЭС формирует большую часть Единой энергетической системы России, осуществляет прием электрической энергии от электростанций и ее передачу до подстанций, являющихся центрами питания, объединяя на параллельную работу основные электростанции и узлы нагрузки, обеспечивает параллельную работу ЕЭС России с энергосистемами других стран, включая экспорт и импорт электрической энергии.

Территориальная распределительная сеть обеспечивает передачу электроэнергии от подстанций ЕНЭС, объектов генерации и объектов других собственников до центров распределения — распределительных подстанций с доведением ее до конечных потребителей, а также обеспечивает передачу и распределение электроэнергии от электростанций, присоединенных к данному типу сети.

При развитии электрических сетей необходимо руководствоваться следующими основными критериями:

— надежность: электрическая сеть должна обеспечивать выдачу мощности электрических станций, транспорт электрической энергии и энергоснабжение потребителей для нормальной и основных ремонтных схем, при нормативных аварийных возмущениях;

— доступность: электрическая сеть должна обеспечивать всем субъектам оптового/розничного рынков электроэнергии и мощности условия для беспрепятственной поставки на рынок своей продукции (электроэнергии и мощности) на конкурентной основе при наличии спроса на нее; обеспечивать всем субъектам оптового/розничного рынков возможности получения электроэнергии и мощности в необходимом объеме с требуемой надежностью и качеством, удовлетворяющим нормативным требованиям;

— экономичность: развитие сети должно обеспечивать максимальную экономичность при условии обеспечения требуемого уровня надежности, в том числе способствовать снижению затрат и потерь на передачу электроэнергии, а также на эксплуатацию оборудования;

— необслуживаемость: развитие сети должно обеспечить минимизацию потребности участия человек в процессах эксплуатации, техническом обслуживание и управление.

гибкость: электрическая сеть должна обладать достаточной гибкостью, позволяющей осуществлять ее поэтапное развитие и иметь резервы для адаптации к изменениям внешних условий (рост нагрузок и развитие электростанций, изменения направления и величины потоков мощности, осуществление межгосударственных договоров по поставке электроэнергии и др.);

эффективность: развитие электрической сети должно осуществляться для достижения наилучших экономических показателей энергосистемы в целом при максимальной оптимизации использования имеющихся производственных активов независимо от форм собственности объектов электроэнергетики;

инновационность: проектирование развития электрической сети должно осуществляться с учетом последних достижений науки и техники;

экологичность: развитие электрической сети должно соответствовать требованиям охраны окружающей среды, предусматривать внедрение инновационных решений, способствующих снижению негативного воздействия объектов электроэнергетики на окружающую среду, а также исключению случаев нанесения ущерба окружающей среде;

— безопасность: развитие электрической сети должно быть направлено на обеспечение энергобезопасности ЕЭС России.

2.1.1. Общие требования к разработке схем развития электросетевого комплекса и схем выдачи мощности объектов генерации

Задачей схем развития является разработка с учетом новых технологий и технико-экономическое обоснование решений, определяющих эффективное и надежное развитие энергосистем с целью обеспечения спроса на электрическую энергию и мощность, формирования стабильных и благоприятных условий для привлечения инвестиций в строительство объектов электроэнергетики.

Планирование развития энергосистем включает в себя разработку следующих документов:

Генеральная схема размещения объектов электроэнергетики, которая формируется на 15 лет (с корректировкой не реже 1 раза в 3 года) с детализацией по ОЭС;

Схема и программа развития ЕЭС России, разрабатываемая ежегодно с учетом Генеральной схемы и определяющая сбалансированные планы по развитию сетевой инфраструктуры и генерирующих мощностей на 7-летний период;

Схемы и программы развития электроэнергетики субъектов Российской Федерации, разрабатываемые на 5-летний период ежегодно с учетом схемы и программы развития ЕЭС России;

Схемы развития электрических сетей на территориях субъектов Российской федерации и муниципальных образований, в сельской местности, крупных городах, схемы выдачи мощности электростанций, схемы внешнего электроснабжения промышленных предприятий, перекачивающих станций нефте-, газо- и продуктопроводов, каналов, мелиоративных систем, электрифицируемых участков железных дорог, а также энергетические разделы схем районных планировок и генеральных планов городов.

Основными принципами выполнения работ по перспективному развитию энергосистем являются:

— скоординированность схем и программ перспективного развития электроэнергетики и инвестиционных программ субъектов электроэнергетики;

— скоординированное развитие схем ЕНЭС и территориальной распределительной электрической сети;

— технико-экономическое сопоставление вариантов развития;

— скоординированное развитие генерирующих мощностей и сетевой инфраструктуры: скоординированное планирование строительства и ввода в эксплуатацию, а также вывода из эксплуатации генерирующих мощностей и объектов сетевой инфраструктуры;

— своевременное выявление «узких мест» в развитии электроэнергетики страны;

— обеспечение баланса между производством и потреблением, в том числе предотвращение возникновения локальных дефицитов производства электрической энергии и мощности и ограничения пропускной способности электрических сетей;

— информационный обмен перспективными планами развития между организациями коммерческой и технологической инфраструктуры отрасли, субъектами электроэнергетики, инвесторами;

— публичность и открытость государственных инвестиционных стратегий и решений.

В составе работ по развитию энергосистем и электрических сетей выполняется предварительное определение части параметров намечаемых к сооружению электростанций (электрическая часть), подстанций и линий электропередачи, уточняемых на последующих стадиях проектирования этих объектов:

— рекомендации по объемам нового строительства, реконструкции и техническому перевооружению сетевых объектов с оценкой физических и экономических параметров;

— технические мероприятия, направленные на увеличение пропускной способности сети и снижение расходов на ее обслуживание и ремонт;

— мероприятия по повышению надежности, управляемости и контроля параметров электрической сети и ее элементов;

— мероприятия по энергоэффективности и энергосбережению, включая рекомендации по снижению технических и коммерческих потерь;

— предложения по совершенствованию эксплуатации и применению передового оборудования, изделий, материалов, а также инновационных технологий при строительстве, реконструкции и техническом перевооружении электросетевых объектов.

2.1.2. Основные принципы развития электрических сетей

2.1.2.1. Планирование схемы развития ЕНЭС

Планирование схемы развития ЕНЭС должно основываться на Схеме и программе развития ЕЭС России, при этом:

— схема и элементы должны обеспечить требуемые уровни надежности

— схема ЕНЭС должна обладать достаточной «гибкостью», позволяющей осуществлять ее поэтапное развитие в направлении перехода к созданию интеллектуальной сети, обеспечивать возможность адаптации к изменениям направлений и величины перетоков мощности в условиях роста нагрузки и развития электростанций; обеспечивать готовность электрической сети, в т.ч. к выполнению условий межгосударственных договоров по поставке электроэнергии;

— системный подход, обеспечивающий максимальный положительный эффект от проводимых технических мероприятий;

— при разработке схем перспективного развития ЕНЭС, а также при комплексном техническом перевооружении и реконструкции ПС следует:

— рассматривать возможность организации нескольких смежных центров питания ограниченной мощности с целью повышения надежности;

— обеспечивать обоснованную фиксацию максимальных значений токов короткого замыкания в сетях различных классов напряжения с выработкой технических решений по их ограничению.

— пропускная способность ЕНЭС при ее развитии должна определяться исходя из условий обеспечения надежности и перспективных балансов электрической энергии и мощности отдельных частей ЕЭС России;

— увеличение пропускной способности ЕНЭС в процессе ее развития должно осуществляется с выполнением технико-экономического обоснования за счет:

повышения пропускной способности существующих объектов за счет применения современных источников реактивной мощности и перераспределения перетоков мощности между сетями различного класса напряжения, продольной компенсации, применения современных типов проводов ЛЭП;

— постепенного расширения за счет строительства ЛЭП того же класса напряжения, вводов дополнительной трансформаторной мощности, при этом между двумя узлами сети по одной трассе должно сооружаться, как правило, не более двух ЛЭП одного класса напряжения;

— при необходимости дополнительного повышения пропускной способности следует рассматривать строительство новых и/или перевод существующих объектов на более высокие классы напряжения;

— внедрения современных систем и методов управления, мониторинга, расчета параметров электроэнергетического режима, современных устройств РЗА для повышения МДП и минимизации ущерба оборудованию и потребителям;

— должны предусматриваться системы мониторинга (автоматической диагностики) допустимой загрузки оборудования и ЛЭП в режиме реального времени;

— привязка ЛЭП должна осуществляться преимущественно к крупным узлам нагрузки, без создания прямых связей между электростанциями и с максимальным использованием существующих электрических сетей и электросетевой инфраструктуры;

— развитие ЕНЭС должно соответствовать требованиям охраны окружающей среды;

— необходимо обеспечивать уровни надежности электроснабжения в соответствии с требованием государственных, отраслевых нормативных правовых актов и Стандартов организации;

— следует предусматривать технические и организационные мероприятия, направленные на обеспечение нормированных показателей качества электрической энергии;

— использование новых средств автоматизации и новых технологий обслуживания.

