ПРОТОКОЛ № 1006/3
преддоговорных переговоров
Дата проведения переговоров: 23.09.2015
Время проведения переговоров: 12:00 - 12:45 (Мск)
Присутствовали:
от АО «СПб ЭС» члены ПДЗК:
ФИО
|
Должность
|
Конева А.А.
|
Заместитель генерального директора по развитию
|
Морозова Е.А.
|
Директор по корпоративному управлению и закупочной деятельности
|
Жук В.А.
|
Директор по развитию и реализации услуг
|
Киселев С.А.
|
Директор по строительству источников питания
|
от ООО «ПитерЭнергоМаш»
ФИО
|
Должность
|
Евстигнеева Ю.М.
|
Финансовый директор
|
Место проведения переговоров: 196191, г. Санкт-Петербург, пл. Конституции, д. 7, лит. А, каб. 929.
Вопросы, рассмотренные Сторонами:
1. Общая стоимость договора;
2. График поставки оборудования;
3. Техническое задание на поставку оборудования;
4. Внесение изменений в проект договора по инициативе Заказчика;
5. Протокол разногласий, приложенный ООО "ПитерЭнергоМаш" в составе заявки на участие в открытом двухэтапном конкурсе;
6. Протокол разногласий, представленный ООО "ПитерЭнергоМаш" на преддоговорных переговорах.
По результатам переговоров Стороны решили:
1. Общая стоимость договора «Модульная мобильная подстанция (ММПС) 5 комплектов: 2х25 МВА 110/20(10) кВ» составит 1 593 432 477,00 руб., в т.ч. НДС (18%).
2. График поставки оборудования:
- 2 комплекта ММПС 2х25 МВА 110/20(10) кВ – май 2016 г.;
- 1 комплект ММПС 2х25 МВА 110/20(10) кВ – июль 2016 г.;
- 2 комплекта ММПС2х25 МВА 110/20(10) кВ – сентябрь 2016 г.
3. Утвердить АО «СПб ЭС» и согласовать ООО «ПитерЭнергоМаш» Техническое задание на поставку оборудования:
Объект:
|
модульная мобильная подстанция (ММПС) 110/20(10) кВ мощностью 25 МВА наружного исполнения на платформах полуприцепов
|
Заказчик:
|
АО "СПб ЭС"
|
Изготовитель:
|
ООО "ПитерЭнергоМаш"
|
Основные технические характеристики:
|
ММПС должна быть изготовлена климатического исполнения «У», категории
размещения «1» по ГОСТ 15150-69.
ММПС должна состоять из 2-х самостоятельных передвижных модулей, каждый на базе отдельного полуприцепа, в том числе модуля высокого напряжения 110 кВ (модуля ВН) и низкого напряжения 20 (10) кВ (модуля НН).
-
В модуле ВН разместить, в т.ч., но не ограничиваясь:
ячейку КРУЭ с силовым выключателем.
силовой трансформатор 115/22(10,5) кВ мощностью 25 МВА.
заземлитель нейтрали обмотки 110 кВ силового трансформатора.
ОПН 110 кВ со стороны линии.
ОПН в нейтрали обмотки 110 кВ силового трансформатора.
-
В модуле НН разместить, в т.ч., но не ограничиваясь:
РУ номинального напряжения 20 (10) кВ в составе не менее чем 1-й вводной и 5-ти ячеек КРУ отходящих линий в комплекте с устройствами защиты, управления и сигнализации, а также ячейки трансформатора напряжения с заземлителем.
трансформатор собственных нужд (ТСН) и щит собственных нужд (ЩСН).
помещение ОПУ с установленными в нём шкафами РЗА и управления, ТМ и связи, АИИС КУЭ.
аккумуляторную батарею и щит постоянного тока (ЩПТ) с зарядно - подзарядным устройством.
|
Требования к модулю ВН:
|
модуль высокого напряжения должен быть скомплектован для подключения к кабельной линии, выполненной кабелем 110 кВ сечением токопроводящей жилы от 240 до 1200 мм2. При этом конструкцией кабельного отсека КРУЭ должна быть предусмотрена возможность установки переходного модуля элегаз/воздух для присоединения к ВЛ.
