Открытое акционерное обществоprilozhenie__k_tz... · web viewСША...
TRANSCRIPT
Открытое акционерное общество Екатеринбургская электросетевая компания
Утверждаю Главный инженер ОАО «ЕЭСК»
______________О.Б. Мошинский «_____»__________2008 г.
Типовые требования к проектированию вновь строящихся,
модернизируемых и реконструируемых объектов ОАО “ЕЭСК”
Екатеринбург
Данные типовые требования созданы для проектирования вновь строящихся, модернизируемых и реконструируемых объектов ОАО «ЕЭСК». Типовые требования составлены на основании:1) Технических решений ОАО ”ЕЭСК”;2) Технических советов ОАО ”ЕЭСК”;3) Технических требований к отдельным видам оборудования и объектам ОАО «ЕЭСК”. Указанные технические требования распространяются на всё отечественное и импортное оборудование, сертифицированное в РАО ”ЕЭС” (ФСК “ЕЭС”). При проектировании должны быть соблюдены требования ПУЭ, СНиП и других нормативно-технических документов. Проекты должны быть согласованы в соответствии с регламентом ОАО «ЕЭСК».
Стр.:22 Рис.:6 Табл.:2
2
Содержание1. Типовые требования к проектированию трансформаторов для ПС,РП,ТП. 5
1.1. Типовые требования к системам масляного охлаждения с дутьём для силовых трансформаторов 220, 110, 35, 10, 6 кВ….……………………….. 5
1.2.
1.3.
Типовые требования к трансформаторам 6-10/0,4 кВ (0,23 кВ) РП, ТП и к ТСН ПС………………………………………………………………………Типовые требования к проектированию трансформаторов 35-220 кВ при установке их непосредственно на фундамент без кареток (катков) и рельс……………………………………………………………………………
5
52. Типовые требования к трансформаторам напряжения 110/35/10/6кВ для
ПС, ТП, РП................................................................................................................. 63. Типовые требования к разъединителям и заземлителям 110кВ……………. 64.5.
6.
Типовые требования к устройствам автоматики подстанций.………………Типовые требования к устройствам релейной защиты и автоматики для ПС, РП, ТП…………………………………………………………………………..Типовые требования на проектирование автоматической системы управления электрооборудованием (АСУЭ) для ПС…………………………..6.1. Типовые требования на проектирование автоматизированной
информационно – измерительной системы контроля и учета электроэнергии (АИИС КУЭ) для ПС…..………………………………….
6.2. Типовые требования на проектирование систем связи…………………...6.3. Типовые требования к инженерным подсистемам АСДУ………………..
7
7 9
9 910
7. Типовые требования на проектирование оборудования освещения и отопления ПС………………………………………………………………………. 10
8. Типовые требования к оперативной блокировке на подстанциях.…………. 119. Типовые требования к компенсации емкостных токов на подстанциях….. 1110. Типовые требования к АБ (аккумуляторным батареям), ЩПТ (щитам
постоянного тока), ШОТ (шкафам оперативного тока)……………………… 1111. Типовые требования на применение отделочных материалов внутренних
помещений при проектировании зданий подстанций 35-110кВ…….……… 1111.1. Помещение ЗРУ (закрытого распределительного устройства)…………… 1111.2. Помещение ОПУ (общеподстанционный пункт управления) 1111.3. Камеры трансформаторов (Т-1, Т-2)………………………………………... 1211.4. Помещение АБ (аккумуляторных батарей)………………………………… 1211.5. Комнаты для хранения кислоты, сепараторов, принадлежностей и
для приготовления электролита………………………………………….. 1311.6. Подсобные и вспомогательные помещения (кладовые, мастерские,
лестничные летки)..……………………………………………………….. 1312. Типовые требования к ТП, РП…………………………………………………... 13
13. Типовые требования к нумерации ячеек 6-10кВ в распределительных устройствах ПС, ТП, РП……………………………………..…………………… 13
14. Типовые требования к кабельным линиям…………………………………… 1414.1. Типовые требования к транзитным кабелям на подстанциях…………….. 14
3
14.2. Типовые требования к трубам для кабельных линий…………………….. 1614.3. Типовые требования к кабельным линиям 0,4;6/10;35;110-500кВ………. 16
15.
14.4. Требования к устройству кабельной канализации на подстанциях………14.5. Проектирование кабельных сетей 0,4-10 кВ………………………………Типовые требования к воздушным линиям 0,4;6/10;35;110 кВ..….………..
161717
16. Общие требования к схемам электроснабжения г. Екатеринбурга 6-10 кВ.. 1817. Типовые требования к проектированию заземления и молниезащиты
электроустановок………………………………………………………………..... 2018. Типовые требования по поставке оборудования..………………...................... 21
18.1. Типовые требования по поставке элегазовых выключателей……………... 2118.2.18.3.
Типовые требования по особым условиям поставки оборудования………Требования к щитам собственных нужд, к панелям управления, сигнализации, релейных защит, щитов собственных нужд переменного тока и постоянного тока……………………………………………………...
21
22
19.
20.
21.
Типовое требование к схемам питания, управления электроприводов и обогревов цепей завода пружин…………………………………………………..
Типовые требования, предъявляемые к опросным листам………………….
Типовые требования по типам оборудования применяемого в ОАО ’’ЕЭСК’’……………………………………………………………………………...
22
22
22
4
1. Типовые требования к проектированию и поставке трансформаторов для ПС, ТП, РП
1.1. Типовые требования к системам масляного охлаждения с дутьём для силовых трансформаторов 220, 110, 35, 10, 6 кВ
1) Двигатели обдува каждого радиатора должны быть запитаны отдельным кабелем. 2) Должны применяться двигатели обдува с крыльчатками из полимерного материала, исключающие повреждение трубок радиаторов системы охлаждения. 3) Защита двигателей обдува должна быть выполнена на автоматах (на каждый радиатор свой автомат). 4) Защитные автоматы двигателей обдува должны быть размещены в отдельном шкафу обдува типа ШД-У1, где дополнительно размещаются термосигнализаторы или термометры многоканальные типа ТМ, автоматика управления обдувом и контроль наличия напряжения питания обдува. 5) Шкаф обдува должен обеспечивать возможность визуального контроля показаний термосигнализаторов или термометров многоканальных типа ТМ без открытия дверей шкафа, иметь освещение и обогрев (антиконденсатный и основной при понижении температуры). 6) Должна быть выполнена сигнализация отключённого положения автоматических выключателей питания схемы обдува. 7) Шкаф обдува должен быть выполнен по высоте, обеспечивающей доступ обслуживающего персонала с земли или уровня пола в закрытых подстанциях.
1.2. Типовые требования к трансформаторам 6-10/0,4 кВ РП,ТП и к ТСН ПС
1) Применять на вновь строящихся и реконструируемых объектах ОАО «ЕЭСК» трансформаторы 6-10/0,4 кВ с одинаковым сечением вводов низкого напряжения (фазных и ввода нейтрали).
2) Обязать проектные организации указывать это требование в опросных листах и спецификациях на трансформаторы.
3) Данное решение распространяется, в том числе и на трансформаторы собственных нужд подстанций.