Напряжения объектов электрических сетей переменного тока выбираются в соответствии со шкалой номинальных напряжений согласно ГОСТ 721-77. При этом при перспективном развитии ЕНЭС, а также при комплексной реконструкции и техническом перевооружении объектов ЕНЭС необходимо обоснованно минимизировать количество энергообъектов, связывающих электрические сети, относящиеся к различным системам номинальных напряжений:

Схемы выдачи мощности электростанций установленной мощностью 50 МВт и выше должны обеспечивать:

— выдачу всей располагаемой мощности электростанции с учетом отбора нагрузки на собственные нужды в нормальной и единичной ремонтной схеме (при ремонте одной отходящей от шин электростанции линии электропередачи, автотрансформатора связи распределительных устройств электростанции, выключателя или системы шин распределительного устройства электростанции или электросетевого элемента в прилегающей к электростанции электрической сети);

— отсутствие управляющих воздействий на отключение генераторов или длительную разгрузку турбин (ограничение мощности) при нормативных возмущениях в нормальной схеме;

— объем управляющих воздействий на отключение генераторов или длительную разгрузку турбин (ограничение мощности) при нормативных возмущениях в единичной ремонтной схеме не превышающий требуемого ограничения выдачи мощности электростанции в послеаварийном режиме.

Допустимость воздействия противоаварийной автоматики на отключение генераторов или длительную разгрузку турбин для обеспечения динамической устойчивости электростанций с высшим классом напряжения распределительного устройства 220 кВ и ниже (за исключением атомных электростанций) при наиболее тяжелых нормативных возмущениях в нормальной схеме определяется при конкретном проектировании.

Для всех типов электростанций независимо от класса напряжения распределительного устройства при возникновении нормативных возмущений в нормальной и единичной ремонтной схеме допускается воздействие противоаварийной автоматики на импульсную разгрузку турбин.

При необходимости передачи больших объемов электрической энергии на значительные расстояния, должен проводиться сравнительный технико-экономический анализ вариантов выполнения электропередачи как на переменном, так и на постоянном токе.

2.1.2.2. Территориальные распределительные электрические сети

Технические решения, реализуемые при развитии территориальных распределительных электрических сетей, должны обеспечивать:

Смотрите так же:  Как оформить машину на себя по договору купли продажи

— нормированные уровни надежности для каждой группы потребителей;

— требуемое качество электроэнергии у потребителей;

— экономически обоснованный уровень потерь электроэнергии в элементах сети;

— поддержание требуемых параметров технологического режима работы оборудования при изменении электрических нагрузок;

— снижение эксплуатационных затрат.

Места строительства трансформаторных подстанций 35-110 кВ (центров питания), их мощность и рабочее напряжение по высокой стороне выбираются в зависимости от размещения центров нагрузки, а также категорийности потребителей и технических параметров оборудования.

При этом длина отходящих ЛЭП 6-20 кВ от РУ центра питания должна определяться с учетом технико-экономического обоснования и исходя из условий соблюдения параметров качества электрической энергии для наиболее удаленных потребителей и, как правило, не должна превышать (без учета ответвлений):

— для ЛЭП 6 кВ — 10-15км

— для ЛЭП 10 кВ — 15-20км,

— для ЛЭП 20 кВ — 25-30 км.

Центры питания с высшим напряжением 35-110 (220) кВ должны подключаться не менее чем к двум независимым источникам питания и, как правило, иметь не менее двух силовых трансформаторов на подстанции.

Подстанции 35 кВ, РП, ТП 6-20 кВ, снабжающие потребителей только третьей категории, могут иметь один трансформатор и один независимый источник питания. При этом должно обеспечиваться нормативное время замены трансформатора в случае его повреждения.

Подключение центров питания к существующей сети может производиться по одноцепным и двухцепным линиям, а также линиям электропередачи с большим количеством цепей с учетом требований по надежности электроснабжения и категорийности потребителей, подключенных к данной ПС.

При развитии сетей 110 кВ рекомендуется обеспечивать двухстороннее питание подстанций, присоединенных к одноцепной ВЛ 110 кВ. Длина такой ВЛ, как правило, не должна быть больше 120 км, а количество присоединяемых промежуточных подстанций не должно, как правило, быть больше трех.

Развитие сети 35 кВ и ниже должно осуществляться преимущественно с использованием магистральных схем. Длина ЛЭП 35 кВ, как правило, не должна превышать 50 км.

Под магистралью следует понимать линии электропередачи, питающие последовательно несколько подстанций и/или имеющие ответвления (отпайки). Под магистралью также следует понимать линии электропередачи без ответвлений, отходящие от секций шин РУ 6-20 кВ ПС 35-110 кВ до РП или РТП 6-20 кВ. Применяются схемы с одиночными и двойными магистралями, имеющими питание от одного центра питания и имеющими питание от двух центров питания (с точкой деления в схеме нормального режима). Точки деления в зависимости от требований к надежности могут быть оборудованы АВР. При наличии на магистралях ответвлений (отпаек) рекомендуется, в целях повышения надёжности электроснабжения потребителей, секционировать магистрали управляемыми автоматическими выключателями (реклоузерами). Также, в зависимости от протяжённости ответвлений (отпаек) и подключенной нагрузки, они могут быть оборудованы автоматическими отключающими коммутационными аппаратами, в том числе реклоузерами.

Для повышения пропускной способности сети и восприимчивости к изменениям электрических нагрузок без нарушения показателей качества поставляемой потребителю электроэнергии, допускается на магистралях устанавливать вольтодобавочные трансформаторы и (или) средства компенсации реактивной мощности

Сечение проводов (жил кабелей) на магистралях не должно изменяться по всей их длине.

Схемы развития территориальных распределительных электрических сетей 35-110 кВ должны разрабатываться на основе схем и программ развития электроэнергетики субъектов Российской Федерации.

Развитие распределительных электрических сетей напряжением 6-20 кВ и ниже должно осуществляться с учетом утвержденных Схем развития районов распределительных электрических сетей, территориально охватывающих, как правило, административные районы (административные образования) субъектов РФ, которые должны разрабатываться с учетом схем и программ развития электроэнергетики субъектов Российской Федерации.

Электрические сети 6-20 кВ с воздушными линиями также сооружаются преимущественно с использованием магистральных схем. При соответствующем технико-экономическом обосновании применяются радиальные схемы.

В сетях с преобладанием кабельных линий передачи (городские сети) применение магистральных или радиальных схем определяется технико-экономическим обоснованием. Для питания ответственных потребителей преимущественно должны использоваться кабельные линии от двух независимых центров питания.

При проектировании сетей напряжением 0,4 кВ необходимо учитывать следующие основные требования:

— сети должны строиться по радиальному принципу, как правило, в полнофазном исполнении;

— для ответственных потребителей, при организации сетевого резерва, необходимо устанавливать устройства АВР непосредственно на вводе 0,4 кВ;

— воздушные линии электропередачи должны выполняться только с применением самонесущих изолированных проводов одного сечения по всей длине линии (без учета отпаек);

— в городах и населенных пунктах рекомендуется прокладывать линии электропередачи напряжением 0,4 кВ в кабельном исполнении, при этом допускается, как исключение, прокладка вводов кабелем, проводом СИП (с изолированной нулевой жилой) по стенам зданий и сооружениям;

— не допускается прокладка магистралей по стенам зданий и сооружениям;

— не допускается реконструкция и новое строительство воздушных линий электропередачи напряжением 0,4 кВ с применением неизолированных проводов;

— длина BЛ (КЛ) 0,4 кВ не должна, как правило, превышать 0,5 км от центра питания до наиболее удаленной точки и 2 км суммарной длины ВЛ 0,4 кВ.

Сокращение общей протяжённости распределительных сетей напряжением 0,4 кВ должно осуществляться, как правило, посредством применения столбовых трансформаторных подстанций 6(10)/0,4 кВ на основе технико-экономического обоснования с учетом выполнения требований по электробезопасности.

2.1.3. Особенности развития электрических сетей мегаполисов

В мегаполисах должны преимущественно использоваться кабельные линии электропередачи различных классов напряжения, а проходящие по их территории воздушные линии электропередачи должны постепенно заменяться кабельными или газоизолированными линиями.

При построении основной сети мегаполисов необходимо рассматривать создание глубоких вводов на номинальном напряжении до 500 кВ включительно.

Внешнее электроснабжение мегаполиса должно быть организовано с соблюдением следующих требований:

Пропускная способность электрических сетей, обеспечивающих связь объектов электроэнергетики, расположенных на территории мегаполиса, с объединенной энергосистемой должна составлять не менее 20 процентов от суммарной нагрузки потребителей мегаполиса.

Наличие трех и более опорных подстанций высшим классом напряжения 220 кВ и выше, имеющих связи с объединенной энергосистемой (Единой энергетической системой России).

Суммарная величина установленной мощности автотрансформаторов высшим классом напряжения на одной опорной подстанции не должна превышать 20 процентов от величины максимальной мощности нагрузки мегаполиса.

