ТЗ изм. Строительство_ВЛ_ЧГРЭС_Шаголx
advertisement
УТВЕРЖДАЮ Первый заместитель Генерального директора – Главный инженер филиала ОАО «ФСК ЕЭС» - МЭС Урала _____________А.Р. Мельников «___»_______________2013 г. ЗАДАНИЕ НА ПРОЕКТИРОВАНИЕ «Сооружение ЛЭП 220 кВ на участке от места врезки в ВЛ 220 кВ Цинковая – Новометаллургическая до ОРУ 220 кВ ПС 500 кВ Шагол с расширением ПС 500 кВ Шагол» (2 этап технологического присоединения блока №1 Челябинской ГРЭС) Регистрационный № /5п от . .2013 г. 1. Основание для проектирования. Технические условия на технологическое присоединение энергетических установок ОАО «Фортум» (РУ 220 кВ Челябинской ГРЭС) к электрическим сетям ОАО «ФСК ЕЭС». 2. Нормативно-технические документы (НТД), определяющие требования к оформлению и содержанию проекта. 2.1. Нормативные акты федерального уровня: - Земельный кодекс Российской Федерации от 25.10.2001 № 136-ФЗ (действующая редакция); - Лесной кодекс Российской Федерации от 04.12.2006 № 200-ФЗ (действующая редакция); - Водный кодекс Российской Федерации от 03.06.2006 № 74-ФЗ (действующая редакция); - Градостроительный кодекс Российской Федерации от 29.12.2004 № 190ФЗ (действующая редакция); - Постановление Правительства Российской Федерации от 16.02.2008 № 87 «О составе разделов проектной документации и требованиях к их содержанию»; - Федеральный закон «Об обеспечении единства измерений» от 26.06.2008 № 102-ФЗ (действующая редакция); - Федеральный закон «О техническом регулировании» от 27.12.2002 № 184ФЗ (действующая редакция); - Федеральный закон «О связи» (действующая редакция); - Федеральный закон от 30.12.2009 г. № 384-ФЗ «Технический регламент о безопасности зданий и сооружений»; - Постановление Правительства РФ от 15 февраля 2011 г. № 73 «О некоторых мерах по совершенствованию подготовки проектной документации в части противодействия террористическим актам». Постановление Правительства РФ от 15 февраля 2011 г. № 73 «О некоторых мерах по совершенствованию подготовки проектной документации в части противодействия террористическим актам»; - Приказ Минрегиона РФ от 30 декабря 2009 г. № 624 «Об утверждении перечня видов работ по инженерным изысканиям, по подготовке проектной документации, по строительству, реконструкции, капитальному ремонту объектов 1 капитального строительства, которые оказывают влияние на безопасность объектов капитального строительства» (действующая редакция, с учетом приказа Минрегиона РФ от 23 июня 2010 г. № 294); - Приказ МЧС России и Госгортехнадзора России от 4 апреля 1996 г. № 222/59 «О порядке разработки декларации безопасности промышленного объекта Российской Федерации»; - Приказ Рослесхоза от 10.06.2011 г. № 223 «Об утверждении правил использования лесов для строительства, реконструкции, эксплуатации линейных объектов»; - Постановление Правительства РФ от 24 февраля 2009 г. N 160 «О порядке установления охранных зон объектов электросетевого хозяйства и особых условий использования земельных участков, расположенных в границах таких зон». 2.2. Отраслевые НТД: - ПУЭ (действующее издание); - ПТЭ (действующее издание); - Методические указания по устойчивости энергосистем, утвержденные приказом Минэнерго России от 30.06.2003 № 277; - Методические рекомендации по проектированию развития энергосистем, утвержденные приказом Минэнерго России от 30.06.2003 № 281; - Общие требования к системам противоаварийной и режимной автоматики, релейной защиты и автоматики, телеметрической информации, технологической связи в ЕЭС России, утвержденные приказом ОАО РАО «ЕЭС России» от 11.02.2008 г. № 57; - Руководство по выбору и согласованию трасс воздушных линий электропередачи 35-1150 кВ. СО 153-34.20.102 (РД 34.20.102). Утверждено Минэнерго СССР 04.02.1977; - Договор о присоединении к торговой системе оптового рынка электроэнергии, Регламенты оптового рынка электроэнергии, Положение о порядке получения статуса субъектов оптового рынка и ведения реестра субъектов оптового рынка с приложениями (в действующей редакции). 