4) В комплект поставки должны входить адаптеры (аппаратные зажимы) для втулок 0.4кВ. 5) Для ТСН и трансформаторов ДГК применять герметичные трансформаторы типа ТМГ или сухие трансформаторы.
1.3. Типовые требования к проектированию трансформаторов 35-220 кВ при установке их непосредственно на фундамент без кареток (катков) и
рельс.
1) Проектом предусмотреть обеспечение вентиляционного режима днища бака трансформатора и возможность обслуживания маслосборных устройств снизу
5
трансформатора. Предусмотреть в конструкции фундаментов двутавровые балки для установки на них трансформаторов.
2. Типовые требования к трансформаторам напряжения 110/35/10/6кВ для ПС, ТП, РП
1) Трансформаторы напряжения 110/35/10/6кВ проектировать антирезонансного типа. 2) Использовать типы трансформаторов напряжения (или их аналоги): а) НАМИ; б) СРВ (СРА) - производитель фирма «АВВ»; в) TJP с антирезонансной приставкой - производитель фирма «АВВ».
3. Типовые требования к разъединителям и заземлителям 110 кВ (220 кВ).
1) Необходимо применять разъединители серии РПД или их аналоги с моторным приводом. Для разъединителей серии РПД или аналогичных на 110 и 220 кВ, а также для заземлителей серии ЗРО или аналогичных на 110 и 220 кВ проектировать размещение моторных приводов на расстоянии 1600 мм от поверхности земли (пола) до верхней поверхности шкафа привода независимо от того: подставка разъединителя (заземлителя) крепится сразу к полу (рис.1,а) или устанавливается на фундаментных стойках (рис.1,б) либо на швеллере (рис.1,в).
а) б) в)
1 – шкаф привода разъединителя;2 – поверхность пола (земли); 3 – подставка.
Рис.1. Общий вид части разъединителя серии РПД-110: а) подставка разъединителя крепится к полу; б) подставка разъединителя устанавливается на фундаментных стойках; в) подставка разъединителя устанавливается на швеллере;
1600 мм
1600 мм
1600 мм
3
2 2
11 1
2
6
2) Панели управления разъединителями выполнять с упрощенной мнемосхемой и органами управления на лицевой панели, отражающими реальное взаимное расположение оборудования, располагать панели управления по возможности на ЩУ, в случае невозможности обеспечить прямую видимость оборудования со ЩУ располагать панели управления разъединителями за пределами РУ 110кВ, но в зоне прямой видимости. При этом необходимо обеспечить защиту панелей управления разъединителями от атмосферных осадков. 3) Необходимо, что бы было нанесено обозначения направления вращения рукоятки привода разъединителя при ручном оперировании разъединителем.
Данный раздел типовых требований распространяется и на разъединители и заземлители 35 кВ.
4. Типовые требования к устройствам автоматики подстанций
. 1) После блокировки распределительного щита и вентсистем системой пожарной сигнализации предусмотреть возможность управления вентиляцией для удаления дыма после ликвидации пожара в ручном режиме, (ручной режим для приводов огнезадерживающих клапанов и для вентиляторов). Пульт управления в ручном режиме должен располагаться в месте не подверженном сильному задымлению. Например: Пульт управления вентиляцией ЗРУ-10 в ручном режиме должен располагаться перед входной дверью в ЗРУ.
2) Предусмотреть автоматическое включение на 10-15 минут один раз в неделю вентиляции камер силовых трансформаторов для исключения большого скопления пыли в воздуховодах. При этом в первые месяцы после включения нового объекта лучше использовать ручной режим, контролируя загрязнение изоляции, так как есть риск сильного ускоренного загрязнения изоляции и, как следствие, ее пробоя.
3) Для удобства эксплуатации в случае отказа температурных датчиков и при опробовании все установки отопления должны иметь комбинированный режим работы: ручное и автоматическое управление. 4) Автоматика работы вентиляторов по температурному режиму должна быть следующая: включение должно происходить при достижении температуры в помещении плюс 35°С, выключение при температуре плюс 25°С. 5) Включение вентиляторов должно сопровождаться открытием воздушных клапанов, как в автоматическом, так и в ручном режиме. 6) Предусмотреть возможность отключения вентиляции вблизи мест установки вентиляторов и со щита управления. 7) Термостаты вентиляции камер трансформаторов устанавливать в камерах трансформаторов. 8) По возможности разместить на ОПУ все ящики управления вентиляционными системами. 9) Проектировать автоматику включения подогрева шкафов.
5. Типовые требования к устройствам релейной защиты и автоматики для ПС, ТП, РП.
1) Устройства микропроцессорной (МП) защиты должны быть децентрализованными на уровне одного присоединения или одного общеподстанционного устройства РЗА (линии, трансформатора, АЧР, ДЗШ, ЗПП-АВР и др.), т.е. в одном терминале не должно быть совмещения разных присоединений или функций.
7
2) При проектировании устройств РЗА на МП-базе должна быть разработана логическая схема терминала, сконфигурированная под проектируемый объект. 3) Питание МП-терминалов осуществлять от отдельного шлейфа. Выполнять разделение питания цепей управления от цепей РЗА. 4) В случае применения импортной техники принципиальные и иные проектные схемы должны быть выполнены в соответствии с отечественными стандартами. 5) Типы применяемого оборудования, схемы размещения защит, расположения панелей на ЩУ и мнемосхемы ПУ предоставлять на согласование в СРЗА на начальном этапе проектирования.6) При реконструкции или модернизации проводить обследование электромагнитной обстановки на проектируемом объекте. Принимать меры по обеспечению электромагнитной совместимости.7) Силовые трансформаторы 35 – 110 кВ оснащать дополнительной максимально-токовой защитой, устанавливаемой вблизи выключателя со стороны обмотки высокого напряжения и подключаемой к отдельному комплекту трансформаторов тока.8) Защиту от дуговых замыканий в распредустройствах (ЗДЗ) выполнять на оптоволокне. Не допускать совмещения в одном устройстве присоединений разных секций шин.9) АЧР выполнять на отдельных терминалах, предусматривая при этом их расположение вне релейного отсека ячейки. 10) При проектировании цепей ТН выполнять выделение цепей напряжения для учёта в отдельный шлейф. Предусматривать возможность пломбирования цепей учета.11) Передачу информации на верхний уровень (который построен на основе ПО "ОИК "Диспетчер") осуществлять с использованием протоколов МЭК 870-5-101; МЭК 870-5-104.12) При проектировании АСУ подстанции (телеуправление, телеизмерение, телесигнализация) с использованием МП-терминалов защиты необходимо предусматривать:
12.1. Получение информации и передача на верхний уровень АСУ ТП энергообъекта данных о нормальном режиме для контроля состояния самих устройств МП РЗА, защищаемого оборудования и информации регистратора аварийных событий.
12.2. Организацию канала удаленного доступа специалиста РЗА для чтения и изменения параметров терминалов и для чтения данных цифрового осциллографирования (во взаимодействии с программно - аппаратными средствами верхнего уровня).
12.3. Синхронизацию внутренних часов от внешнего источника точного времени (GPS- приемника) с точностью не хуже 2,0 мс.