Наличие электрических связей классом напряжения 220 киловольт и выше, соединяющих опорные подстанции и обеспечивающих их взаимное резервирование.

На опорных подстанциях должны быть установлены агрегаты бесперебойного питания (в том числе дизель-генераторы, аккумуляторные батареи повышенной емкости, накопители — мощностью до 1 мегаватта) для резервирования питания электроприемников собственных нужд в течение не менее 24 часов.

Внутреннее электроснабжение мегаполиса должно быть организовано с соблюдением следующих требований:

При проектировании новых и реконструкции существующих объектов электроэнергетики для городов Москва и Санкт-Петербург необходимо учитывать более тяжелые расчетные возмущения по отношению к требованиям по устойчивости:

— одновременное отключение на электростанции всех генераторов;

— отключение на подстанции распределительного устройства любого класса напряжения;

— отключение на электростанции распределительного устройства любого класса напряжения;

— одновременное отключение кабельных линий электропередачи, расположенных в одном коллекторе.

Линии электропередачи, предназначенные в основном для освещения улиц, должны выполняться с использованием изолированных проводов с применением арматуры, обеспечивающей их подвеску и подключение светильников либо кабельными линиями.

Вновь сооружаемые подстанции 6-20 кВ должны выполняться в закрытом исполнении с применением компактного первичного электротехнического оборудования (преимущественно элегазового, вакуумного) и иметь минимальные размеры, обеспечивающие при этом надлежащий уровень безопасности, в том числе экологической, и удобство эксплуатации, а также вписываться в архитектурный облик ландшафта мегаполиса.

В мегаполисах подстанции напряжением 110 кВ и выше должны быть закрытого (в том числе подземного) исполнения.

Вновь сооружаемые в мегаполисах подстанции глубокого ввода высокого напряжения (220 кВ и выше), должны размещаться в центрах электрических нагрузок (в узлах потребления) и быть запитаны не менее чем от двух объектов внешнего электроснабжения мегаполиса или двух опорных подстанций линиями, проходящими по географически разнесенным трассам.

Для размещения электросетевого хозяйства должно активно осваиваться подземное пространство мегаполисов, сооружаться глубокие высоковольтные кабельные вводы, предусматриваться резервирование территории для строительства кабельных сооружений, связанное с проектами развития территорий, реконструкцией и строительством новых инфраструктурных объектов.

Схема электроснабжения в мегаполисах должна обеспечивать, минимальное время восстановления электроснабжения потребителей при возникновении аварийных режимов, посредством применения сетевого резервирования, секционирования сети, применения быстродействующих устройств АВР.

В послеаварийном режиме восстановление электроснабжения потребителей должно производиться в последовательности, зависимой от важности объекта в системе функционирования и жизнеобеспечения города (системы теплоснабжения, водоснабжения и водоотведения, метрополитен, высотные здания, больницы, детские учреждения, вокзалы, железные дороги и средства регулирования автомобильных дорог, связь, телевидение, радио и др.). Такие потребители должны дополнительно располагать собственной системой жизнеобеспечения, оснащенной автономным источником электроснабжения.

Система жизнеобеспечения потребителя в отсутствие электроснабжения от электрической сети общего назначения должна обеспечивать безопасное продолжение производственного процесса до его окончания (по полному или сокращенному циклу) либо выполнение всех технических и организационных мероприятий по безопасному и безаварийному прекращению производственного процесса.

Потребители должны самостоятельно определять требования к надежности собственной системы электроснабжения и соответственно к параметрам системы жизнеобеспечения.

Система жизнеобеспечения должна функционировать как при полном прекращении электроснабжения от электрической сети общего назначения, так и при изменениях электрических параметров сети, в том числе кратковременных, при которых продолжение обычной работы невозможно или связано с риском возникновения опасности. Потребители должны обеспечивать постоянную работоспособность системы жизнеобеспечения и ее готовность к запуску в любой момент времени.

Технологическое присоединение ответственных потребителей к электрической сети общего назначения должно включать контроль работоспособности системы жизнеобеспечения, а также постоянный мониторинг ее состояния. Для регламентирования данных требований может разрабатываться необходимая нормативная база.

В системах энергоснабжения мегаполисов требуется выполнять мероприятия, направленные на снижение уровня токов короткого замыкания посредством разукрупнения трансформаторных подстанций, секционирования электрических сетей, а также использования различных токоограничителей для связи секций шин РУ и РП.

Рекомендуется переход на более высокие классы напряжений в распределительной сети (с 6-10 кВ на 20-35 кВ). Выбор класса напряжения должен производиться с учётом технико-экономического обоснования, а для отдельных реконструируемых объектов — с учетом особенностей существующих объектов прилегающей сети.

Следует также рассматривать переход на распределительные сети 20-35 кВ, с производством и использованием специальных трансформаторов 20-35/0,4 кВ с расщепленными обмотками низкого напряжения.

В мегаполисах необходимо создавать, а где они существуют — усовершенствовать, локальные комплексы противоаварийной автоматики (ПА), позволяющие исключать развитие аварийного процесса.

Данные комплексы ПА должны учитывать качественное изменение структуры электропотребления с тенденцией постепенного уменьшения доли промышленной нагрузки и доминированием (более 70%) коммунально-бытовой нагрузки.

Локальные комплексы ПА должны строиться с учетом внедрения элементов интеллектуальных сетей, должны быть избирательными, обладать необходимым быстродействием.

Необходимо выработать экономические принципы стимулирования потребителей к участию в процессе энергосбережения и управлению активной и реактивной нагрузкой, а также закладывать указанные принципы в правила технологического присоединения и в договоры на энергоснабжение.

Для мегаполисов должны быть разработаны и реализованы программы организационно-технических мероприятий по предотвращению выхода за критические границы режима электропотребления в наиболее сложные периоды аномально низких или высоких температур окружающей среды, совпадающих с периодами максимумов нагрузки и/или с ремонтными компаниями на электросетевых объектах.

При проектировании систем электроснабжения мегаполисов следует предусматривать резервирование электрической мощности (с учетом пропускной способности электрических сетей) в размере не менее 10% от максимальной нагрузки, предусмотренной имеющимися планами перспективного развития.

Для оценки балансов мощности и энергии необходимо учитывать значения минимальной расчетной температуры, характерные для каждого климатического района.

Следует также обеспечить техническую возможность более широкого использования передвижных электростанций и подстанций.

При отработке технологии сверхпроводящих кабелей и переходе к их промышленному производству, следует рассматривать применение данной продукции в распределительных сетях мегаполисов.

2.1.4. Требования по сетевому резервированию и применению автономных источников питания

Распределительная электрическая сеть должна формироваться с соблюдением условия однократного сетевого резервирования.

Электрическую сеть 35-110 (220) кВ должны составлять взаимно резервируемые линии электропередачи, подключенные к шинам разных трансформаторных подстанций или разных систем (секций) шин одной подстанции.

В сетях 6-20 кВ должны применяться два вида АВР — сетевой и местный.

Сетевой АВР должен выполняться в пункте АВР, соединяющем две линии электропередачи, отходящих от разных центров питания или различных секций шин РУ 6-20 кВ одного центра питания.

Местный АВР должен выполняться для включения резервного ввода на шины высшего напряжения ТП 6-20/0,4 кВ или РП 6-20 кВ после исчезновения напряжения на рабочем вводе. Местный АВР допускается выполнять на стороне 0,4 кВ двух трансформаторной ТП 6-20/0,4 кВ с двухсторонним питанием.

Для ответственных потребителей, не допускающих перерыва электроснабжения, вместе с сетевым резервированием, в соответствии с нормативно-правовыми актами должно применяться резервирование от автономного (резервного или аварийного) источника питания, в качестве которого могут быть использованы дизельные, газопоршневые, газотурбинные электростанции или электростанции иного типа, а также источники бесперебойного питания.

Условия резервирования электроснабжения ответственных потребителей определяются в соответствии с законодательством РФ об электроэнергетике.

Автономные (резервные или аварийные) источники электроснабжения должны подключаться на выделенные шины гарантированного питания.

Возможность параллельной работы автономных источников питания с распределительными сетями необходимо оговаривать при выдаче технических условий на технологическое присоединение.

2.1.5. Координация уровней токов короткого замыкания

В целях обеспечения соответствия коммутационной способности аппаратов фактическим уровням токов короткого замыкания (КЗ) и снижения уровней токов КЗ в сетях проводится расчет токов КЗ и выбор мероприятий по их ограничению с учетом развития сетей и генерирующих источников на перспективу до 10 лет от предполагаемого срока ввода электросетевого объекта в эксплуатацию. В условиях эксплуатации необходимо осуществлять проверку соответствия оборудования перспективным уровням токов КЗ. Расчеты токов КЗ должны выполняться постоянно (циклически) при изменении схемы сети и состава электросетевого и генерирующего оборудования.