2.3. ОРД и НТД ОАО «ФСК ЕЭС», ОАО «СО ЕЭС»: - Положение о технической политике ОАО «ФСК ЕЭС», утвержденное Советом директоров ОАО «ФСК ЕЭС» (приложение №7 к протоколу заседания Совета Директоров ОАО «ФСК ЕЭС» от 08.02.2011 №123); - Стандарт организации ОАО «ФСК ЕЭС» «Нормы технологического проектирования ПС переменного тока с высшим напряжением 35-750 кВ» (НТП ПС) СТО 56947007-29.240.10.028-2009; - Стандарт организации ОАО «ФСК ЕЭС» Нормы технологического проектирования воздушных линий электропередачи напряжением 35-750 кВ» (НТП ВЛ) СТО 56947007-29.240.55.016-2008; - Стандарт организации ОАО «ФСК ЕЭС» «Грозозащитные тросы для воздушных линий электропередачи 35-750 кВ. Технические требования» СТО 56947007- 29.060.50.015-2008; - Стандарт организации ОАО «ФСК ЕЭС» «Нормы проектирования поверхностных фундаментов для опор ВЛ и ПС» СТО 56947007-29.120.95-0492010; - Стандарт организации ОАО «ФСК ЕЭС» «Нормы проектирования фундаментов из винтовых свай» СТО 56947007-29.120.95-050-2010; - Стандарт организации ОАО «ФСК ЕЭС» «Нормы проектирования фундаментов из стальных свай-оболочек и буронабивных свай большого диаметра» СТО 56947007-29.120.95-051-2010; 2 - Стандарт организации ОАО «ФСК ЕЭС» «Руководящие указания по выбору объемов телеинформации при проектировании систем технологического управления электрическими сетями» СТО 56947007-29.240.034-2008; - Стандарт организации ОАО «ФСК ЕЭС» «Устройства РЗА присоединений 110-220 кВ. Типовые технические требования» СТО 5694700733.040.20.022-2009; - Стандарт организации ОАО «ФСК ЕЭС» «Требования к шкафам управления и релейной защиты и автоматики (РЗА) с микропроцессорными устройствами» СТО 56947007-29.120.70.042-2010 в редакции приказа от 26.04.2011 № 235; - Стандарт организации ОАО «ФСК ЕЭС» «Схемы распределения по трансформаторам тока и напряжения устройств информационно-технологических систем (ИТС). Типовые требования к оформлению» СТО 56947007-29.240.0212008; - Стандарт организации ОАО «ФСК ЕЭС» «Руководство по проектированию систем оперативного постоянного тока (СОПТ) ПС ЕНЭС. Типовые проектные решения»; - Положение об информационном взаимодействии между ОАО «СО ЕЭС» и ОАО «ФСК ЕЭС» в сфере обмена технологической информацией, введенное дополнительным соглашением от 01.07.2009 № 6 к временному соглашению о взаимодействии ОАО «СО ЕЭС» и организации по управлению ЕНЭС при выполнении ими своих функций от 18.03.2004; - Стандарт организации ОАО «СО ЕЭС» «Правила предотвращения развития и ликвидации нарушений нормального режима электрической части энергосистем» СТО 59012820.29.240.007-2008; - Стандарт организации ОАО «СО ЕЭС» «Автоматическое противоаварийное управление режимами энергосистем. Противоаварийная автоматика энергосистем. Условия организации процесса. Условия создания объекта. Нормы и требования» СТО 59012820.29.240.001-2011; - Стандарт организации ОАО «СО ЕЭС» «Релейная защита и автоматика. Взаимодействие субъектов электроэнергетики, потребителей электрической энергии при создании (модернизации) и организации эксплуатации» СТО 59012820.29.020.002-2012; - Стандарт организации ОАО «ФСК ЕЭС» «Типовой порядок организации и проведения метрологического обеспечения информационно-измерительных систем в ОАО «ФСК ЕЭС», СТО 56947007-29.240.126-2012; - Приказ ОАО «ФСК ЕЭС» от 14.01.2009 № 2 «Об утверждении Положения о порядке метрологического обеспечения в ОАО «ФСК ЕЭС». Общие требования»; - Стандарты организации ОАО «ФСК ЕЭС» «Типовые технические требования к оборудованию», утвержденные приказами ОАО «ФСК ЕЭС» № 266 от 04.05.2011 и № 275 от 11.05.2011 