Охранные мероприятия и биологическая защита

 

22.1 Территория ПС должна быть ограждена. Высота ограды территории ПС напряжением 35-750 кВ должна быть не менее 2,4 м.

Ограда должна быть сплошной (предпочтительно из ж/б конструкций), по верху ограды устанавливается козырек из трёх нитей колючей проволоки с наклоном во внутрь территории ПС. Проволока может не предусматриваться, если вместо нее монтируются элементы периметральной охранной сигнализации.

22.2 Ограждение территории ПС должно иметь сплошные металлические ворота и калитки, конструкция которых не должна позволять свободно их преодолевать.

22.3 Входные наружные двери всех помещений ПС напряжением 35-750 кВ следует выполнять металлическими и оборудованными внутренними замками.

22.4 Остекление зданий на территории ПС следует сокращать до минимума, особенно на ПС без постоянного дежурного персонала.

Оконные проемы не должны предусматриваться в следующих зданиях и сооружениях ПС напряжением 35-750 кВ:

- в ЗРУ на ПС без постоянного дежурного персонала;

- на фасадной стороне ОПУ в случае совмещения фасадной линии ОПУ с оградой ПС;

- в кабельных этажах и шахтах;

- в складских помещениях.

В случае необходимости в естественном освещении окна первого этажа оборудуются решетками. Окна второго и более высоких этажей рекомендуется выполнять из армированного стекла или стеклоблоков.

В случае выполнения остекления окон второго этажа из обычного стекла они должны иметь решетки.

22.5 Периметральная охранная сигнализация должна предусматриваться на:

- ПС напряжением 500-750 кВ;

- на особо важных и на ПС напряжением 220-330 кВ с числом присоединений (линейных и трансформаторных) на высшем напряжении 5 и более.

Применение периметральной охранной сигнализации при соответствующем обосновании допускается также на ПС напряжением 35-330 кВ, помимо перечисленных выше.

22.6 Охранное освещение по периметру ПС должно предусматриваться на ПС, имеющих периметральную охранную сигнализацию, а также на всех ПС с постоянным дежурным персоналом. Включение охранного освещения по периметру ПС должно осуществляться вручную или автоматически при срабатывании периметральной охранной сигнализации. Охранное освещение должно обеспечивать освещенность поверхности земли вдоль внутренней стороны ограждения не менее 0,5 лк.

22.7 Помещения ПС должны быть оборудованы охранной сигнализацией.

Охранная сигнализация помещений ПС должна осуществлять контроль:

- закрытого состояния входных наружных дверей, а также оконных фрамуг и форточек помещений ПС;

- целостности оконных стекол;

- целостности дверных и оконных проемов;

- закрытого состояния въездных ворот и калиток.

22.8 Сигналы срабатывания от периметральной охранной сигнализации и от охранной сигнализации помещений ПС должны передаваться:

- для ПС, имеющих военизированную охрану - на проходной пункт;

- для ПС, не имеющих военизированной охраны, но с постоянным персоналом - на щит управления ПС;

- для ПС с дежурством персонала менее 24 часов в сутки - на диспетчерский пункт РЭС или ПЭС по каналам телемеханики, а также на щит управления ПС;

- для ПС напряжением 35 кВ и выше без постоянного дежурного персонала - на диспетчерский пункт РЭС или ПЭС по каналам телемеханики;

- для ПС с дежурством на дому - на щит управления ПС и в производственно-жилой дом.

Передача сигнала по каналам телемеханики должна сопровождаться на ПС срабатыванием указательного реле, фиксирующего действие охранной сигнализации.

При срабатывании охранной сигнализации помещений и периметра ПС должно быть предусмотрено периодическое включение внешнего звукового сигнала.

22.9. Передача сигнала срабатывания охранной сигнализации на пульт вневедомственной охраны рекомендуется для ПС без постоянного персонала при наличии экономического обоснования и заключения соответствующих договорных соглашений.

22.10 На ПС рекомендуется предусматривать телефонную связь с ближайшим населенным пунктом, имеющим отделение (подразделение) связи с АТС,

22.11 На ПС напряжением 500-750 кВ рекомендуется использование телевизионных устройств в местах установки трансформаторов, реакторов и на территории ОРУ, а в отдельных случаях и для контроля внешнего ограждения.

22.12 На ПС с дежурным персоналом, не имеющих проходного пункта и охраны следует предусматривать переговорное устройство у въездных ворот для осуществления связи со щитом управления и дистанционного открытия калитки или ворот.