В электрических сетях переменного тока должны реализовываться следующие методы и мероприятия ограничения токов КЗ:

— при проектировании развития сети применять более высокий класс напряжения, в том числе путем сооружения подстанций «глубокого ввода»;

— применение реакторно-резисторных установок в нейтралях трансформаторов и автотрансформаторов;

— оптимизация режима заземления нейтралей в электрических сетях;

— применение токоограничивающих устройств;

— применение трансформаторов с расщепленной вторичной обмоткой;

— перевод части электроустановок электрической сети на более высокий класс напряжения;

— автоматическое опережающее деление сети (как временное мероприятие);

— при проектировании развития сети не размещать центры питания высокого напряжения на близком расстоянии.

Целесообразность методов и мероприятий ограничения токов КЗ определяется, исходя из технико-экономического обоснования.

В перспективе предполагается применение современных устройств с целью ограничений токов КЗ на основе силовой электроники и быстродействующих взрывных отключающих устройств в сетях всех классов напряжении.

Уровень токов КЗ, повышающийся в процессе развития современной электроэнергетики, должен иметь в своем росте ряд ограничений.

Протекание токов КЗ не должно приводить к недопустимому нагреву проводников и аппаратов, подвергать их электродинамическим усилиям выше допустимых значений, определенных заводами-изготовителями данного оборудования и материалов.

Максимальный уровень токов КЗ для сетей 35 кВ и выше должен ограничиваться параметрами выключателей, трансформаторов, проводниковых материалов и другого оборудования.

В распределительных сетях 6-20 кВ максимальный уровень токов КЗ должен ограничиваться параметрами электрических коммутационных аппаратов, токопроводов, термической стойкостью кабелей, изолированных и защищенных проводов.

Стойкими при токах КЗ являются те аппараты и проводники, которые при расчетных условиях выдерживают воздействия данных токов, не подвергаясь электрическим, механическим и иным разрушениям или деформациям, препятствующим их дальнейшей нормальной эксплуатации.

2.2. Регулирование напряжения и потоков электроэнергии

Для повышения управляемости режимами работы электрических сетей в целях уменьшения количества сетевых ограничений, повышения качества и снижения потерь электроэнергии в сети при ее перспективном развитии, при разработке проектов нового строительства, комплексной реконструкции и технического перевооружения, а также в рамках реализации специальных программ следует:

— внедрять локальные средства автоматизации процессов управления напряжением и реактивной мощностью с целью обеспечения качества электрической энергии, статической устойчивости и снижения потерь электроэнергии на ее транспорт;

— при наличии обоснования оснащать BЛ устройствами продольной компенсации, в т.ч. управляемыми, а также ПС — фазоповоротными устройствами;

— в узлах сети с высокой суточной амплитудой колебаний напряжения, в целях исключения множественных коммутаций элементов сети рекомендуется применять управляемые средства компенсации реактивной мощности (при соответствующем обосновании);

— при наличии на ПС нескольких средств регулирования напряжения рекомендуется предусматривать установку автоматики группового регулирования;

— выбирать места установки средств компенсации реактивной мощности на основе принципа минимизации перетоков реактивной мощности между РУ разного класса напряжения и через границы балансовой принадлежности;

— при проектировании строительства BЛ и КЛ 110 кВ и выше учитывать требования по компенсации зарядной мощности, исключающие возникновение недопустимых уровней напряжений при коммутации и уровней апериодической составляющей в токах включения ЛЭП оснащенных индуктивными средствами поперечной компенсации;

— осуществлять замену устройств РПН (авто)трансформаторов с приводом на базе асинхронных двигателей, выработавших свой ресурс, на современные высокоточные устройства РПН, в т.ч. с приводом на базе вентильного двигателя с постоянными магнитами, обеспечивающего непосредственное соединение с валом переключателя РПН (исключающего механические и электромеханические узлы управления работой электродвигателя), оснащенного системой автоматического контроля, счетчиком числа переключений, системой выдачи сигналов для дистанционного контроля и управления РПН;

— при наличии обоснований применять современные регулируемые средства компенсации реактивной мощности (CTK, УШР, CTATKOM);

— осуществлять установку регулировочных и вольтодобавочных трансформаторов с автоматикой регулирования напряжения для обеспечения нормируемых отклонений напряжения в точках общего присоединения потребителей;

— внедрять технологии управления нагрузкой сети с учетом информации о фактических режимах работы оборудования (температуры проводов воздушных линий, температуры обмоток/масла (авто)трансформаторов и т.д.);

— при наличии обоснований оснащать ПС устройствами накопления электроэнергии для выравнивания графиков нагрузки электрических сетей.

Внедрение современных средств регулирования напряжения и реактивной мощности в электрических сетях должно сопровождаться совместной с ОАО «СО ЕЭС» (в части объектов диспетчеризации) разработкой принципов их комплексного использования, а также разработкой и внедрением локальных систем автоматического регулирования напряжения в электрических сетях.

Решения о применении устройств регулирования напряжения и компенсации реактивной мощности, выбор их типов, параметров и мест установки должны основываться на результатах расчетов: установившихся режимов; статической устойчивости энергосистемы в контролируемых сечениях; динамической устойчивости генерирующего оборудования и двигательной нагрузки; режимов одностороннего включения ЛЭП; несимметричных установившихся режимов трехфазных сетей; электромагнитных переходных процессов при аварийных и плановых коммутациях в сетях; экономической эффективности применения устройств регулирования.

2.3. Подстанции и распределительные устройства

Ниже приведены основные требования, выполнение которых обязательно в проектной документации по новому строительству, техническому перевооружению и реконструкции ПС.

2.3.1. Схемы электрические принципиальные распределительных устройств ПС

Схемы электрические принципиальные РУ ПС должны обеспечивать:

— обоснованную надежность функционирования конкретной ПС и прилегающей сети с учетом резервирования от других центров питания;

— удобство эксплуатации, заключающееся в простоте и наглядности схем, снижающих вероятность ошибочных действий эксплуатационного персонала, минимизации количества коммутаций в первичных и вторичных цепях при изменении режима работы электроустановки;

— техническую гибкость, заключающуюся в возможности быстрой адаптации электроустановки к изменяющимся режимам работы электроустановки, в т.ч. при плановых и аварийно-восстановительных ремонтах, выполнении работ по расширению и/или реконструкции РУ, а также при проведении испытаний элементов РУ;

— технически обоснованную экономичность.

— схемы электрические принципиальные РУ ПС должны быть типовыми, при этом, как правило:

— при сооружении РУ в конструктивном исполнении КРУЭ, характеризующегося более высокими показателями надежности по сравнению с ОРУ, должны применяться простые схемы, обеспечивающие, в т.ч., оптимизацию размещения токопроводов КРУЭ;

— для РУ 330-750 кВ должны применяться схемы с коммутацией ЛЭП двумя выключателями либо с коммутацией присоединений через полуторные цепочки (на первоначальных этапах строительства целесообразно применять схемы «треугольник» и «пятиугольник»);

— для РУ 35-220 кВ должны применяться схемы с одним выключателем на присоединение (при наличии соответствующих обоснований, допускается предусматривать наличие двух систем шин или обходной системы шин с возможностью перевода на нее наиболее ответственных или всех присоединений путем производства оперативных переключений); при наличии обоснованных требований для РУ 220 кВ допускается применение схем с коммутацией ЛЭП через полуторные цепочки;

— допускается применение обходных систем шин в ОРУ 35-220 кВ, с которых осуществляется плавка гололеда на проводах и грозозащитных тросах отходящих ВЛ;

— выбор количества и мощности (авто)трансформаторов 220 кВ и ниже, а также трансформаторов собственных нужд необходимо проводить с учетом их перегрузочной способности;

— на ПС ЕНЭС (напряжением 220-1150 кВ) питание сторонних потребителей 6-35 кВ рекомендуется осуществлять от отдельных трансформаторов 110 или 220 кВ;

— третичные обмотки (авто)трансформаторов 220-500 кВ следует выполнять на номинальное напряжение 20-35 кВ с целью минимизации объема основного оборудования, снижения значений токов короткого замыкания и повышения надежности питания собственных нужд ПС;

— применяемые схемы должны обеспечивать возможность расширения РУ в перспективе; при отсутствии исходных данных по количеству перспективных присоединений следует закладывать возможность расширения:

— для РУ 220 кВ и выше — не менее чем на два присоединения;

— для РУ 35-110 кВ — не менее чем на четыре присоединения;

— для РУ 6-20 кВ, питающих энергоустановки потребителей, — не менее чем на 8 присоединений.

При выборе режима заземления нейтрали в сетях 6-35 кВ следует проводить ТЭО различных вариантов. В пределах селитебных территорий предпочтение следует отдавать режимам заземления нейтрали через низкоомное активное или индуктивное сопротивление.