13. Ячейки ЗРУ-6, 10 кВ для ПС применять двухстороннего обслуживания. При невозможности применения ячеек с двухсторонним обслуживанием другой тип ячеек согласовывать с заказчиком.14. Размеры и расположение кабельных каналов и трасс должно обеспечивать удобство обслуживания.15. Трансформаторы тока применять с количеством обмоток не менее трех. Класс точности 0,5S и 10Р. Выбирать с учетом роста мощности нагрузки и калибровки цепей. Токовые цепи учета (счетчики) и измерения необходимо разделять. Применять ТТ с изменяемым Ктт по первичной или вторичной обмоткам.16. Тип приводов и регуляторов АРПН, тип регуляторов автоматической настройки ДГК, тип ВЧ-аппаратов необходимо согласовывать с СРЗАИ. 17. Переключение режима управления силовым выключателем должно предусматривать: в режиме «Местное» - возможность управления только от ключа управления; в режиме «Телеуправление» - возможность управления от устройства телемеханики и от ключа управления.
8
6. Типовые требования на проектирование автоматической системы управления электрооборудованием (АСУЭ) для ПС.
1) Для удаленного контроля терминалов РЗА использовать сервер сбора данных (сервер SCADA-системы), располагаемый на объекте.
2) Использовать контроллер телемеханики, осуществляющий привязку к единой шкале времени с точностью не хуже 10 мс и ведущий журнал событий. Тип контроллера - «Эком».
3) Телеуправление (ТУ) коммутационными аппаратами осуществлять выдачей команд из контроллера ТМ (через блоки промежуточных реле) в сторону релейных входов терминалов РЗА, либо в сторону управляющих входов приводов выключателей. Канал, по которому сигналы ТУ доводятся до контроллера ТМ, не должен включать в себя сервер SCADA-системы.
4) Для обеспечения взаимного резервирования информации о положении КА предусмотреть следующее:
а) Основные сигналы снимать с контактов РПО и РПВ (либо аналогичных) и передавать их на верхний уровень ОИК с помощью контроллера ТМ.
б) Резервные сигналы передавать от терминалов РЗА через сервер сбора данных.
5) Для измерения физических величин (U, I, P, Q) применять цифровые измерительные преобразователи, данные с которых должны поступать в контроллер ТМ. Не использовать приборы учета АИИС КУЭ (многофункциональные счетчики) для передачи на верхний уровень ОИК данных по физическим величинам (U, I, P, Q).
6) Контрольные кабели, используемые в цепях ТМ, применять медные, экранированные, с оболочкой, не поддерживающей горение.
6.1. Типовые требования на проектирование автоматизированной информационно – измерительной системы контроля и учета
электроэнергии (АИИС КУЭ) для ПС.
1) Устанавливать измерительные ТТ и ТН для нужд АИИС КУЭ, класс точности которых должен соответствовать техническим требованиям НП АТС.
2) На вводах 110/35/10/6 кВ и линиях 110/35 кВ предусмотреть установку перетоковых счетчиков А1805 RALX-P4GB-DW-4 в модификации с резервным питанием.
3) На присоединениях 6/10 кВ и ТСН использовать счетчики СЭТ-4ТМ.03 в модификации 2xRS-485 и резервным питанием.
4) Информационные кабели, используемые в цепях АИИС КУЭ, применять медные, экранированные, с оболочкой, не поддерживающей горение.
5) Выдерживать требования об основном и резервном канале передачи данных АИИС КУЭ.
6.2. Типовые требования на проектирование систем связи
1) Применять независимые и несвязанные между собой основную (обязательно цифровую) и резервную системы связи.
2) В качестве основного канала отдавать предпочтение ВОЛС (волоконно – оптическим линиям связи). Применять магистральные и первичные мультиплексоры максимально
9
интегрирующиеся в существующие системы связи.3) В качестве резервного канала передачи данных использовать, как правило, DSL
технологии.4) В качестве резервного канала передачи данных ТМ использовать радиоканал.
6.3. Типовые требования к инженерным подсистемам АСДУ
1) Системы питания АСУЭ, АИИС КУЭ и связи должны обеспечивать автономную работу не менее двух часов.
2) Осуществлять два ввода в помещение АСДУ (от разных шин ЩСН) и установку отдельного АВР.
3) Использовать систему резервного питания приборов учета АИИС КУЭ.4) Контур заземления помещения АСДУ соединять с контуром заземления ПС в одной
точке, находящейся на минимальном расстоянии от одного из заземлителей.5) Оборудование АСУЭ, ВОЛС, ТМ, АИИС КУЭ и связи располагать в отдельных 19”
вентилируемых коммуникационных шкафах, расположенных в помещении АСДУ.6) В помещении АСДУ должны поддерживаются требуемые для работы оборудования
параметры микроклимата с помощью кондиционера и автоматической системы обогрева.
7. Типовые требования на проектирование оборудования освещения и отопления строящихся и реконструируемых подстанций
1) Основное освещение в теплых помещениях выполнять на люминесцентных светильниках типа ЛСП с лампами закрытого типа ЛД, аварийное освещение выполнять на светильниках типа НПП03-100 с лампами накаливания (или им аналогичные, мощность ламп определять проектом). 2) Аварийное освещение, освещение лестничных пролетов, неотапливаемые помещения выполнять на светильниках типа НПП03-100 с лампами накаливания (или им аналогичные). 3) Освещение камер трансформаторов выполнять комбинированным: по периметру светильники типа НПП03-100 с лампами накаливания не менее 100 Вт, верхнее освещение на светильниках типа РКУ28-250-001 с лампами ДРЛ. Для дополнительного освещения камер трансформаторов запроектировать по периметру не менее 4 светильников (по одному с каждой стороны) типа ИО или F с галогеновыми лампами мощностью 500 Вт с включением от отдельного автоматического выключателя. 4) Освещение аккумуляторных помещений выполнять на светильниках взрывобезопасного исполнения типа ВЗГ или НСП или Н4Б с лампами накаливания мощностью не менее 100 Вт (или аналогичные светильники взрывобезопасного исполнения). 5) Освещение ЗРУ-110 кВ и ОРУ-110 кВ выполнять на светильниках типа РКУ28-250-001 и РКУ28-400-001 соответственно (для помещений КРУЭ применять освещение на люминесцентных светильниках типа ЛСП-40 с лампами ЛД). Для освещения ОРУ-110-220кВ допускается применение прожекторов типа РО04-250-001 с лампами ДРЛ 250Вт с ПРА IP54.
6) Отопление всех помещений, кроме аккумуляторных, выполнять на инфракрасных обогревателях типа «Эколайн» с регулировкой по температуре.
7) В помещениях аккумуляторных батарей и телемеханики применять обогрев «теплый пол». При этом предусмотреть проектом заложение резервного греющего кабеля, для исключения работ по вскрытию пола при повреждении основного. Предусмотреть монтаж датчиков температуры в гофротрубе для возможности замены в случае отказа.
8) Вместо указанных типов оборудования можно использовать аналогичные. 9) Проектировать питающие розетки ~220 В через 10-15 м у панелей ЩУ и в ЗРУ 6-10 кВ.
10
10) В помещениях ПС устанавливать выключатели аварийного освещения исходя из расчета на 3 лампы для лучшей отключающей способности по постоянному току.
8. Типовые требования к оперативной блокировке на подстанциях
1) При новом строительстве ПС составлять и предоставлять схемы блокировок безопасности.