г.; - «Типовые технические решения по оснащению объектов ОАО «ФСК ЕЭС» инженерно-техническими средствами охраны», утвержденные приказом ОАО «ФСК ЕЭС» № 788/154 от 12.10.2010 г.; - Приказ ОАО «ФСК ЕЭС» и ОАО «СО ЕЭС» от 10.04.2012 № 147/189 «О технических решениях, принимаемых при разработке проектно-сметной документации»; - Приказ ОАО «ФСК ЕЭС» от 09.07.2012 № 385 «Об утверждении сборника «Укрупненные стоимостные показатели линий электропередачи и подстанций напряжением 35-1150 кВ» 324 тм – т1 для электросетевых объектов ОАО «ФСК ЕЭС»; 3 - Стандарт организации ОАО «ФСК ЕЭС» «Сроки работ по проектированию, строительству и реконструкции подстанций и линий электропередачи 35-1150 кВ» СТО 56947007-29.240.121-2012; - Приказ ОАО «ФСК ЕЭС» от 18.11.2011 № 704 «Об утверждении Единых стандартов фирменного стиля ОАО «ФСК ЕЭС»; - Приказ ОАО «ФСК ЕЭС» от 27.03.2006 № 80 «Об утверждении Положения о взаимодействии при новом строительстве, техническом перевооружении и реконструкции электросетевых объектов, затрагивающих имущественный комплекс разных собственников»; - Приказ ОАО «ФСК ЕЭС» от 23.01.2008 № 10 «Об утверждении нормативных документов Электронного архива ПСД ОАО «ФСК ЕЭС»; - Приказ ОАО «ФСК ЕЭС» от 18.04.2008 № 140 «Об утверждении и введении в действие нормативно-технических документов электросетевой тематики»; - Приказ ОАО «ФСК ЕЭС» от 29.05.2008 г. № 210 «Об утверждении Реестра действующих в ОАО «ФСК ЕЭС» нормативно-технических документов (НТД) электросетевой тематики»; - Приказ ОАО «ФСК ЕЭС» от 23.04.2010 № 273 «Об утверждении Порядка по определению численности, категорий персонала и сроков выделения численности в период до постановки объекта нового строительства под напряжение»; - Приказ ОАО «ФСК ЕЭС» от 08.09.2011 № 546 «Об утверждении Методических указаний по присвоению и принципам построения диспетчерских наименований вновь вводимым в эксплуатацию и реконструируемым объектам электросетевого хозяйства ОАО «ФСК ЕЭС»; - Порядок установки информационных знаков на подстанциях и воздушных линиях электропередачи ОАО «ФСК ЕЭС», утвержденный Приказом ОАО «ФСК ЕЭС» от 28.04.2012 № 228; - Приказ ОАО «ФСК ЕЭС» от 26.11.2012 № 725 «Об утверждении Методических рекомендаций по определению отдельных видов затрат, включаемых в главы 1 и 9 ССР и сводной сметы на ввод в эксплуатацию предприятий, зданий и сооружений для электросетевых объектов ОАО «ФСК ЕЭС»; - Стандарт организации ОАО «ФСК ЕЭС» «Экологическая безопасность электросетевых объектов. Требования при проектировании» СТО 5694700729.240.037-2010. Данный список НТД не является полным и окончательным. При проектировании необходимо руководствоваться последними редакциями документов, необходимых и действующих на момент разработки документации. 3. Вид строительства и этапы разработки документации. 3.1. Вид строительства: Строительство нового участка ЛЭП 220 кВ от места врезки в ВЛ 220 кВ Цинковая – Новометаллургическая до ОРУ 220 кВ ПС 500 кВ Шагол»; Расширение ОРУ 220 кВ ПС 500 кВ Шагол» на одну линейную ячейку. 3.2. Проекты, в соответствии с которыми требуется координация решений настоящего титула: 3.2.1. «Схема выдачи мощности ПГУ-1, 2, 3 Челябинской ГРЭС»; 3.2.2. «Реконструкция ПС 500 кВ Шагол» (комплексная реконструкция); 3.2.3. «Реконструкция ПС 220 кВ Новометаллургическая» (комплексная реконструкция); 4 3.2.4. «Сооружение заходов ВЛ 220 кВ Шагол – Новометаллургическая во вновь сооружаемое РУ 220 кВ Челябинской ГРЭС» (1 этап технологического присоединения блока №1 Челябинской ГРЭС); 3.2.5. «Сооружение заходов ВЛ 220 кВ Цинковая-220 – Новометаллургическая во вновь сооружаемое РУ 220 кВ ЧГРЭС» (1 этап технологического присоединения блока №1 Челябинской ГРЭС); 3.2.6. «Сооружение ЛЭП 220 кВ на участке от места врезки в ВЛ 220 кВ Цинковая-Новометаллургическая до ПС 220 кВ Новометаллургическая с расширением ПС 220 кВ Новометаллургическая» (2 этап технологического присоединения блока №1 Челябинской ГРЭС); 3.2.7. «Строительство и ввод в эксплуатацию двух энергоблоков ст. №№ 1, 2 (ПГУ-247,5 МВт) Челябинской ГРЭС ОАО «Фортум». 