2.3.2. Проектные и строительные решения при новом строительстве, техническом перевооружении, реконструкции ПС

При строительстве ПС (РП) рекомендуется руководствоваться следующими базовыми принципами:

— строительные конструкции зданий и инженерных сооружений электрических подстанций, закрытых ТП и РП должны обеспечивать требуемую надежность при их сроке эксплуатации не менее 50 лет;

— при строительстве ПС должны, как правило, применяться типовые решения, учитывающие влияние на строительные конструкции электроустановок (электросетевые конструкции) электромагнитных, тепловых и электродинамических воздействий в нормальных и аварийных режимах работы электрической сети;

— сокращение площадей ПС путем оптимизации схемно-компоновочных решений, при условии сохранения надежности и ремонтопригодности;

— в крупных городах с высокой плотностью застройки, при технико-экономическом обосновании, допускается строительство заглубленных или подземных подстанций;

— с целью повышения надежности функционирования ПС ЕНЭС и прилегающих энергоузлов за счет повышения готовности оборудования, минимизации влияния «человеческого фактора», исключения влияния внешних климатических факторов, а также с целью повышения безопасности оперативного и ремонтного персонала, минимизации влияния ПС на экологию, их компактности и повышения эстетического вида, оптимизации эксплуатации, необходимо:

— вновь сооружаемые и реконструируемые РУ 6-35 кВ, с количеством питаемых присоединений 4 и более, а также РУ, от которых осуществляется питание СН ПС, выполнять закрытыми с применением традиционного оборудования или, при необходимости, оборудованием с главной элегазовой изоляцией;

— вновь сооружаемые и реконструируемые РУ 110 кВ и выше выполнять с использованием оборудования с главной элегазовой изоляцией (выключатели или комбинированные коммутационные аппараты, измерительные трансформаторы), а при соответствующем технико-экономическом обосновании, учитывающем затраты на весь жизненный цикл оборудования, выполнять с применением КРУЭ с учетом обеспечения надежной защиты оборудования КРУЭ от высокочастотных коммутационных перенапряжений и решения вопросов электромагнитной совместимости устройств РЗА, АСУ ТП и связи и т.д.;

— вновь сооружаемые и реконструируемые РУ 330 и выше ПС, расположенных в городах с плотной застройкой, в областях мегаполисов (город и застроенный пригород), в районах с абсолютным минимумом температур ниже минус 45 °С, в национальных парках и заповедниках, в районах с IV СЗА и выше, в прибрежных районах в приоритетном порядке должны выполняться закрытыми с применением оборудования КРУЭ и подтверждаться технико-экономическим обоснованием;

— в зданиях КРУЭ предусматривать кабельные подвалы для заходов кабелей 110-550 кВ в КРУЭ при выполнении присоединений к ЗРУ кабельными линиями или вставками;

— на территории ПС для заходов ЛЭП 35-500 кВ переходные пункты выполнять открытого типа, а за территорией ПС — закрытого типа, или на опорах ЛЭП;

— для прокладки кабелей 110-500 кВ по территории ПС применять эстакады, галереи, коллекторы, кабельные каналы.

— при новом строительстве и реконструкции ПС должна предусматриваться возможность их расширения в перспективе за счет:

— увеличения (авто)трансформаторной мощности путем замены АТ/Т на АТ/Т следующей мощности (из ряда номинальных мощностей) или установки дополнительного АТ/Т (с соответствующим обоснованием);

— увеличения количества присоединений путем резервирования места, а в случае, если расширение планируется ранее пяти лет с момента ввода ПС, — путем обеспечения готовности ячеек;

— для отопления зданий ПС, при отсутствии подвода тепловых инженерных коммуникаций, рекомендуется использовать пожаробезопасные энергосберегающие электрообогреватели с терморегуляторами;

— на ПС с закрытыми РУ 110-500 кВ рекомендуется предусматривать использование тепла АТ/Т для обогрева помещений, также допускается использовать тепло АТ/Т для обогрева прилегающих к территории ПС зданий городской (поселковой) застройки;

— возможно применение системы утилизации тепла силовых трансформаторов для отопления зданий и сооружений подстанции в целях снижения электропотребления на собственные нужды;

— для питания собственных нужд ПС, в том числе электроотопления, рекомендуется, в том числе, рассматривать применение современных технологий гелиоэнергетики;

— при строительстве ПС в черте городской застройки оборудование вентиляции, кондиционирования, солнечных батарей и нагревателей (в районах с достаточной солнечной активностью) целесообразно размещать на плоских кровлях в случае их использования;

— для поддержания благоприятных климатических условий в помещениях крупногабаритных зданий ПС (в т.ч. СПЗ) рекомендуется использовать централизованные климатические установки;

— реконструкция РУ 110-750 кВ ПС должна выполняться, как правило, на новом месте с организацией перезаводов в них присоединений; поячеечная реконструкция ОРУ допускается при наличии специальных обоснований;

— при проектировании закрытых ПС трансформаторы (AT, ШР) номинальным напряжением 110 кВ и выше устанавливать на открытых площадках, при необходимости с противошумовым заграждением; установка трансформаторов (AT, ШР) в зданиях допускается при специальном обосновании и разработке исчерпывающих противопожарных мероприятий;

— в качестве фундаментов под оборудование следует применять облегченные предварительно-напряженные железобетонные стойки, железобетонные сваи, монолитные и сборно-монолитные фундаменты;

— в качестве фундаментов под порталы следует применять монолитные и сборные, в т.ч. поверхностные и свайные железобетонные (буронабивные, в т.ч. с уширением и без уширения) фундаменты;

— при новом строительстве, комплексном техническом перевооружении и реконструкции (авто)трансформаторы рекомендуется устанавливать на каретки при наличии рельсовых путей перекатки или подъездной железной дороги; при отсутствии путей перекатки и соответствующем обосновании допускается безрельсовая (бескареточная) установка с применением специальных подставок, для обеспечения возможности доступа к дну бака (авто)трансформатора;

Смотрите так же:  Размеры пособия на детей с 1 января 2019

— минимизация производства земляных работ за счёт применения различных типов сборных железобетонных и свайных фундаментов (призматические железобетонные сваи, винтовые сваи, сваи открытого профиля, сваи-оболочки, буронабивные и буроопускные сваи), малозаглубленных и поверхностных фундаментов, термосвай и винтовых свай в вечномерзлых грунтах, стержневых заделок в скальных грунтах; применение высокоэффективных рабочих буровых органов для проходки скважин в крепких породах и скальных грунтах;

— при строительстве зданий ПС (ЗРУ, складских помещений, зданий резервуаров пожаротушения и др.) преимущественно применять каркасные или модульные конструкции зданий с облицовкой сэндвич-панелями; применение кирпича при строительстве крупногабаритных зданий допускается при специальном обосновании, в том числе по требованиям безопасности;

— при строительстве СПЗ или зданий ОПУ наряду с использованием кирпича, пенобетонных и шлакобетонных блоков с наружной отделкой зданий облицовочным кирпичом, керамогранитом или вентилируемым фасадом, навесными облицовочными панелями с корпоративной расцветкой, допускается применение каркасных или модульных конструкции зданий с облицовкой сэндвич-панелями, в частности в районах вечной мерзлоты;

— применение новых высокоэффективных материалов для защиты от коррозии строительных конструкций, коррозионностойких сталей повышенной прочности для изготовления металлоконструкций порталов и опорных конструкций под оборудование;

— для разводки кабелей вторичных систем в помещениях ОПУ и РЩ преимущественно использовать кабельные шахты и фальшполы, кабельные этажи допускаются при технико-экономическом обосновании;

— производственные и хозяйственные резервуары должны выполняться из монолитного железобетона с маркой по водонепроницаемости не менее W8 или из сборных бетонных блоков с гидроизоляцией посредством стальной рубашки, в качестве наружной и внутренней гидроизоляции резервуаров применять материалы проникающего действия, перекрытие резервуаров выполнять сборным железобетонным с оклеечной поверхностной гидроизоляцией;

— очистные сооружения могут сооружаться в металлическом каркасе с облицовкой сэндвич-панелями. Очистные сооружения в районах с абсолютным минимумом температур ниже -45 °С рекомендуется выполнять в металлических резервуарах с утеплением из напыляемого пенополиуретана (ППУ), гидроизоляцией посредством стальной рубашки, с использованием электрообогрева очистных сооружений наружной установки, дренажных труб с автоматической регулировкой температуры;

— резервуары водяного пожаротушения могут выполняться:

— заглубленными на глубину ниже уровня промерзания грунта. Заглубленные резервуары выполняются из монолитного железобетона;

— наземными, в цистернах из стали, композитных или полимерных материалов. Резервуары в цистернах могут размещаться совместно с насосной пожаротушения в легком каркасном здании с обогревом и облицовкой сэндвич-панелями или открыто. При открытом размещении в районах с абсолютным минимумом температур ниже — 45 °С рекомендуется использоваться встроенную систему электрообогрева резервуаров противопожарного водоснабжения с контролем уровня и температуры воды, а также передачей информации на пульт дежурного ПС;

— наружные сети хозяйственно-питьевого водопровода низкого давления следует предусматривать из раструбных напорных труб из поливинилхлорида (ПВХ) типа «Т» комплектно с резиновыми кольцами. Для районов с холодным климатом рекомендуется использовать систему гибких полиэтиленовых трубопроводов с ППУ со встроенной системой электрообогрева;