22.13 Конструкция ввода и вывода кабелей, водопровода и канализации на территории ПС должна исключить возможность проникновения на ПС посторонних лиц.

 

 

Учет электроэнергии

 

23.1 При проектировании новых и реконструируемых ПС должны быть выполнены мероприятия, обеспечивающие современные требования учету электроэнергии в соответствии с действующими нормативными документами и правилами работы оптового и розничного рынков электрической энергии и мощности. При этом должен обеспечиваться учет количества, а также и качества переданной (полученной) электрической энергии и мощности, а также определение потерь электроэнергии при ее передаче. Учет должен обеспечивать получение данных по сальдо перетокам субъектов рынка, выработке, отпуску и потреблению, а также по межгосударственным перетокам.

23.2 Счетчики электроэнергии.

23.2.1 На подстанциях, в точках коммерческого учета должны применяться трехфазные трехэлементные счетчики, которые должны включаться в каждую фазу присоединения. Счетчики должны обеспечивать реверсивный учёт для присоединений, где возможны перетоки электроэнергии в двух направлениях. Счетчики должны проводить учет активной и реактивной энергии (интегрированной реактивной мощности).

23.2.2 На вновь строящихся и реконструируемых ПС не допускается применять счетчики индукционного типа.

23.2.3 На межгосударственных ЛЭП предусматривать установку контрольного счётчика электрической энергии.

23.2.4 Счетчики электроэнергии должны иметь цифровой интерфейс для работы в системах АИИС КУЭ. Счетчики электроэнергии должны иметь не менее двух цифровых интерфейсов и Ethernet. Передача данных должна обеспечиваться с дискретностью передаваемой информации от 1 до 3 минут.

23.2.5 Классы точности счетчиков электрической электроэнергии для различных объектов учета должны быть следующими:

 

- для линий электропередачи и трансформаторов напряжением 220 кВ и выше - не хуже 0,2S.

- для линий электропередач напряжением 35-150 кВ - не хуже 0,2S, с учётом тенденции роста нагрузок до 100 МВт и выше.

- для присоединений с уровнем напряжений 6-10 кВ и ниже - не хуже 0,5S.

Класс точности счетчиков учета реактивной электроэнергии может выбираться на одну ступень ниже соответствующего класса точности счетчиков учета активной электроэнергии.

23.2.6 Подключение счетчика к трансформатору тока и напряжения следует производить отдельным кабелем, при этом подсоединение к электросчетчику должно быть проведено через испытательную коробку (специализированный клеммник), расположенную непосредственно под счетчиком.

23.3 Измерительные трансформаторы для целей учета электроэнергии

23.3.1 Подключение измерительных цепей коммерческого учета следует производить к отдельным обмоткам измерительных трансформаторов тока и напряжения соответствующих классов точности.

23.3.2 Класс точности вторичной обмотки «звезда» для цепей АИИС КУЭ измерительных трансформаторов напряжения должны быть:

 

- для воздушных и кабельных линий с номинальным напряжением 220 кВ и выше - не хуже 0,2;

- для присоединений с присоединенной мощностью 100 МВт и более - не хуже 0,2;

- для остальных присоединений - не хуже 0,5.

23.3.3 Класс точности вторичной обмотки для цепей АИИС КУЭ измерительных трансформаторов тока (ТТ) должен быть:

- для воздушных и кабельных линий с номинальным напряжением 220 кВ и выше - не хуже 0,2S;

- для присоединений с присоединенной мощностью 100 МВт и более -не хуже 0,2S

- для остальных присоединений - не хуже 0,5S.

23.3.4 При выборе ТН должен быть проведен расчет действительной мощности вторичной нагрузки на ТН, для оценки его класса точности в рабочем режиме.

Для подстанций напряжением 110-220 кВ со схемами электрических соединений распредустройств со сборными шинами, при нагрузках ТН не удовлетворяющих условиям необходимого класса точности, должна быть определена возможность замены действующих устройств РЗА и ПА на устройства с меньшим потреблением по цепям напряжения или установки второго ТН.

Необходимость установки второго ТН должна быть обоснована технико-экономическим расчетом.

23.3.5 На новых и реконструируемых ПС напряжением 330-750 кВ дополнительно к ТТ в цепях выключателей следует предусматривать установку ТТ в цепи ВЛ для подключения счетчиков к измерительной обмотке. Для схем ПС с двумя системами шин с обходной и отсутствия ТТ в цепи ВЛ с целью учета электроэнергии на ВЛ необходимо обеспечивать автоматическую фиксацию в УСПД перевода каждой ВЛ на обходной выключатель.