3.3. Этапы разработки проектной документации: I этап – разработка, обоснование и согласование с ОАО «ФСК ЕЭС», ОАО «СО ЕЭС» ОДУ Урала, ОАО «Фортум» основных технических решений (ОТР) по реконструкции. II этап – разработка, согласование и экспертиза проектной документации. 3.4. Разработка конкурсной документации на проведение процедур по выбору подрядчика на разработку рабочей документации, поставку оборудования и производство СМР на основе проектной документации. 4. Основные характеристики проектируемого объекта. 4.1. В части ВЛ (КВЛ) 220 кВ Челябинская ГРЭС – Шагол II цепь: Показатель Значение / Заданные характеристики Уникальный номер Вид ЛЭП ВЛ или КВЛ (определяется проектом). Номинальное напряжение ВЛ Передаваемая мощность Количество цепей 220 кВ. Вид реконструкции Выполнить строительство нового участка ЛЭП 220 кВ от места разрезания ВЛ 220 кВ Цинковая – Новометаллургическая (предусматриваемого по титулу, указанному в п.3.2.5 настоящего ЗП) до ОРУ 220 кВ ПС 500 кВ Шагол. Сопряжение вновь сооружаемого участка ЛЭП и существующего захода ВЛ (КВЛ) 220 кВ Челябинская ГРЭС – Цинковая на ОРУ 220 кВ Челябинской ГРЭС с образованием новой ВЛ (КВЛ) 220 кВ Челябинская ГРЭС – Шагол II цепь выполняется по смежному титулу (см. п.3.2.6 настоящего ЗП). Ориентировочная протяженность: Нового участка ЛЭП, строительство которого предусматривается по настоящему титулу – 9 км. Существующего участка захода ВЛ (КВЛ) 220 кВ Челябинская ГРЭС – Цинковая на ОРУ 220 кВ Челябинской Длина трассы Определить в проекте. Определить в проекте. 5 ГРЭС – 2 км. Вновь образованной ВЛ (КВЛ) 220 кВ Челябинская ГРЭС – Шагол II цепь – 11 км. Особенности ВЛ, В связи со стесненными условиями прокладки трассы включая ЛЭП в черте г. Челябинска, в проекте рассмотреть рекомендации по типу следующие варианты: опор и изоляции (с - Строительство нового участка ВЛ в створе трассы уточнением в проекте) существующей ВЛ 220 кВ Челябинская ГРЭС – Шагол I цепь или по новой трассе. - Строительство нового участка КЛ 220 кВ от места разрезания ВЛ 220 кВ Цинковая – Новометаллургическая до РУ 220 кВ ПС Шагол или устройство кабельных вставок с образованием КВЛ; - Переустройство (реконструкция) существующей трассы двухцепной ВЛ (ВЛ 220 кВ Челябинская ГРЭС – Шагол I цепь и ВЛ 220 кВ Челябинская ГРЭС – Цинковая) с заменой опор на трехцепные и подвеской дополнительной цепи новой ВЛ 220 кВ Челябинская ГРЭС – Шагол II цепь. В случае выбора варианта строительства ЛЭП – ВЛ, в проекте предусмотреть: Применение металлических свободностоящих решетчатых опор или стальных многогранных с антикоррозионным покрытием опор методом горячего цинкования; Изоляцию проводов и грозозащитных тросов – определить в проекте; В качестве грозозащитных тросов – грозотрос марки 11МЗ-В-ОЖ-Н-Р, выполненный по СТО 71915393-ТУ 0622008 (уточнить в проекте) и/или грозотрос со встроенным оптоволокном; В населенной местности и на пересечениях с инженерными коммуникациями – двойные гирлянды изоляторов; При выборе трассы ВЛ, при соответствующем обосновании и технической возможности, исключить пересечение с ВЛ 220 кВ и минимизировать пересечения с ВЛ 110 кВ. При необходимости, предусмотреть «перецепки» ВЛ 220 кВ с выполнением необходимого объема реконструкции «перецепленных» ВЛ и устройств РЗА. При необходимости, предусмотреть переустройство ВЛ 110 кВ; Обеспечить габарит по вертикали от проводов ВЛ до полотна автомобильных дорог не менее 12 метров, определенных как при условиях, указанных в п.2.5.258 ПУЭ-7, так