9. Типовые требования к компенсации емкостных токов на подстанциях
1) При проектировании новых подстанций и реконструкции действующих предусматривать установку дугогасящих реакторов и (или) резисторов (выбор ДГК согласовывать с СРЗАИ). 2) В нейтраль трансформаторов ДГК проектировать установку ОПН согласно РД 153-34.3-35.125-99 п.5.2.
10. Типовые требования к АБ (аккумуляторным батареям), ЩПТ (щитам постоянного тока), ШОТ (шкафам оперативного тока)
1) Реконструкцию системы постоянного тока необходимо проводить комплексно, не ограничиваясь заменой какого – либо одного или нескольких элементов. 2) Реконструкцию системы постоянного оперативного тока необходимо проводить только по проектам, включающим в себя, кроме замены оборудования, также и расчет всех защитных аппаратов по чувствительности и селективности. 3) При реконструкции применять только сертифицированное оборудование, отвечающее требованиям технических регламентов. 4) При замене аккумуляторной батареи предусматривать установку системы отопления помещения, соответствующей правилам эксплуатации применяемой АБ с автоматикой поддержания заданной температуры. 5) На небольших подстанциях 35-110 кВ и в РП 6-10 кВ рекомендуем применять малогабаритные необслуживаемые аккумуляторные батареи в составе шкафов ШОТ. 6) Производителям шкафов ЩПТ и ШОТ рекомендовать комплектовать эти шкафы стационарными устройствами поиска ‘’земли’’ без перерыва питания. 7) На схемах ЩПТ, ЩСН необходимо указывать номинальные токи автоматов, токи отсечек, уставок времени срабатывания, уставок зон расцепителей и уставок зон коротких замыканий. 8) Для вводных автоматов типа ВА-55 указывать аналогичные характеристики.
11. Типовые требования на применение отделочных материалов внутренних помещений при проектировании зданий подстанций
35-110 кВ
11.1. Помещение ЗРУ (закрытого распределительного устройство)11
Полы - керамогранит, мозаично-бетонные (заполнитель мраморная крошка). Стены - окрасить фасадной водно-дисперсионной акриловой краской.Потолки – окрасить фасадной водно-дисперсионной акриловой краской.Двери - металлические противопожарные.Окна - рекомендуется выполнять без окон; на неохраняемых территориях такое
выполнение является обязательным. В случае необходимости в естественном освещении следует применять стеклоблоки или армированное стекло. Оконные переплеты могут быть выполнены из сгораемых материалов. В ЗРУ окна должны быть не открывающимися. При этом должны соблюдаться правила пожарной безопасности по эвакуационным выходам.
11.2. Помещение ОПУ (общеподстанционный пункт управления)
Полы – керамогранит, мозаично-бетонные (заполнитель мраморная крошка).Фальшпол – с покрытием асбоцементными листами толщ. 20 мм по кирпичным столбикамСтены - окрасить фасадной водно-дисперсионной акриловой краской.Потолки – окрасить фасадной водно-дисперсионной акриловой краской.Двери - металлические противопожарные.Окна - должны быть открывающимися изнутри для возможности проветривания помещения и мытья стекол, а также защищены металлическими решетками.
11.3. Камеры трансформаторов (Т-1, Т-2)
Полы - бетон, шлифованный с непылящим покрытием; бетонная облицовочная плитка, керамогранит. Стены - окрасить фасадной водно-дисперсионной акриловой краской.Потолки - окрасить фасадной водно-дисперсионной акриловой краской.Двери – металлические противопожарные.
11.4. Помещение АБ (аккумуляторных батарей)
Полы – плиты керамические кислотоупорные на кислотоупорном растворе с электроподогревом.Стены - окрасить кислотостойкой (щелочестойкой) и не содержащей спирта краской. Потолки - окрасить кислотостойкой (щелочестойкой) и не содержащей спирта краской. Двери - металлические, окрасить кислотостойкой (щелочестойкой) и не содержащей спирта краской.
Помещения аккумуляторных батарей допускается выполнить без естественного освещения. У дверей должен быть выполнен плинтус из кислотостойкого материала. Металлические конструкции, стеллажи и другие части должны быть окрашены кислотостойкой (щелочестойкой) и не содержащей спирта краской.
Вентиляционные короба и вытяжные шкафы должны быть выполнены из оцинкованного листа.
12
11.5. Комнаты для хранения кислоты, сепараторов, принадлежностей и для приготовления электролита
Требования те же, что и для АБ. (кроме подогрева полов).
11.6. Подсобные и вспомогательные помещения (кладовые, мастерские, лестничные клетки, коридоры, венткамера, биотуалет)
Полы - бетонная облицовочная плитка, керамогранит.Стены - окрасить фасадной водно-дисперсионной акриловой краской. В биотуалете низ стен облицевать глазурованной плиткой.Потолки - окрасить фасадной водно-дисперсионной акриловой краской. Двери - металлические противопожарные. Стеллажи - должны быть металлические.
12. Типовые требования к ТП, РП
1) Применять мачтовые МКТП -10(60)-0,4кВ в исключительных случаях, и только как источник временного электроснабжения с трансформаторами до 100 кВа. Применять КТПН конструктивного исполнения РУ ВН с верхним расположением сборных шин, с кабельными выводами нижнего расположения, предусматривающего коридор обслуживания для РУ ВН. Исключить применение КТПН с РУ, не имеющим защитного ограждения коммутационных аппаратов при производстве переключения. 2) При новом строительстве, а так же замену морально и физически устаревшего оборудования в городских условиях применять БКТП, в случае наличия большего количества отходящих фидеров возможно строительство типового ТП, при согласовании с техническим руководством ОАО “ЕЭСК”. 3) Расположение оборудования в ТП, РП должно быть безопасно и достаточно удобно для проведения осмотров и ремонтных работ. 4) При проектировании зданий ТП, РП должны быть учтены меры по снижению шума и воздействия на окружающую среду.
13.Типовые требования по нумерации ячеек 6-10кВ в распределительных устройствах ПС, ТП, РП
1) В распредустройствах с 2х-сторонним расположением ячеек 6-10 кВ; слева-нечетные номера, справа-четные, если смотреть от главного входа центрального коридора обслуживания, независимо от расположения секций и систем шин. Предусматривать запасные номера по концам резервных ячеек.
2) В распредустройствах с односторонним расположением ячеек нумерация сквозная – отсчет слева со стороны главного входа центрального коридора обслуживания. Также предусматривать запасные номера по концам резервных ячеек.
13
14. Типовые требования к кабельным линиям
14.1. Типовые требования к транзитным кабелям на подстанции
1) При реконструкции действующих подстанций и невозможности прокладки кабелей с разных сторон в распределительном устройстве на соответствующую секцию шин, транзит кабельных линий выполнять в кабельном полуэтаже в специальном кабельном канале, перекрытом асбестоцементными плитами (рисунок 2).
2) При невозможности выполнения п.1 (скальный грунт и др.) применять один из двух вариантов:
а) Прокладку кабелей выполнять в асбестоцементных трубах на кабельных полках (стеллажах); заход и выход кабеля из асбестоцементной трубы в кабельный колодец закрываются несгораемыми уплотнениями (рисунок 3).