23.3.6 Для коммерческого учета активной и реактивной энергии на стороне ВН автотрансформатора и контроля баланса по этому напряжению следует предусматривать дополнительную обмотку ТТ класса 0,2S.

23.4 Автоматизированная информационно-измерительная система коммерческого учета электроэнергии и мощности.

23.4.1 Исходной информацией для создания системы АИИС КУЭ должны быть данные, получаемые от счетчиков электрической энергии.

23.4.2 Система АИИС КУЭ подстанций напряжением 35 кВ и выше должна охватывать все точки расчетного и технического учета активной и реактивной электроэнергии с целью получения полного баланса электроэнергии на объекте, включая балансы по уровням, отдельно по шинам (секциям шин) всех классов напряжений, с учётом собственных и хозяйственных нужд, сравнение фактического небаланса с допустимым значением небаланса, а также контроль достоверности передаваемых/получаемых данных напряжения в соответствии с нормативными документами по созданию системы АИИС КУЭ.

23.4.3 Автоматизированные информационно-измерительные системы коммерческого учета электрической энергии и мощности должны соответствовать требованиям Федерального Закона «Об обеспечении единства измерений». Метрологические характеристики АИИС КУЭ должны подтверждаться сертификатом(ами) типа средств измерений на основании проведенных испытаний уполномоченными органами Федерального агентства по техническому регулированию и метрологии (в соответствии с действующими нормативными документами). Сбор, обработка, хранение и передача информации об электроэнергии на объектах должна осуществляться с помощью метрологических аттестованных, защищенных от несанкционированного доступа и сертифицированных для коммерческих расчетов устройств сбора и передачи данных (УСПД).

23.4.4 Структура построения АИИС КУЭ и состав примененных технических средств, должны обеспечивать автоматический информационный обмен на электронном уровне между субъектами в согласованных форматах и в соответствии с техническими требованиями, предусмотренными Договором о присоединении к торговой системе ОРЭ

23.4.5 Система АИИС КУЭ должна являться автономной системой и иметь возможность интеграции в АСУ ТП в части получения из АСУ ТП положения состояния выключателей и разъединителей (только для РУ с обходной системой шин), передачи в АСУ ТП информации о неисправности элементов АИИС КУЭ (АРМ, УСПД, электросчётчиков, каналообразующей аппаратуры).

23.4.6 Информация от электросчетчиков в УСПД АИИС КУЭ ПС должна поступать в виде цифрового кода по последовательному цифровому интерфейсу RS-485 или Ethernet.

23.4.7 Автоматизированные информационно-измерительные системы коммерческого и технического учета электрической энергии и мощности на всех уровнях должны быть оснащены системами точного астрономического времени (с системой коррекции УССВ) и гарантированным электропитанием.

23.4.8 Автоматизированные информационно-измерительные системы коммерческого учета электрической энергии и мощности должны обеспечивать получение данных о средних 30-минутных (коммерческих) значениях электрической мощности и об учтенной электроэнергии по зонам суток за календарные сутки и накопительно за заданный отрезок времени (неделю, месяц, год и т.д.). УСПД, применяемые в АИИС КУЭ должны обеспечивать хранение необходимых данных первичного учета электроэнергии в течение 3,5 лет в соответствии с требованиями, предусмотренными Договором о присоединении к торговой системе оптового рынка электроэнергии.

23.4.9 Автоматизированные информационно-измерительные системы коммерческого учета электрической энергии и мощности на всех уровнях управления должны быть защищены от несанкционированного доступа к информации и ее произвольного изменения, как путем пломбирования отдельных элементов, так и программными средствами.

 

23.4.10 Установку счетчиков, УСПД и другого оборудования АИИС КУЭ производить в отдельно стоящих шкафах. Целесообразность выполнения данного требования для КРУ (КРУН) напряжением 6-10 кВ обосновать на этапе проектирования.

23.4.11 Выводы измерительных трансформаторов, используемых в измерительных цепях коммерческого учета, вторичные измерительные цепи и шкафы с оборудованием АИИС КУЭ должны быть защищены от несанкционированного доступа.

23.4.12 Следует предусматривать контроль качества электроэнергии в составе систем АИИС КУЭ на базе специализированных электросчетчиков с возможностью измерения параметров электросети с нормированными погрешностями, либо на базе специализированных устройств контроля качества электроэнергии.