— наружные сети бытовой канализации — из безнапорных труб ПВХ комплектно с уплотнительными кольцами. Для районов с холодным климатом наружные сети бытовой канализации рекомендуется выполнять из труб, изготовленных из полиэтилена низкого давления (ПНД), со встроенной системой электрообогрева;

— при устройстве маслоприемных устройств маслонаполненного оборудования использовать метод заливного армированного бетона с использованием полимерных добавок для улучшения характеристик бетона;

— окраску бетонных поверхностей осуществлять маслостойкой краской для защиты поверхности от трансформаторного масла;

— применение новых эффективных материалов для ограждающих и кровельных конструкций, полов и отделки помещений зданий;

— в служебных и производственных помещениях, в зависимости от функционального назначения, использовать напольные покрытия, такие, как коммерческий линолеум, керамическая плитка, плитка из керамогранита, а также наливные полы на основе полиуретана или эпоксидных смол, как самые прочные и износостойкие;

— наливные полы должны соответствовать следующим требованиям: незначительная истираемость; пыленеобразуемость; химическая стойкость; высокая скорость проведения работ по монтажу (полы могут укладываться при плюсовых и отрицательных температурах); легкость обновления и ремонта;

— основанием для наливного пола должен быть бетонный пол (марка бетона 200-300), из кислотоупорной и керамической плитки, на поверхности не должно быть трещин и сколов, влажность основания не более 4-5%;

— при ремонте фасадов административных зданий, кроме традиционного использования фасадных красок, возможно использование технологии «вентилируемый фасад», эти работы допускается проводить только после комплексного обследования технического состояния строительных конструкций зданий и сооружений специализированной организацией;

— выполнение экологических мероприятий в соответствии с действующим природоохранным законодательством;

— объединение проектных решений в единый архитектурно-промышленный комплекс, применение единого корпоративного стиля оформления фасадов зданий и сооружений с использованием элементов утвержденного корпоративного стиля (цветовые решения, эмблемы и т.п.).

Генеральный план и компоновочные решения подстанций, а также объемно-планировочные решения зданий и сооружений, расположенных на её территории, должны обеспечивать:

— возможность проведения регламентных и ремонтных работ, в том числе связанных с заменой крупногабаритного оборудования;

— условия для оперативной ликвидации чрезвычайных ситуаций.

При конкретном проектировании ПС необходимо индивидуально подходить к выбору схемы РУ, состава компонентов комбинированных коммутационных аппаратов с тем, чтобы обеспечить удобство эксплуатации, ремонтопригодность схемы, исключить возможность ошибочных действий при оперировании, вписаться в отведенную площадку строительства и, при этом, понести минимальные затраты в сравнении с другими возможными вариантами строительства (реконструкции) ПС путем проведения их технико-экономического сравнения.

На подстанциях 110 кВ и выше должна быть, как правило, предусмотрена система водоснабжения и канализации.

Подвеску ВЧ-заградителей и шлейфов осуществлять с применением технических решений, исключающих схлестывание.

Здания и сооружения ПС с высшим напряжением 6-110 кВ (КРУ, ЗРУ, ОПУ)

При строительстве зданий и сооружений подстанций конструкция крыши должна быть двух (или более) скатной.

Здания и сооружения подстанций, без обслуживающего персонала, должны быть выполнены в блочно-модульном исполнении.

Здания подстанций с обслуживающим персоналом или при определенных требованиях уполномоченных организаций могут быть выполнены из кирпича с применением керамической черепицы в качестве кровельного материала.

Здания любого исполнения должны быть оборудованы отоплением, вентиляцией, пожарной сигнализацией в соответствии с действующей нормативно-технической документацией. Входные наружные двери всех помещений ПС следует выполнять металлическими, снабженными внутренними замками. Остекление зданий на территории ПС следует сокращать до минимума. В случае необходимости в естественном освещении окна первого этажа оборудуются решетками.

Выбор конструктивного решения пола необходимо осуществлять с учетом обеспечения:

— надежности и долговечности принятой конструкции;

— экономного расходования строительных материалов;

— наиболее полного использования физико-механических свойств применяемых материалов;

— оптимальных гигиенических условий для людей;

— пожаро- и взрывобезопасности.

Для своевременного выявления неисправностей в строительных конструкциях зданий КРУ, ЗРУ, ЗТП фасады допускается ремонтировать без укрытия стен каркасными фасадными материалами.

Для создания благоприятных условий эксплуатации зданий и сооружений необходимо контролировать, чтобы при строительстве новых и реконструкции старых зданий планировка и благоустройство территории, системы водоотвода атмосферных осадков и грунтовых вод были выполнены в соответствии с проектной документацией и в дальнейшем поддерживались в исправном состоянии в соответствии требованиям типовой инструкции.

Фасадные части зданий и сооружений закрытых подстанций, ТП и РП, располагающихся в зоне городской застройки, должны вписываться в окружающий архитектурный ландшафт.

2.3.3. Основное оборудование

2.3.3.1. Силовые автотрансформаторы, трансформаторы и реакторы

— АТ/Т (в т.ч. линейно-регулировочные) 110 кВ и выше, шунтирующие управляемые и неуправляемые (УШР, ШР) и компенсационные реакторы должны оснащаться:

— АТ/Т — устройствами РПН комплектно с регулятором напряжения с возможностью работы в автоматическом и ручном дистанционном режиме с удаленного пункта управления;

— датчиками контроля состояния изоляции вводов ВН, СН, температуры верхних слоев масла бака оборудования, температуры масла на входе и выходе охладителей, положения РПН, датчиками газо- и влагосодержания трансформаторного масла, а также выводом релейных сигналов технологических защит систем охлаждения, устройства РПН, релейных сигналов питания защит трансформатора и т.д. для АСУ ТП и систем автоматической диагностики (мониторинга);

— магнитопроводы со сниженными потерями за счет применения высококачественной электротехнической стали с уровнем удельных потерь 1,0 Вт/кг при индукции 1,5 Тл; применение сталей толщиной 0,23-0,3 мм; сборка магнитопроводов по технологии с косым стыком «Step Lap»;

— обмотки из транспонированного провода со склейкой. Прессующая система из электрокартона, не подверженного усадке;

— иметь необходимую электродинамическую стойкость обмоток к токам короткого замыкания;

— вводы 110-500 кВ герметичные, без избыточного давления, без расширительного бачка, с твердой RIP изоляцией, наличие измерительного вывода ПИН;

— не менее четырех встроенных трансформаторов тока, кроме того один трансформатор тока для целей мониторинга;

— маслонасосы прямоточного типа;

— режимы управления комбинированными системами охлаждения М/Д и М/Д/ДЦ: ручной, автоматический;

— функции системы управления охлаждением:

— управление системой охлаждения по показателям нагрузочной способности и контроль состояния каждого электродвигателя системы охлаждения в отдельности;

— возможность плавного пуска и уменьшения пусковых токов;

— защита электродвигателей от перегрузки и короткого замыкания;

— защита электродвигателей охладителей от исчезновения фазы и от асимметрии фаз;

— индикация нагрузки электродвигателей;

— обнаружение ненагруженного двигателя или работающего с повышенным моментом нагрузки.

— конструкция охлаждающих устройств (радиаторов) — пластинчатая (плоско-штампованные радиаторы, оцинкованные методом горячего погружения).

— AT с номинальным напряжением обмотки НН, как правило, 20-35 кВ в целях снижения значений токов короткого замыкания.

— AT со сниженной мощностью обмотки НН (за исключением случаев подключения к ней устройств компенсации реактивной мощности).

— третичные обмотки (авто)трансформаторов, от которых осуществляется питание потребителей 6-35 кВ, должны иметь схему и группу соединения, соответствующие принятым в питаемых распределительных сетях.

— пониженный уровень шума не более 75 дБ (для УШР — не более 90 дБ).

— уровень вибраций для ШР не более 60 мкм.

— шкафы автоматического управления охлаждением трансформатора должны быть оцинкованными или изготовлены из нержавеющих материалов (степень защиты не ниже IP55 по ГОСТ 14254), обеспечивать автоматическое поддержание температуры внутри шкафа; должно быть обеспечено наличие контроля за доступом в шкаф с сигнализацией, ручное управление каждым из установленных маслонасосов и вентиляторов обдува, плавный пуск и токовая защита электродвигателей маслонасосов и вентиляторов, контроль состояния (исправности) коммутационных аппаратов, управляющих двигателями, наличие панели дистанционного управления (устанавливаемой в ОПУ) для оперативного управления и визуализации состояния системы охлаждения, наличие канала связи для передачи в систему мониторинга или АСУ ТП информации о состоянии системы охлаждения самодиагностика шкафа.

— требования к надежности:

— срок службы — не менее 30 лет;

— гарантийный срок — не менее 36 месяцев со дня ввода в эксплуатацию;

— отсутствие необходимости капитального ремонта в течение всего срока службы;

— отсутствие необходимости подпрессовки обмоток в течение всего срока службы;

— достаточная устойчивость к железнодорожной транспортировке (обязательное наличие датчика ускорений);

— уровень радиопомех не более 2500 мкВ.