б) Прокладку кабелей выполнять на кабельных полках (стеллажах) вдоль стен помещений подвала, закрытых асбестоцементными листами толщиной не менее 15мм, места подвода кабелей к ячейкам и другим сооружениям, а так же все стыки асбестоцементных листов, закрывается несгораемыми уплотнениями с огнестойкостью не менее 0,75ч (рисунок 4).
Примечание:
Не зависимо от способа прокладки кабели покрываются огнезащитным составом.
Полки для кабельных линий должны выдерживать вес кабелей и асбестоцементных труб (рассчитывается проектом).
14
15
3) При реконструкции кабельных линий обязательно наличие согласованного проекта.
14.2. Требования к трубам для кабельных линий
1) Трубы из сополимерного полипропилена «Pragma» фирмы Pipe Life и гибкие полиэтиленовые трубы фирмы «ДКС» (а также аналогичные трубы других фирм производителей), разрешить к применению в ограниченных случаях, а именно: при радиальных вводах КЛ или вводах КЛ под углом в здания, кабельные сооружения и др. при отсутствии механических нагрузок на эти участки, т.к. не обеспечиваются все механические характеристики, необходимых для защиты КЛ, проложенных в земле. 2) В местах прокладки КЛ, где вероятность механического повреждения значительна, тем более в ответственных случаях, а именно: при пересечении дорог, различного рода въездов, выходов КЛ из земли, пересечения КЛ с коммуникациями или другими КЛ, пересечения с трамвайными путями, параллельная прокладка с воздушными линиями в стесненных условиях, необходимо применять напорные трубы из полиэтилена или асбестоцементные, согласно конкретных условий. При необходимости обеспечить дополнительную жесткость можно применить в качестве футляров стальные трубы, в которые обязательно должны вкладываться ПНД трубы. Следует обратить особое внимание при применении пластиковых труб на технические условия их монтажа, особенно уплотнения концов труб для исключения попадания воздуха и тем самым поддержания горения в аварийных ситуациях.
Не зависимо от способа прокладки кабели покрываются огнезащитным составом.
14.3.Типовые требования к кабельным линиям 0,4;6/10;35;110-500кВ
1) Выбор КЛ 0,4;6/10;35;110-500кВ должен осуществляться с учетом требований ПУЭ, СНиПов, правил и инструкций по проектированию. 2) Для кабельных линий напряжением 0,4 кВ использовать кабели с уровнем изоляции 1 кВ. 3) Для прокладки кабелей из СПЭ в кабельных сооружениях применять кабель с несгораемой оболочкой.
4) Для однофазных кабелей напряжением 6 - 500 кВ необходимо уделять повышенное внимание выбору способа заземления экранов и проводить соответствующие обосновывающие расчеты.
5) Все силовые кабели и кабели вторичной коммутации на подстанциях применять только медные.
14.4. Требования к устройству кабельной канализации на подстанциях.
1) Устройство кабельной канализации на вновь проектируемых подстанциях выполнять таким образом, чтобы исключить прохождение транзитных кабелей через кабельный подвал. Для этого с каждой стороны РУ, где располагаются секции шин должны быть организованы заходы из кабельной канализации в трубах, количество которых должно соответствовать количеству ячеек секций с учетом резерва. (п.15.25 ВППБ01-02-95*).Принцип захода: одна секция – один организованный заход кабелей. При невозможности исключить транзитные необходимо применить п.14.1 настоящих Типовых требований. 2) Прокладку контрольных кабелей в кабельных сооружениях на ЩУ подстанций предусматривать на специальных кабельных конструкциях (лотках) послойно, высота слоя не должна превышать 150мм, или пучками, максимальным размером в диаметре не более
16
100мм. (п.15.26 ВППБ01-02-95*, п.2.3.124 ПУЭ).
14.5. Проектирование кабельных сетей 0,4-10 кВ.
1) Взаиморезервирующие кабельные линии от ПС до РП при прокладке в земле рекомендуется прокладывать по разным трассам. Кабельные линии прокладыватются непосредственно в земле, в траншеях. При технико-экономических обоснованиях допускается прокладка кабельных линий в каналах, блоках, коллекторах и тоннелях. Питающие кабельные ЛЭП 6-10 кВ от подстанций 35-110 кВ к распределительным пунктам рекомендуется выполнять КЛ с изоляцией из сшитого полиэтилена сечением не менее 400мм2 для повышения пропускной способности ЛЭП, рационального использования номинального значения ячейки на ПС, обеспечения требуемого уровня нагрузки распределительного пункта.
2) Линии электропередач 0,4 кВ на селитебной территории города, в районах застройки зданиями высотой 4 этажа и выше должны выполняться кабельными. В распределительных сетях 0,38 и 6-10 кВ кабели с алюминиевыми жилами при прокладке их в траншеях рекомендуется принимать сечением не менее 70 мм2. Сечение кабелей по участкам линии следует принимать с учетом изменения нагрузки участков по длине. При этом на одной линии допускается применение кабелей не более трех различных сечений. При проектировании кабельных ЛЭП 0,4 кВ выбор сечения ЛЭП необходимо выполнять с учетом подключения перспективной нагрузки. Для кабельных линий, прокладываемых в земле рекомендуется применять бронированные кабели. Металлические оболочки этих кабелей должны иметь внешний покров для защиты от химических воздействий. В четырехпроводных сетях должны применяться четырехжильные кабели, с жилами равного сечения (с одинаковым сечением всех четырёх жил, то есть сечения фазных и нулевой жил должны быть одинаковыми). При проектировании КЛ с сечениями жил 120 мм2 и выше исключить применение кабелей с однопроволочными жилами.
15. Типовые требования к воздушным линиям 0,4-6/10,35;110 кВ.
1) При новом строительстве и реконструкции ВЛ 0,4-6/10 кВ выполнять только сиспользованием самонесущих изолированных проводов, изготовленных в соответствии со стандартом РФ ГОСТ Р 52373-2005.
2) Выбор всех типов линейной арматуры (зажимы поддерживающие, натяжные, ответвительные, соединительные и др.), определение длин пролетов, стрел провесов, усилий тяжения проводов осуществлять согласно решений, разработанных в типовых проектах ОАО «РОСЭП».
3) Для повышения эксплуатационной надежности при реконструкции и новом строительстве ВЛ 6/10 кВ применять стойки СВ-110-5.
4) Для защиты ВЛЗ 6/10 кВ при реконструкции и новом строительстве применять длинно-искровые разрядники производства ОАО «НПО Стример». Места установки и
17
крепление на опорах выполнять в соответствии с решениями, представленными в типовых проектах ОАО «РОСЭП».
5) Запрещено использовать для грозозащиты ВЛ 6/10 кВ выполненных проводом СИП «дугозащитные рога».
6) ВЛ 6/10-0,4 кВ должны выполняться проводом одного сечения по всей длине линии (магистрали). Сечение проводов на магистралях должно быть не ниже 70 мм2 (по алюминию). 7) При соответствующем обосновании выполнять магистрали ВЛ 6/10 кВ на стальных многогранных или железобетонных центрифугированных опорах с подвесными изоляторами (в габаритах 35 кВ).
8) На ВЛ 35-110 кВ следует применять одноцепные и многоценные стальные многогранные опоры. В обоснованных случаях - центрифугированные железобетонные опоры.