однолинейную схему КРУЭ выполнить аналогично схеме №110-3Н СТО 56947007-29.240.30.010-2008.
подключение измерительных цепей и цепей управления должно производиться экранированными контрольными кабелями, проложенными по корпусу трансформатора в металлорукавах. При применении гибких резиновых кабелей каждая жила кабеля от места разделки до клеммного ряда должна быть дополнительно защищена от внешних воздействий во избежание высыхания и растрескивания резиновой изоляции жил.
в модуле должны располагаться шкафы местного управления КРУЭ.
в модуле должен располагаться заземлитель нейтрали обмотки ВН силового трансформатора с ОПН.
модуль должен иметь единый контур заземления с возможностью присоединения его к общеподстанционному контуру заземления двумя заземляющими проводниками в точках, имеющих пути растекания тока не менее чем в 4-х направлениях в пределах 3-метровой зоны. К контуру заземления модуля присоединяются заземляющие проводники от бака силового трансформатора, ОПН 110 кВ, корпус КРУЭ, нейтраль обмотки ВН силового трансформатора, платформа полуприцепа.
при выборе оборудования 110 кВ с элегазовой изоляцией следует руководствоваться решениями совещания ОАО «ФСК ЕЭС» и ОАО «СО ЕЭС», состоявшегося в феврале 2013 г., по вопросу «О порядке действий при снижении давления (плотности) элегаза внутри высоковольтных элегазовых выключателей и измерительных трансформаторов» (письмо Филиала ОАО «СО ЕЭС» Ленинградское РДУ №Р32-б1-19-1210 от 27.03.2013г.)
-
требования к силовому трансформатору:
номинальная мощность – 25 МВА
номинальное напряжение обмотки ВН – 115 кВ
диапазон регулирования РПН - ±9х1,78%
номинальное напряжение обмотки НН – 22 (10,5) кВ
возможность переключения обмотки НН с напряжения 20 кВ на 10 кВ посредством ПБВ
схема и группа соединения обмоток – Ун/Д-11
обеспечение систематических и аварийных перегрузок в соответствии с ГОСТ Р 52719-2007, ГОСТ 14209-97, Приказом Минэнерго РФ №250 от 06.05.2014.
габаритные размеры силового трансформатора должны удовлетворять требованиям к общим габаритным размерам ММПС (см. п. 15 настоящего ТЗ), а его конструкция должна позволять транспортировку в составе ММПС без необходимости проведения монтажа/демонтажа каких-либо элементов.
применяемый в ММПС трансформатор должен являться изделием серийного производства, и иметь необходимые свидетельства о соответствии требованиям ГОСТ Р 52719-2007.
-
трансформатор должен иметь:
вводы 110 кВ штекерного типа с полимерной изоляцией для подключения кабельных перемычек от КРУЭ 110 кВ.
ввод нейтрали обмотки 110 кВ штекерного типа с полимерной изоляцией для подключения кабельной перемычки 35 кВ, защищённой ОПН 35 кВ, установленным в элегазовом заземлителе нейтрали обмотки 110 кВ.
вводы 20 (10) кВ штекерного типа с полимерной изоляцией для подключения кабельных перемычек к модулю НН.
трансформаторы тока мощностью не менее 15 ВА с Ктт = 400/5, встроенные в каждую фазу вводов 110 кВ, с коэффициентом Ктт = 3000/5, встроенные в каждую фазу вводов 20(10)(6) кВ и с коэффициентом Ктт = 400/5, встроенные в нейтраль обмотки 110 кВ. Все трансформаторы тока должны иметь ответвления для изменения Ктт. Количество ответвлений определить проектом.
трансформатор должен выдерживать перегрузки по нагреву магнитопровода при U/f = 1,1 порядка 1,0 – 1,5 часа, при U/f = 1,15 порядка 3-4 мин.
трансформатор должен выдерживать транспортировку на расстояние не менее 500 км с заполненным маслом баком.
подключение к обмотке НН должно осуществляться кабелями с изоляцией из сшитого полиэтилена.
|
Требования к модулю НН:
|
модуль должен быть выполнен в термостабильной оболочке для поддержания температуры внутри корпуса в пределах +5...+40 ºС.