— взрывобезопасность за счет конструктивного исполнения баков трансформаторов, применения систем предотвращения разгерметизации корпуса при внутренних повреждениях (клапаны, системы предотвращения взрывов и пожаров).

— наличие необслуживаемой системы воздухоосушения.

На распределительных ТП 6-35/0,4 кВ должны применяться силовые трансформаторы:

— маслонаполненные герметичные, литые или сухие с уменьшенными потерями (в том числе, за счет применения в трансформаторах магнитопроводов из аморфной стали) и массогабаритными параметрами, а также специальные конструкции трансформаторов мощностью до 100 кВА, предназначенные для установки на опорах BЛ;

— с симметрирующими устройствами;

— со схемой соединения обмоток или (допускается использование схемы соединения обмоток силовых трансформаторов при наличии соответствующего обоснования, например, замена вышедшего из строя трансформатора на двухтрансформаторной ТП).

В ТП, встроенных в здания, а также сооружаемых в условиях плотной городской застройки или в стесненных условиях, должны, как правило, применяться малогабаритные трансформаторы с сухой изоляцией, с пониженным уровнем шума и вибрации:

— с системой автоматического контроля температуры трансформатора;

— с датчиками температуры внутри камеры трансформатора.

При новом строительстве размещение ТП, РП и РТП в зданиях допускается при наличии соответствующего обоснования.

Регулировочные трансформаторы допускается устанавливать:

— при наличии соответствующего обоснования — на AT 500-750 кВ для регулирования потоков активной мощности;

— на подстанциях 35-220 кВ с трансформаторным оборудованием, оснащенным устройствами ПБВ, где регулирование напряжения не отвечает исходным требованиям при использовании ПБВ в соответствии с Нормами технологического проектирования подстанций.

Вольтодобавочные трансформаторы линейные допускается применять для адаптации распределительных электрических сетей напряжением 0,4-20 кВ к изменению (увеличению) электрических нагрузок и обеспечения требуемого качества электрической энергии, на основании технико-экономического обоснования в сравнении с другими вариантами обеспечения качества электроэнергии.

Местом установки вольтодобавочных трансформаторов могут быть точки критического падения напряжения (больше 5 процентов от номинального значения напряжения) линий электропередач или непосредственно шины потребителя.

Регулирование напряжения ВДТ должно осуществляться в автоматическом режиме.

При изменении направления мощности (при переходе на резервный источник питания) ВДТ не должен изменять режим работы по отношению к направлению потока мощности.

Уровень регулирования напряжения при использовании ВДТ должен составлять ±10% или ±15%.

Необходимо рассматривать установку вольтодобавочных трансформаторов:

— на линиях электропередачи 6-20 кВ, которые не обеспечивают качество электрической энергии у потребителей, с регулированием напряжения ±10%;

— на линиях электропередачи 6-20 кВ с целью увеличения пропускной способности линий, с регулированием напряжения ±10%;

— на подстанциях 35-110 кВ, оборудованными устройствами ПБВ, где регулирование напряжения не отвечает нормативным требованиям, с регулированием напряжения ±15%;

— на распределительных пунктах и подстанциях напряжением 6-20 кВ, с регулированием напряжения ±15%.

ВДТ должны оснащаться встроенными трансформаторами тока и напряжения, программируемыми блоками управления с возможностью регистрации процессов и режимов работы ВДТ.

В сетях 6-35 кВ следует применять сухие токоограничивающие реакторы с малыми потерями электроэнергии и достаточной электродинамической стойкостью к токам КЗ. Реакторы аналогичного типа следует применять для установки на вводах 6-20 кВ силовых трансформаторов или на присоединениях отходящих линий.

Для компенсации емкостных токов замыкания на «землю» и снижения перенапряжений при однофазных дуговых замыканий на «землю» в сетях 6- 35 кВ рекомендуется применять плавнорегулируемые ДГР с автоматическим регулятором настройки. В стеснённых условиях подстанций закрытого типа следует применять дугогасящие агрегаты (ДГР и трансформаторы для их подключения в одном корпусе, выполненные на едином магнитопроводе), в том числе сухого исполнения.

2.3.3.2. Коммутационная аппаратура

Не должен требоваться капитальный ремонт за весь срок службы.

Срок службы — не менее 30 лет, с гарантийным сроком эксплуатации — не менее 36 месяцев с даты ввода в эксплуатацию.

В сетях 110 кВ и выше в качестве коммутационной аппаратуры следует применять:

— элегазовые выключатели колонковые и баковые взрывобезопасные (наличие клапанов сброса давления обязательно), преимущественно с пружинными приводами; по мере развития технологий допускается также применение вакуумных выключателей, а также выключателей-разъединителей (комбинированных модульных аппаратов) в сетях 110-220 кВ;

— в цепи (У)ШР и конденсаторных батарей выключатели, предназначенные для коммутации тока реактора и конденсаторных батарей, соответственно. В случае необходимости при обосновании расчетами и подтверждении соответствующими протоколами типовых испытаний допускается применение выключателей с УПНКП;

— рекомендуется применение колонковых и баковых элегазовых выключателей с полимерной внешней изоляцией при эксплуатации в сложных климатических условиях и районах с повышенным загрязнением;

— вакуумные выключатели (в отдельных случаях — элегазовые) — в закрытых распределительных устройствах 6-35 кВ;

— разъединители 110 кВ и выше пантографного, полупантографного и горизонтально-поворотного типа, оснащённые электродвигательными приводами, в том числе и для заземляющих ножей, высокопрочными фарфоровыми или полимерными опорными изоляторами, высоконадежными переключающими устройствами для реализации схем электромагнитной блокировки;

— в сетях напряжением 6-35 кВ следует применять:

— элегазовые выключатели на присоединениях с большими токами или в стесненных условиях при соответствующем обосновании;

— вакуумные выключатели внутренней установки;

— вакуумные выключатели наружной установки (реклоузеры) на BЛ;

— вакуумные выключатели нагрузки наружной установки на BЛ;

— вакуумные выключатели нагрузки внутренней установки;

— предохранители-разъединители до 20 кВ.

— в распределительных сетях напряжением 6-20 кВ рекомендуется применять предохранители-разъединители и разъединители, отвечающие современным требованиям эксплуатации;

— обоснованная минимизация объемов технического обслуживания коммутационных аппаратов.

2.3.3.3. Комплектные распределительные устройства

— не должны требовать капитального ремонта за весь срок службы;

— гарантийный срок — не менее 5 лет с даты ввода в эксплуатацию;

— срок службы — не менее 30 лет;

Требования к КРУЭ:

все модули КРУЭ должны быть малообслуживаемыми;

— КРУЭ должны быть укомплектованы системой мониторинга и диагностики (измерение плотности элегаза с возможностью визуального контроля, для КРУЭ 110 кВ и выше рекомендуется установка встроенных датчиков ЧР с системой непрерывной сигнализации и/или возможностью подключения портативных устройств для регистрации уровней ЧР и расшифровки характера неисправности элементов КРУЭ);

— конструкция КРУЭ должна предусматривать вывод в ремонт любого газового объема без полного отключения КРУЭ;

— для подключения присоединений в ячейки КРУЭ 110-500 кВ должны предусматриваться кабели 110-500 кВ с изоляцией из сшитого полиэтилена; при соответствующем обосновании — элегазовые токопроводы напряжением 110-500 кВ;

— в случае закрытой установки силовых (авто)трансформаторов и шунтирующих реакторов преимущественно выполнять их подключение к КРУЭ с использованием вводов масло-элегаз;

— КРУЭ должны обеспечивать номинальные параметры при нижнем значении температуры окружающего воздуха до -5 °С, элегазовые токопроводы наружной установки — при температуре окружающего воздуха до -60 °С с учетом охлаждающего действия ветра;

— в конструкции элегазовых токопроводов должны быть предусмотрены компенсирующие устройства в границах перепада температур и в границе разделения фундаментов здания КРУЭ и наружных опор токопроводов температурными швами;

— конструкция КРУЭ должна предусматривать возможность доступа обслуживающего персонала к каждому коммутационному аппарату (в т.ч. должны предусматриваться передвижные либо стационарные площадки обслуживания);

— комбинированные коммутационные аппараты, совмещающие в себе функции выключателя, разъединителя(-ей), заземлителей (КРУЭН).

Требования к КРУ 6-35 кВ:

Применять комплектные распределительные устройства 6-35 кВ с воздушной, в том числе комбинированной, изоляцией, при соответствующем технико-экономическом обосновании с элегазовой изоляцией.

Допускается для электросетевых объектов с высшим напряжением 6-35 кВ в обоснованных случаях применять камеры сборные одностороннего обслуживания, комплектные распределительные устройства с элегазовой изоляцией с вакуумными выключателями или выключателями нагрузки, в том числе в исполнении «моноблок».

2.3.3.4. Токопроводы и ошиновка

С целью сокращения занимаемой площади и оптимизации компоновочных решений на ПС допускается применение жёсткой ошиновки на стороне 35-500 кВ, как неизолированной, так и в защищённом исполнении.