9) Применять на ВЛ 35-110 кВ эффективные средства защиты от климатических воздействий (многочастотные гасители вибрации, гасители пляски и ограничители гололедообразования).
10) Использовать на ВЛ 35-110 кВ конструктивные решения на основе арматуры с улучшенными электромеханическими характеристиками и повышенной надежностью,
16. Общие требования к схемам электроснабжения г. Екатеринбурга 6-10 кВ.
В соответствии с требованиями «Инструкции по проектированию городских электрических сетей» (РД 34.20.185-94) схема электроснабжения должна быть гибкой, простой, наглядной, оптимальной, обеспечивать требуемую надежность, а её построение должно предусматривать:
возможность поэтапного сооружения и последующего развития без коренного переустройства с максимально возможным использованием существующих сетей;
высокий уровень качества электрической энергии;
оптимизацию затрат на строительство и эксплуатацию сети.
В результате анализа поступающих заявок на технические условия разрабатываются комплексные схемы электроснабжения различных районов города с требуемым уровнем надежности электроснабжения потребителей, обеспечивающие возможность резервирования нагрузок от разных центров питания–Подстанций 35-110 кВ.
Комплексная схема электроснабжения не должна корректироваться по распределительной сети при изменении:
Планировки квартала, этажности домов;
Очередности застройки кварталов;
Места размещения РП и ТП внутри квартала, количества ТП;
Нагрузки микрорайонов в пределах резервов мощности распределительной сети.
18
Классификация электроприемников на 1, 2 и 3 категорию надежности электроснабжения применяется в соответствии с «РД 34.20.185-94», Свода правил по проектированию и строительству «СП 31-110-2003», ПУЭ.
Схема питания распределительных сетей 6-10 кВ принимается двухлучевая. Количество РП, ТП и питающих линий 10 кВ выбирается в зависимости от суммарной нагрузки микрорайонов. Количество трансформаторов в РП, ТП определяется из условий установки двух взаиморезервируемых трансформаторов. Строительство распределительных пунктов, совмещенных с трансформаторной подстанцией позволяет использовать номинал ячейки установленной на ПС 110/10 кВ и снижает количество фидеров 6-10 кВ отходящих от ПС. В районах многоэтажной застройки (9 этажей и выше) оптимальная нагрузка РП должна составлять : при напряжении 10 кВ – 9-10 МВА.
Распределительный пункт, трансформаторная подстанция.
Для электроснабжения потребителей относящихся к первой категории или второй категории электроснабжения с высокой единичной мощностью рекомендуется источником питания принять распределительный пункт совмещенный с трансформаторной подстанцией на основе типового проекта ЗАО «Екатеринбурггорпроект» 407-3-444.87 ( 11-РПК- 2ТМ ) или другие новые аналогичные типовые проекты с МС ВВ и АВР на в/в стороне. Однолинейная схема коммутаций РП, совмещенного с трансформаторной подстанцией представлена ниже.
Рис.5. Однолинейная схема коммутаций РП, совмещенного с трансформаторной подстанцией.
Для электроснабжения потребителей относящихся ко второй, третьей категории электроснабжения рекомендуется источником питания принять трансформаторную
19
подстанцию без АВР на стороне 6-10 кВ по типовому проекту института ЗАО «Екатеринбурггорпроект» 407-3-351-ЕГП1-2002 с секционированными шинами 10 кВ с учётом корректировки на панельную строительную часть или кирпичную. Однолинейные схемы коммутаций ТП представлены ниже.
Рис.6. Однолинейные схемы коммутаций ТП с секционированными шинами 10 кВ.
Для экономии площадей при размещении ТП и снижения сроков строительства ТП рекомендуется применять БКТПН (блочная комплектная трансформаторная подстанция наружной установки). В обоснованных случаях допускается применять встроенные в здания ТП. При размещении ТП в общественных зданиях должны соблюдаться требования Норм проектирования жилых и общественных зданий. Для уменьшения габаритов строительной части трансформаторных подстанций рекомендуется применять элегазовое оборудование.
17. Типовые требования к проектированию заземления и молниезащиты электроустановок
1) Выбор сечения заземляющих спусков с металлоконструкций на контур заземления выполнять согласно РД 153-34.0-20.525-00.
2) Предусматривать количество заземляющих спусков с металлоконструкции на контур заземления не менее 2-х штук (Самый лучший вариант - заземлять каждую стойку под электрооборудованием).
3) Отражать в проекте способы и места заземления эл, печей, коробов для контрольных, сигнальных и силовых кабелей, а так же щитов 0,4кВ.
4) В проектной документации на молниезащиты ОРУ-220/110/35кВ приводить расчет защитных зон молниеотводов.
5) При проектировании молниезащиты, кроме ранее утвержденных инструкций, руководствоваться так же «Инструкцией по устройству молниезащиты зданий, сооружений и промышленных коммуникаций», ЦПТИ ОРГРЭС, Москва,2004г. 15
20
6) К проектной документации прилагать расчет по выбору ОПН-220/110/35/10/6кВ.7) При выборе ОПН предпочтение отдавать зарекомендовавшим себя заводам-
изготовителям: фирма ABB (Pexlim), «Raychem».8) Предоставлять в СИиЗП проекты схем контура заземления и молниезащиты в
бумажном и электронном варианте.
18. Типовые требования по поставке оборудования.
18.1. Типовые требования по поставке элегазовых выключателей
1) В опросных листах на элегазовые выключатели обязательно указывать необходимость поставки устройств для заполнения элегазом.
18.2. Типовые требования по особым условиям поставки оборудования
К особым условиям поставки оборудования должны прилагаться следующие требования: 1) Акт проверки резин на маслостойкость с кипячением в трансформаторном масле марки ГК в течение 24 часов. 2) Хроманализ масла до и после высоковольтных испытаний. З) Анализ витковой изоляции на степень полимеризации до и после сушки активной части. 4) 3аземление активной части трансформатора вывести на наружную стенку бака через проходной полимерный изолятор, который должен быть защищен от повреждения. 5) Прессовка обмоток прессующими шпильками с пружинной подрессовкой телескопическими пружинами. 6) Защита масла - воздухоосушитель, ТСФ. 7) Резина маслостойкая, марка УМ по ГОСТ12855. 8) Комплектация вводами ВН BRIT фирмы ABB Электроизолит Бушинг или вводами с внутренней твердой изоляцией конденсаторного типа «RIP» ЗАО «Московский завод «ИЗОЛЯТОР» им. А.Баркова». Внешняя изоляция может быть фарфоровой или полимерной. 9) Установить поворотные затворы на ТСФ, радиаторы, газовые реле. 10) На маслоотборном устройстве (кране) установить дополнительную маслостойкую заглушку или выполнить его в виде поворотного крана с заглушкой.11) Для спуска воздуха при заполнении трансформатора маслом вместо болтов с резиновыми уплотнениями установить болты с пробковыми уплотнениями. 12) Предусмотреть механическую защиту датчиков термосигнализатора в месте установке на крышке трансформатора. 13) Привод РПН расположен «по центру» трансформатора, поэтому пробка для слива отстоя и шлама из расширителя и маслопровод с газовым реле не должны располагаться над приводом РПН. 14) На сливе масла из бака трансформатора установить стальную задвижку. 15) Стационарная лестница должна предусматривать смотровую площадку, которая должна обеспечивать свободный доступ персонала к газовому реле для осмотра и обслуживания. Лестница должна иметь устройство, запираемое на замок и препятствующее свободному доступу посторонних людей к газовому реле трансформатора. 16) Гарантийный срок эксплуатации-5 лет с момента окончания комплексного опробования.