и при условии нагрузки проводов максимальным электрическим током; Соединение шлейфов на анкерных опорах выполнить сварными с наложением поверх сварки шлейфовогоспирального зажима; 6 Предусмотреть выполнение антивандальных мероприятий на опорах ВЛ (в случае применения решетчатых опор); Независимо от эквивалентного сопротивления грунта выполнить заземление всех опор ВЛ. Заземление опор выполнять протяжёнными заземлителями из круглой стали диаметром не менее 16 мм с горячим оцинкованием; Сечение проводов определить проектом. Рассмотреть целесообразность применения специальных проводов; Натяжная арматура для проводов - клиносочлененные зажимы. Для грозотроса - спиральная арматура; Предусмотреть мероприятия по исключению гнездования птиц на опорах ВЛ. ОМП Предусмотреть установку волновой системы определения мест повреждения на ВЛ (КВЛ) с повышенной точностью (двусторонний замер). В случае отсутствия на момент проектирования аттестованного в ОАО «ФСК ЕЭС» оборудования, применить аттестованные ОМП, основанные на импедансном методе. Линейно-кабельные Предусмотреть строительство нового ВОЛС (емкостью 16 сооружения ВОЛС ОВ) на участке ПС Шагол – место разрезания ВЛ 220 кВ Цинковая – Новометаллургическая»; В случае выбора варианта с переустройством существующей трассы двухцепной ВЛ и организацией трехцепной ВЛ, учесть наличие существующих и вновь проектируемых по смежному титулу (см. п.3.2.4 настоящего ЗП) ВОЛС. После завершения реконструкции, вновь организованной ЛЭП присвоить диспетчерское наименование: ВЛ (КВЛ) 220 кВ Челябинская ГРЭС – Шагол II цепь. Показатель 4.2. В части ПС 500 кВ Шагол: Значение / Заданные характеристики Уникальный номер П5000417 Основное Для подключения вновь сооружаемой ВЛ (КВЛ) 220 кВ электрооборудование Челябинская ГРЭС – Шагол II цепь выполнить: Расширение ОРУ 220 кВ на одну линейную ячейку или реконструкцию резервной ячейки с установкой элегазового бакового выключателя и разъединителей с моторными приводами главных и заземляющих ножей (аналогично оборудованию, установленному на ОРУ 220 кВ по титулу «Реконструкция ПС 500 кВ Шагол»). Вторичное Для защиты ВЛ (КВЛ) Челябинская ГРЭС – Шагол II электрооборудование и цепь предусмотреть в проекте установку двух защит с системы (РЗ, ПА и т.д.) абсолютной селективностью в соответствии с расчетами выполненных в работе по титулу «Схема выдачи мощности ПГУ-1,2,3 Челябинской ГРЭС». Предусмотреть возможность перевода 7 Показатель Строительные работы Значение / Заданные характеристики быстродействующих защит ВЛ на обходной выключатель 220 кВ. Выполнить расширение АИИС КУЭ ПС 500 кВ Шагол в части новой точки учета. Для вновь вводимого оборудования предусмотреть интеграцию вторичных систем в существующую систему телемеханики ПС 500 кВ Шагол. Определить и согласовать с Челябинским РДУ необходимость реконструкции существующих или установки новых устройств ПА и устройств передачи сигналов ПА в связи с образованием новой ЛЭП 220 кВ. Определить необходимость создания каналов связи и установки оборудования связи на вновь образованной ЛЭП, в том числе, для передачи телеметрической информации. При подтверждении указанной необходимости – предусмотреть в проекте разработку соответствующих технических решений. При реконструкции ОРУ 220 кВ выполнить: Необходимый объем реконструкции ошиновки для обеспечения возможности подключения вновь сооружаемой ВЛ 220 кВ Челябинская ГРЭС – Шагол II цепь; Строительство новых кабельных трасс для вновь прокладываемых кабелей. Аналогично проектным решениям, разработанным по титулу «Реконструкция ПС 500 кВ Шагол»; Прокладку новых силовых и контрольных кабелей к вновь монтируемому и заменяемому оборудованию (с расчетом кабелей на невозгорание); Монтаж, наладку оперативной блокировки вновь устанавливаемого оборудования