-
требования к РУ 20 (10) кВ:
РУ выполнить на базе ячеек КРУ, поставляемых комплектно с устройствами РЗА, управления и сигнализации,
применить трёхполюсные вакуумные выключатели с моторно-пружинным приводом.
схема соединений токоведущих частей и аппаратов должна при использовании 2-х ММПС позволять сборку схемы, аналогичной типовой №10(6)-1 «одна, секционированная выключателями, система шин» по СТО 56947007-29.240.30.010-2008 с подключением ТСН к обмотке НН силового трансформатора до вводного выключателя РУ.
РУ должно содержать, помимо прочих, 5 линейных ячеек, в том числе 2 на номинальный ток 630 А, 2 на номинальный ток 1250 А и 1 на номинальный ток 2500 А. При этом ячейку на 2500 А установить с торца секции и присвоить ей порядковый №1.
ячейки отходящих линий КРУ должны иметь возможность присоединения к одной ячейке 2-х КЛ 20(10) кВ сечением токопроводящей жилы не менее 240 мм2 каждая.
установить трансформаторы тока в ячейках отходящих линий в каждой фазе с 3-мя вторичными обмотками класса Р/0,5/0,5S. Обмотку класса 0,5S выполнить с переключаемым коэффициентом трансформации.
установить трансформаторы тока в ячейке ввода в 4-мя вторичными обмотками классов 0,5/0,5S/Р/Р, номинальные мощности обмоток определить проектом.
трансформаторы тока для питания защиты от замыкания на землю должны быть в каждой ячейке, включая вводную.
трансформатор напряжения установить один на секцию КРУ.
в составе РУ установить два трансформатора напряжения (ТН): один на номинальное напряжение 20 кВ, другой – на 10 кВ. При этом проектом и конструкцией предусмотреть мероприятия, исключающие повреждение ТН 10 кВ при вводе РУ в эксплуатацию на напряжении 20 кВ.
-
требования к системе собственных нужд:
ТСН выполнить трёхфазным двухобмоточным трансформатором 20(10)/0,4 кВ с естественной системой охлаждения внутренней установки.
подключение кабеля 20 (10) кВ от ТСН выполнить к разъёмным контактам нижних губок предохранителя.
наличие регулирования напряжения на стороне ВН ТСН в пределах 2±2,5%.
система должна обеспечивать возможность подключения от внешнего источника с устройством АВР и приборами измерения напряжения, тока и чередования фаз на рабочем и на резервном вводе 0,4 кВ.
предусмотреть в ЩСН возможность дополнительных присоединений для подключения потребителей (внешнее освещение, строительные нужды и др.), учёсть их при расчёте мощности ТСН.
система должна иметь защиту от к.з. и перегрузки по каждому присоединению.
система должна передавать сигналы о состоянии всех КА и защитных аппаратов в панель управления.
в состав системы должна быть включена защита ТСН с датчиками перегрева трансформаторов с выводом защиты в ЩСН с функцией АВР.
-
требования к системе оперативного постоянного тока:
источником оперативного постоянного тока должна служить аккумуляторная батарея (АБ) 220 В.
ёмкость и количество элементов АБ определить проектом.
АБ должна быть закрытой, компактной, размещаться в герметичном шкафу, имеющем вентиляцию с отводом газов наружу.
АБ конструктивно должна быть выполнена с решётчатыми или стержневыми положительными электродами.
АБ должна иметь низкое внутреннее сопротивление, рекомбинационные пробки и работать в режиме постоянного подзаряда.
применение АБ с абсорбированным или гелеобразным электролитом не допускается.
для подзаряда АБ применить агрегат с точностью стабилизации напряжения ±0,5%.
срок службы АБ должен быть не менее 15 лет.
подключение контрольных кабелей должно производиться через установленные в кросс - шкафах разъёмы индивидуальной конструкции для каждого кабеля, исключающие ошибку подключения кабеля не по назначению.
|
Требования к кабельной продукции:
|
для связи силового трансформатора с РУ 20 (10) кВ включить в комплект поставки кабель 20 кВ с медной токопроводящей жилой длиной не менее 40 м. Сечение токопроводящей жилы и экрана определить проектом. Испытательное напряжение кабелей должно соответствовать ГОСТ 23286 по категории ЭИ-1.