17) Техническая документация по ГОСТ 11677,12965. Дополнительно к ГОСТ в паспорт на трансформатор необходимо включить:-показатель степени полимеризации витковой изоляции исходно;-% изменения массы полосовой и листовой резины, примененной на данном трансформаторе после воздействия масла марки ГК при 100° в течение 24 часов;
21
расчетный коэффициент запаса динамической устойчивости;-хроматографический анализ газов, растворенных в масле до и после заводских высоковольтных испытаний трансформатора; - импульсные испытания не производить;- протоколы измерений и расчеты Zk (Необходимо выполнить замеры сопротивления короткого замыкания (Zk) трансформатора на крайних и на номинальном ответвлениях, а также рассчитать Zk на основном (номинальном) ответвлении). Предоставить протоколы измерений и расчеты.
18) После сдаточных испытаний на трансформаторе никаких работ не производить. 19) Нагрев трансформатора токами не производить, производить нагрев активной части только маслом через цеалитовую установку.
18.3. Требования к щитам собственных нужд, к панелям управления, сигнализации, релейных защит, щитов собственных нужд переменного
тока и постоянного тока.
1) Проектировать на щите собственных нужд на одной из секций резервный автоматический выключатель с номинальным током 250 А и с возможностью изменения уставки независимого расцепителя в диапазоне от 100 до 250А (с целью в процессе эксплуатации возможности подключить через этот автомат цеалитовую установку). 2) Панели управления, сигнализации, релейных защит, щитов собственных нужд переменного тока и постоянного тока со стороны кабельных каналов должны выполняться с противопожарными перегородками заводского изготовления. Перегородки должны быть съемными. Проходы кабелей через перегородки организуются через специальные отверстия, заглушенные пробками или съемными пластинами.
19. Типовое требование к схемам питания, управления электроприводов и обогревов цепей завода пружин
При разработке схем питания, управления электродвигателей приводов и обогревов, цепей завода пружин исключить возможность запараллеливания секций 0,4 кВ со щита собственных нужд.
20. Типовые требования, предъявляемые к опросным листам.
1) Опросные листы предоставлять единого образца от завода изготовителя.
21. Типовые требования по типам оборудования применяемого в ОАО ’’ЕЭСК’’:
Примечание: в колонке «Производитель» указаны основные производители, можно применять оборудование и других производителей с аналогичным качеством.
Подстанции 35-110-220 кВ№ п/п Наименование оборудования Тип оборудования Производитель Примечание
Трансформаторы 110/351 Трансформаторы ОАО «Уралэлектротяжмаш»
2 Трансформаторы ОАО «Электрозавод»
3 Трансформаторы Тольяттинский трансформаторный завод
РПН для силовых трансформаторов
22
1 Привод РПН MZ-4.1 Болгария
2 Привод РПН BUL AББ3 Регулятор напряжения РКТ.01 Микрономика (г. Екатеринбург)4 Регулятор напряжения TAPCON MR, Германия
Выключатели 110 кВ1 ВЭБ-110-40/2000УХЛ1 ОАО «Уралэлектротяжмаш»
2 Элегазовые баковые выключатели 145 РМ
АББ «Электроинжиниринг»
3 Элегазовые колонковые выключатели LTB 145 АББ «Электроинжиниринг» Только для
закрытых ПС4 Модуль ПАСС МО АББ «Электроинжиниринг
Блочная комплектная трансформаторная подстанция 110кВорматорная под
1 комплектная трансформаторная подстанция КТПБ 110 Группа компаний "Электрощит-ТМ Самара
2 комплектная трансформаторная подстанция КТПБ 110 НПФ «Альянс-Электро»
Комплекты жесткой ошиновки 100
1 Комплекты жесткой ошиновки 110ЗАО «Завод
электротехнического оборудования»
2 Комплекты жесткой ошиновки 110 НПФ «Альянс-Электро»
Выключатели 35 кВ
1 Выключатель 35 кВ ВГБЭП-35-12,5/630УХЛ1111 ,5,б
ОАО «Уралэлектротяжмаш»
2 Выключатель 35 кВ ВГБЭ-35-12.5/630УХЛ1
ОАО «Уралэлектротяжмаш»
Выключатели 6-10 кВ
1 Выключатель 6-10 кВBB/TEL-10-20/1600 У2; BB/TEL-10-25/1600 У2; ООО Таврида Электрик
2 Выключатель 6-10 кВ Вакуумный выключательVD4
3 Выключатель 6-10 кВ Вакуумный выключатель типа EVOLIS ЗАО "Шнейдер Электрик"
4 Выключатель 6-10 кВ ЗАН5 ОАО «Нижнетуринский электроаппаратный завод»
5 Выключатель 6-10 кВ Минусинский Завод
Комплектная трансформаторная подстанция-35кВ
1 Блочная комплектная трансформаторная подстанция 35 кВ
КТПН 35-0,4 Группа компаний "Электрощит-ТМ Самара
Разъединители 110 с электроприводом
1 Разъединители 110 РГП 110 Группа компаний "Электрощит-ТМ Самара
2 Разъединители 110 РПД-110/1600-2000УХЛ1
ОАО «Уралэлектротяжмаш»
3 Разъединители 110 SGF 123п ЗАО ABB УЭТМ-Маркет
4 Разъединители 110 РГН-110/1000-2000 ЗАО "ЗЭТО"
5 Разъединители 110 РГД-110П/1000УХЛ1 «Электроаппарат»
6 Разъединители 110 РГ ЗАО «ВЗВА»
КРУ 6-10
1 высоковольтные ячейки ZS1 Германия
2 высоковольтные ячейки К-63Группа компаний "Электрощит-ТМ
Самара3 высоковольтные ячейки PIX 17 ЗАО " АРЕВА Передача
и распределение"
4 ячейки с выключателями BB/TEL D12P ООО Таврида Электрик
КРУН 6-10
23
Модульное здание, секции с 2 х I сторон К-63МГруппа компаний
"Электрощит-ТМ Самара
Распределительные сети№ п/п Наименование оборудования Тип оборудования Производитель Примечание
БКТП
1 Блочная комплектная трансформаторная подстанция в ж/б объемном корпусе
2БКТП-10002БКТП-1600 ООО "Модуль"
2 Блочный комплектный распределительный пункт в ж/б объемном корпусе
БРП-6 (10) кВ ООО "Модуль"
3ТП типового проекта « Екатеринбург проект»
(здание кирпичное).Согласно проекта.
4 Комплектное ТП наружного типа в металлическом корпусе.
КТП-Н 100-630/10(6)/ 0.4 ЗАО «Орский завод электромонтажных изделий»
5 Комплектное ТП наружного типа в металлическом корпусе.
КТП-Н 100-630/10(6)/ 0.4 Группа компаний «Электрощит» ТМ Самара.