и ее увязку с оборудованием существующих РУ 500, 220, 110 кВ (при необходимости); Устройство контура заземления в новой ячейке; Антикоррозионное покрытие вновь устанавливаемых металлоконструкций и метизов методом горячего цинкования; Благоустройство территории и засыпку ее гравием или щебнем; При разработке проектных решений исключить применение сварочных работ при монтаже металлоконструкций, за исключением работ на контуре заземления; При использовании для прокладки кабелей на ОРУ металлических лотков, применить лотки с толщиной стенки не менее 1,5 мм; В случае расширения территории ПС предусмотреть 8 Показатель Особенности и требования для учёта при разработке проекта Значение / Заданные характеристики восстановление ограждения в соответствии с «Типовыми техническими решениями по оснащению объектов ОАО «ФСК ЕЭС» инженерно-техническими средствами охраны». - Работы по реконструкции будут производиться в условиях действующих подстанций на существующих площадках, вблизи оборудования, находящегося под напряжением. Перерыв в электроснабжении потребителей не допускается. 5. Требования к оформлению и содержанию ПД. Перед началом проектирования выполнить предпроектное обследование реконструируемых ПС. При предпроектном обследовании систем ИТС совместно с МЭС Урала определить существующую схему размещения устройств релейной защиты и автоматики на ПС, прилегающих к Челябинской ГРЭС с отражением используемых каналов связи для передачи сигналов и команд. Составить планы расположения устройств РЗА, ПА в здании ОПУ ПС Шагол с указанием на них существующих панелей (указать конкретные назначения каждой панели) и резервных мест. Расчеты электрических режимов и токов короткого замыкания на шинах ПС, а также принципы организации РЗА вновь сооружаемых элементов сети и алгоритмы работы устройств ПА в прилегающей к Челябинской ГРЭС электрической сети 110 кВ и выше выполняются по смежному титулу (см. п.3.2.4 настоящего ЗП). 5.1. I этап проекта - «Разработка и согласование с Заказчиком, Филиалом ОАО «СО ЕЭС» ОДУ Урала и ОАО «Фортум» ОТР по сооружаемому объекту». На данном этапе необходимо выполнить и представить: 5.1.1. Разработать план-график проведения сооружения нового участка ВЛ (КВЛ) 220 кВ Челябинская ГРЭС – Шагол II цепь. Привести информацию о продолжительности проведения работ на каждом этапе реконструкции с проработкой электрических режимов на этапах и подэтапах реконструкции, с рассмотрением режимов наложения аварийного отключения оборудования ПС на уже отключенное в связи со строительством ВЛ. Разработать перечень мероприятий для обеспечения допустимых параметров электрического режима работы транзита 110-220 кВ Шагол-Козырево. 5.1.2. В части ВЛ (КВЛ): Варианты трассы и рекомендуемый вариант. Варианты трассы предварительно согласовать с представителями Южно-Уральского ПМЭС при совместном выезде на места предполагаемых трасс. 5.1.2.1. В случае строительства ВЛ 220 кВ: - При выборе трасс ВЛ, минимизировать количество пересечений с ВЛ 35110 кВ. При необходимости и технической возможности, рассмотреть варианты с «перецепками» существующих ВЛ 220, 110, 35 кВ. На планах рассматриваемых трасс указать все пересекаемые ВЛ 220-6 кВ; - предварительные инженерные изыскания по вариантам трасс ВЛ (КЛ/КВЛ) в объеме, достаточном для выбора трассы; - данные о землепользователях по предполагаемой трассе. Предварительная проработка вопросов о возможности прохождения трассы ВЛ с 9 землепользователями и органами исполнительной власти; - решения по спецпереходам ВЛ (при необходимости); - план заходов ВЛ на ПС Шагол; - конструкции фазы и тип грозозащитного троса. Выбор провода и грозотроса в соответствии с выполненными расчетами; - тип линейной изоляции и арматуры; - тип линейной арматуры; - тип опор и фундаментов опор