силовые кабели 0,4 кВ применить четырёхжильные и двухжильные с резиновой или ПВХ изоляцией с медными жилами. Сечение токопроводящей жилы определить проектом. Испытательное напряжение кабелей должно соответствовать ГОСТ 23286-78 по категории ЭИ-1.
в качестве контрольных применить многожильные кабели с резиновой изоляцией жил и оболочки.
кабель 20 кВ должен быть упакован на металлический барабан, установленный на модуле НН, на его концах должны быть смонтированы муфты, а сам барабан обмотан полимерной плёнкой, предохраняющей его от внешних воздействий.
|
Требования к системе РЗА:
|
РЗА ММПС выполнить на базе микропроцессорных (МП) терминалов с размещением их в шкафах в помещении ОПУ модуля НН.
установить шкаф защит ЛЭП, предусмотрев в нём место для установки 2-х терминалов, в каждом из которых будут совмещены функции основной и резервной защиты ЛЭП.
-
для организации РЗА силовых трансформаторов:
установить 2 комплекта основной дифференциальной защиты (ДЗТ).
установить 2 комплекта резервных токовых защит (КТЗ).
совместить по одному комплекту ДЗТ и КТЗ в каждом из 2-х терминалов.
установить газовую защиту (ГЗ) с применением газового реле с 2-мя сигнальными и 2-мя отключающими контактами. Газовая защита должна иметь устройство контроля изоляции цепей оперативного тока, приходящих на газовое реле. В случае неисправности цепей оперативного тока должен ГЗ должна быть выведена из работы с действием на отключение, при этом только сигнальная ступень остаётся в работе.
выполнить струйную защиту бака РПН с применением струйного реле с 2-мя отключающими контактами.
выполнить защиту от перегрузки.
выполнить сигнализацию снижения уровня масла.
выполнить защиту от перегрева трансформатора.
выполнить специальные защиты и устройства сигнализации в соответствии с требованиями завода изготовителя (при необходимости).
выполнить местное, дистанционное и автоматическое регулирование РПН.
система управления РПН должна отображать положение переключателя РПН. При местном управлении устройство управления должно быть вынесено вне блока, дверца блока управления при этом должна быть закрыта на ключ во избежание воздействия на настройку блока управления РПН.
-
система РЗА РУ 20 (10) кВ должна обеспечивать:
защиту от многофазных к.з. на отходящих линиях.
защиту от междуфазных к.з. на шинах.
защиту от дуговых замыканий в отсеках ячеек КРУ.
сигнализацию об однофазных замыканиях на землю в сети 20 (10) кВ.
ЗМН-АВР с контролем наличия напряжения на вводе смежной секции РУ 10 кВ.
АЧР-ЧАПВ на базе отдельно стоящего терминала. Ввод-вывод каждой очереди АЧР и ЧАПВ осуществить через отдельные ключи.
терминал РЗА вводной ячейки должен, помимо прочего, иметь функцию АВР.
терминал РЗА ячейки №1 КРУ должен, помимо прочего, обеспечивать работу АВР и дифференциальной отсечки секционной перемычки.
все устройства РЗА, УРОВ, АПВ, ПА и т.д. должны иметь отдельные оперативные ключи ввода-вывода. Основная и резервная защиты в совмещенных терминалах также должны иметь отдельные оперативные ключи ввода-вывода (ввод-вывод защит переключением групп уставок не допускается). Ввод-вывод оперативных ускорений также должен осуществляться отдельными оперативными ключами, а не переключением групп уставок. Разные группы уставок должны использоваться для ремонтных режимов.
токовые цепи терминалов от трансформаторов тока до релейных шкафов, а также цепи отключения от релейных шкафов до катушек отключения выключателей выполнить в отдельных кабелях.
микропроцессорные устройства РЗА должны удовлетворять требованиям, приведенным в информационном письме СРЗА филиала СО ЦДУ ЕЭС «Ленинградское РДУ» №3 от 12.03.2007.
на все МП устройства РЗА при проектировании определить объём программного обеспечения (ПО) и проверочного оборудования, тип и объёмы согласовать с Заказчиком.
объёдинить все устанавливаемые МП РЗА в локальную сеть.
разработать бланки уставок и параметрирования на все МП устройства РЗА.
|
|
|