Трансформатор для ТП, РП
1 силовой трансформатор для РП, ТП ТМГ Минский электротехнический завод
2 силовой трансформатор для РП, ТП ТМГ ОАО "Укрэлектроаппарат"
3 силовой трансформатор для РП, ТП ТМГ ООО "Самарский трансформатор"
4 силовой трансформатор для РП, ТП ТМГ ОАО «Алтайский трансформаторный завод»
5 силовой трансформатор для РП, ТП Сухие трансформаторы ООО «РосЭнергоТранс» С сухой изоляцией
6 силовой трансформатор для РП, ТП ТСЛ ЗАО "Трансформер" с сухой изоляцией
7 силовой трансформатор для РП, ТП RESIBLOC ABBAG с сухой изоляцией
8 силовой трансформатор для РП, ТП Low Less ZUCCHINI GROUP с сухой изоляцией
9 силовой трансформатор для РП, ТП Trial «Schneider Electric» с сухой изоляцией
Ячейка для ТП, РП
1 ячейка 6-10 кВ для РП, ТП КСО-292 "AREVA"2 ячейка 6-10 кВ для РП, ТП КСО-366 "AREVA"
3 ячейка 6-10 кВ для РП, ТП КСО-366 "ЭМУ-2"
4 ячейка 6-10 кВ для РП, ТП КРУ-С "AREVA"
Выключатель 6-10 кВ
1 Выключатель 6-10 кВ BB/TEL ООО Таврида Электрик2 Выключатель 6-10 кВ ЗАН5 ОАО "Нижнетуринский
электроаппаратный3 Выключатель 6-10 кВ Минусинский ЗаводПанель 0,4 кВ
1 панель 0,4 кВ ЩО-70 "AREVA"2 панель 0,4 кВ ЩО-70 "ЭМУ-2"
3 панель 0,4 кВ ШНН ООО «АББ Мосэлектрощит»
КРУЭ для БКТП
1 КРУЭ для БКТП Safe Ring ООО "АББ Мосэлектрощит"
2 КРУЭ для БКТП RM-6 "Schneider Electric"
24
3 КРУЭ для БКТП 8DJ20 "Siemens"
4 КРУЭ для БКТП Uniswitch ООО "АББ Мосэлектрощит"
№ п/п Наименование оборудования Тип оборудования Производитель Примечание
Кабельные линии и муфты (04;6-10кВ)
1 Кабель 0,4 кВ АВВГ ОАО "Севкабель"г. Санкт-Петербург
2 Кабель 0,4 кВ АВБбШв ОАО "Севкабель"г. Санкт-Петербург
3 Кабель 6-10 кВ АПвПуЗАО «Москабель» г.Москва, ОАО «Камкабель» г.Пермь,
ОАО «Иркутсккабель»г.Иркутсксшитый п/э
4 Кабель 6-10 кВ ПвПЗАО «Москабель» г.Москва, ОАО «Камкабель» г.Пермь,
ОАО «Иркутсккабель»г.Иркутсксшитый п/э
5 Кабель 6-10 кВ АПвВЗАО «Москабель» г.Москва, ОАО «Камкабель» г.Пермь,
ОАО «Иркутсккабель»г.Иркутсксшитый п/э
6 Кабель 6-10 кВ АПвПЗАО «Москабель» г.Москва, ОАО «Камкабель» г.Пермь,
ОАО «Иркутсккабель»г.Иркутсксшитый п/э
3 Кабель 6-10 кВ АПВпг ЗАО "Москабель"г. Москва
4 Кабель 6-10 кВ ПвПу2г ОАО "Камкабель"г. Пермь сшитый п/э
5 Кабель 6-10 кВ ПвПу2г ЗАО "Москабель"г. Москва сшитый п/э
6 Кабель 6-10 кВ АПВпу ЗАО "Москабель"г. Москва
7 Кабель 6-10 кВ АПВпг ОАО "Камкабель"г. Пермь
8 Кабель 6-10 кВ ААБЛ ОАО "Камкабель"г. Пермь
9 Кабель 35кВ ПвПу2г ОАО "Иркутсккабель"г. Иркутск сшитый п/э
10 Кабель 110 кВ ПвПу2г ЗАО "Москабель"г. Москва сшитый п/э
11 Муфта 0,4 кВ концевая GUST RaychemГермания
12 Муфта 0,4 кВ концевая КНТп-1, КВТп-1 ООО "ЭРГ"г. Санкт-Петербург
Для организации временного
электроснабжения
13 Муфта 0,4 кВ соединительная GUSJ RaychemГермания
14 Муфта 0,4 кВ соединительная СТп-1, ПСТп-1 ООО "ЭРГ"г. Санкт-Петербург
Для организации временного
электроснабжения
15 Муфта 6-10 кВ концевая GUST RaychemГермания
16 Муфта 10 кВ концевая КНТп-10, КВТп-10 ООО "ЭРГ"г. Санкт-Петербург
Для организации временного
электроснабжения
17 Муфта 10 кВ концевая POLT RaychemГермания
18 Муфта 35 кВ концевая POLT RaychemГермания
19 Муфта 110 кВ концевая FCEV RaychemГермания
20 Муфта 110 кВ концевая APECB ABB
21 Муфта 10 кВ соединительная СТП-10, ПСТпО-10 ООО "ЭРГ"г. Санкт-Петербург
Для организации временного
электроснабжения
22 Муфта 10 кВ соединительная SXSU RaychemГермания
23 Муфта 35 кВ соединительная RPKJ RaychemГермания
24 Муфта до 35кВ 92-A…. 3МСША холодная усадка
25 Муфта 110 кВ соединительная SMPGB ABB26 Муфта 110 кВ соединительная MSA Швейцария
Воздушные линии1 0,4-10 кВ СИП-2А, СИП-3 ОАО «Иркутсккабель»,
25
ОАО «Севкабель», Юж. Кабель
2 Реклоузер PBA/TEL ООО «РК Таврида Электрик»3 Разрядник длинно-искровой РДИП-10 ООО «НПО Стример»4 Линейная арматура для СИП NILED
В данные типовые требования могут вноситься изменения и дополнения в соответствии с принятием технических решений.
Зам. главного инженера по производству Е.Н. Адаричев
Зам. главного инженера по эксплуатации Д.И. Померанец
Зам. главного инженера Пыжьянова Н.Н.
Начальник СРС В.С. Кулышев
Начальник ПТО Л.М. Масасин
Начальник СПС ______________________________________А.В. Алябьев
Согласовано:
Начальник СРЗАИ И.Е. Орлов
Начальник САСДТУ А.Г. Колмогоров
Начальник ОДС Е.А. Мальцев
Начальник СИиЗП А.А. Лучининов
Начальник СПР М.В. Осотова
Начальник СТН М.А Касьянова
Начальник СНТБ А.В. Авдонькин
Начальник Ю-З РЭС А.В. Карпенко
Начальник СРЭС Е.В. Сотрихин
Начальник ВРЭС И.А. Васильев
26
Лист согласования с Проектными организациями.
ООО «Проектная компания» «Электрические Сети» Бабинцев В.Н.
ООО «Электропроект» Чернядев В.Г.
ЗАО «Проектно-инженерный центр УралТЭП» Шипулин В.Г.
ОАО «Инженерный центр энергетики Урала» Кунгурцев А.А.
27