В блочно-комплектных ТП напряжением 6-20/0,4 кВ, с трансформаторами мощностью до 630 кВА, рекомендуется применять изолированную жесткую или изолированную гибкую ошиновку.

В распределительных сетях при мощности трансформаторов 1000 кВА и более на стороне 0,4 кВ должны применяться закрытые или изолированные (трёхфазные и однофазные) токопроводы. Допускается использование гибкой ошиновки при обосновании.

При воздушных вводах на участках линий от проходных изоляторов ячеек КРУ до первых опор BЛ 6 (10) кВ, применять защищенный (изолированный) провод.

На подстанциях 110-500 кВ допускается применение газоизолированных токопроводов с изолирующей средой на основе элегаза при соответствующем технико-экономическом обосновании.

Применение полых проводов для выполнения ошиновки допускается при реконструкции или расширении действующих электросетевых объектов.

2.3.3.5. Измерительные трансформаторы

— элегазовые и маслонаполненные трансформаторы тока;

— емкостные трансформаторы напряжения 110 кВ и выше;

— антирезонансные электромагнитные трансформаторы напряжения 6-35 кВ;

— для сетей 110 кВ и выше допускается применение электромагнитных ТН при соответствующем проектном обосновании, для установки на объектах расширения и реконструкции со значительной вторичной нагрузкой;

— трансформаторы тока, обеспечивающие повышенную надежность, взрыво- и пожаробезопасность;

— отсутствие необходимости ремонта в течение всего срока службы;

— применение емкостных делителей с пониженным значением температурного коэффициента емкости;

— сниженный объем масла;

— применение литых коррозионностойких корпусов;

— комбинированные трансформаторы тока и напряжения для установки в ячейках BЛ 110-500 кВ в целях компактизации РУ;

— измерительные трансформаторы должны иметь отдельную обмотку для целей учета электроэнергии;

— трансформаторы тока 220 кВ и выше с классом точности обмоток для целей учета электроэнергии (в том числе АИИС КУЭ) не хуже 0,2S, для целей АСУ ТП и измерений — не хуже 0,2;

— трансформаторы тока для потребителей с присоединенной мощностью 100 МВт и выше с классом точности обмоток для целей учета электроэнергии (в том числе АИИС КУЭ) — не хуже 0,2S, для целей АСУ ТП и измерений — не хуже 0,2;

— трансформаторы тока для потребителей с присоединенной мощностью менее 100 МВт с классом точности обмоток для целей учета электроэнергии — не хуже 0,5S, для целей АСУ ТП и измерений — не хуже 0,5;

— для присоединений 0,4 кВ трансформаторы тока с классом точности обмоток для целей учета электроэнергии, измерений и АСУ ТП — не хуже 0,5;

— трансформаторы напряжения 220 кВ и выше с классом точности обмоток для целей учета электроэнергии (в том числе АИИС КУЭ), АСУ ТП и измерений не хуже 0,2;

— трансформаторы напряжения 35-110 кВ с классом точности обмоток для целей учета электроэнергии (в том числе АИИС КУЭ), АСУ ТП и измерений не хуже 0,2 (при наличии присоединений с присоединенной мощностью 100 МВт и выше с учетом перспективы роста нагрузок), для остальных ТН с классом точности обмоток для целей учета электроэнергии (в том числе АИИС КУЭ), АСУ ТП и измерений — не хуже 0,5;

— фактические вторичные нагрузки измерительных ТТ и ТН должны соответствовать требованиям нормативных документов и обеспечивать работу ТТ и ТН в требуемом классе точности;

— коэффициент трансформации обмоток АИИС КУЭ, АСУ ТП и измерений должен обеспечивать измерение рабочего тока с нормированной точностью в диапазоне его изменения от минимального до максимального значения, определяемых на основании расчетов электроэнергетических режимов;

— необходимо применять схему измерения с тремя ТТ;

применяемые измерительные трансформаторы должны соответствовать положениям раздела «Метрологическое обеспечение».

Рекомендации: применении гидрофобных покрытий или внешней полимерной изоляции для снижения эксплуатационных издержек и повышения взрывобезопасности.

Измерительные трансформаторы тока и напряжения, применяемые в сетях напряжением 6-20 кВ должны иметь:

— не менее двух вторичных обмоток.

Следует применять трансформаторы тока 0,4 кВ для целей АИИС КУЭ, АСУ ТП и измерений в случаях, когда измеряемый ток превышает 60 А, а присоединяемая мощность — более 25 кВт.

2.3.3.6. Ограничители перенапряжений нелинейные

При новом строительстве, реконструкции и техническом перевооружении электросетевых объектов для защиты от грозовых и коммутационных перенапряжений должны устанавливаться ОПН (в том числе с искровыми промежутками на BЛ) на основе оксидно-цинковых резисторов для всех классов напряжений, взрывобезопасных с достаточной энергоемкостью и защитным уровнем.

В случаях применения УПНКП выключателя, предназначенного для выполнения операции включения в момент максимума напряжения на контактах выключателя (например, включение реактора, трансформаторов), что соответствует максимальным перенапряжениям, необходимо оценивать повышенные нагрузки на ОПН и изоляцию основного оборудования ПС, ЛЭП.

2.3.3.7. Устройства компенсации реактивной мощности

— управляемые статические средства продольной и поперечной компенсации на базе современной силовой электроники:

— шунтирующие шинные и линейные реакторы 110-500 кВ, в т.ч. управляемые подмагничиванием или тиристорными вентилями с использованием трансформаторов с напряжением короткого замыкания, равным 100%;

— статические компенсаторы тиристорные (СТК) и транзисторные (СТАТКОМ);

— вакуумно-реакторные и тиристорно-реакторные группы, коммутируемые выключателями с повышенным коммутационным ресурсом, оснащенными устройством синхронной коммутации;

— батареи статических конденсаторов и фильтрокомпенсирующих устройств;

— управляемые устройства продольной компенсации;

— экологически безопасные конденсаторы, пропитанные жидким синтетическим диэлектриком, и сухие конденсаторы для фильтровых и шунтовых батарей, устройств продольной компенсации.

Применение конденсаторной установки допускается при условии исключения резонансных явлений при всех режимах работы электрической сети.

В распределительных сетях при невозможности размещения регулируемых конденсаторных батарей и при соответствующем обосновании допускается установка отдельных конденсаторов, рассчитанных только на компенсацию намагничивающего тока трансформатора в базисной части графика реактивной нагрузки.

2.3.4. Собственные нужды

При организации собственных нужд ПС необходимо:

— осуществлять питание электроприемников СН переменного тока ПС от двух независимых источников (для ПС 330 кВ и выше — от трех, при этом ИБП может считаться третьим независимым источником);

— иметь на ПС 110 кВ и выше собственные источники электроэнергии, обеспечивающие автономную работу электроприемников собственных нужд, непосредственно участвующих в технологическом процессе не менее одного часа при полной потере внешнего питания СН и последующий пуск ПС «с нуля» (тип источника питания: ДГУ или ИБП, в том числе на базе аккумуляторной батареи большой мощности, должен определяться на основании технико-экономического сравнения вариантов);

— применять кабели напряжением выше 1 кВ с изоляцией из сшитого полиэтилена, ниже 1 кВ — с изоляцией, не поддерживающей горение;

Доступ к полной версии этого документа ограничен

Ознакомиться с документом вы можете, заказав бесплатную демонстрацию систем «Кодекс» и «Техэксперт».

Похожие публикации:

  • Доверенность на получение товара физическим лицом бланк Доверенность на право получения товара: бланк, образец, правила заполнения Доверенность на получение товара – это документ, который получает сотрудник от организации и который уполномочивает его получить товар или материальные […]
  • В турцию с ребенком доверенность Выезд ребенка в турцию с одним из родителей 2018 году Узнать данную информацию можно у второго родителя лично или в ФМС, которая занимается рассмотрением заявлений о несогласии на выезд детей, которым нет 18 лет, и ведет их […]
  • Образец заявления о выдаче разрешения на временное проживание образец Правила заполнения и подачи заявления на РВП в ГУВМ МВД РФ (ранее УФМС) Если вы решили инициировать получение российского гражданства, то первым этапом является оформление разрешения на временное проживание. В подаче заявления и […]
  • Образец приказа о депремировании работников образец Депремирование работника. Образец приказа Стимуляция с помощью финансов является одним из самых эффективных рычагов воздействия на сотрудников. Премия для многих является постоянной составляющей дохода. И если по каким-то причинам […]
  • Почему версальский мирный договор оказался в центре политической борьбы в германии в 1920 Почему версальский мирный договор оказался в центре политической борьбы в германии в 1920 Вопрос по истории: почему версальский мирный договор оказался в центре политической борьбы в германии в 1920е годы? Ответы и объяснения […]
  • Какой штраф за спецсигнал Какой штраф или лишение прав за спецсигналы на автомобиле по ПДД? Ответственность за мигалки Использование спецсигналов по состоянию на 2019 год запрещено ПДД. Но карается штрафами и лишением права управления не только их […]