ВЛ (по вариантам); - выбор защиты от грозовых и внутренних перенапряжений; - решения по заземлению всех опор ВЛ вне зависимости от удельного сопротивления грунта; - средства снижения ветровой вибрации; - мероприятия по снижению эксплуатационных затрат сооружаемых ЛЭП; - мероприятия по предотвращению гнездования птиц на опорах ВЛ; 5.1.2.2. В случае строительства КЛ 220 кВ: - решения по трассе КЛ (аналогично пункту 5.1.2.1 в части выполнения изысканий и согласования землепользователей); - решения по площади сечения токопроводящей жилы кабеля; - решения по кабельным сооружениям для прокладки КЛ; - решения по транспозиции и заземлению экранов КЛ; - решения по способу укладки фаз КЛ; - решения по установке концевых и соединительных муфт КЛ; 5.1.2.3. На основании технико-экономического сопоставления нескольких вариантов, выбрать наиболее предпочтительный вариант с учетом климатических, инженерно-геологических, метеорологических и гидрогеологических условий, а также с учетом существующих и проектируемых инженерных сооружений (коммуникаций) в границах проектируемого земельного участка; 5.1.2.4. При разработке основных технических решений (ОТР), в соответствие со статьей 30 Федерального закона «Об объектах культурного наследия (памятники истории культуры) народов Российской Федерации», представить Заключение историко-культурной экспертизы, составной частью которого является археологическое обследование, об отсутствии объектов культурного наследия на земельных участках подлежащих хозяйственному освоению в связи со строительством новых участков ЛЭП 220 кВ. Для проведения археологического обследования должна привлекаться специализированная организация, имеющая специальное разрешение - Открытый лист, выданный в установленном законом порядке. В составе ОТР должно быть представлено Заключение об отсутствии залегающих полезных ископаемых для промышленного освоения на территории земельных участков подлежащих хозяйственному освоению в связи со строительством новых участков ЛЭП 220 кВ. 5.1.3. В части ПС 500 кВ Шагол: - изыскания под площадки установки оборудования; - принципиальную электрическую схему подстанции с расчётнопояснительной запиской; - решения по организации питания потребителей от системы собственных нужд 0,4 кВ; - основные решения по организации питания потребителей постоянного оперативного тока; - общий план ПС; 10 - принципиальные конструктивные и компоновочные решения; - решения по реконструкции существующих и строительству новых зданий и сооружений (при необходимости) - тип опор и фундаментов под порталы и оборудование; - решения по использованию существующих или сооружению новых кабельных трасс для вновь прокладываемых кабелей; - решения по обеспечению молниезащиты нового оборудования; - результаты предпроектного обследования систем ИТС и СС; - решения по обеспечению ЭМС устройств ИТС и СС (на основании результатов предпроектного обследования состояния электромагнитной обстановки на объекте); - решения по СКРМ, включая тип, количество, мощность и места подключения (при необходимости в соответствии с расчетами, выполненными по п.3.2.4 настоящего ЗП); - основные технические решения по системам РЗА, ПА, ТМ, АИИС КУЭ и связи с пояснительной запиской, включая: - схему размещения устройств релейной защиты и автоматики, противоаварийной автоматики, РАС и ОМП на объектах реконструкции с отражением используемых каналов связи (ВОЛС, ВЧ, другое) для передачи сигналов и команд РЗА, ПА, включая резервные каналы связи; - схему распределения устройств информационно-технологических систем по ТТ и ТН в части вновь устанавливаемых устройств; - решения по подключению нового оборудования в систему ТМ; - решения по подключению нового оборудования в АИИС КУЭ и порядку сбора данных на все уровни управления ОАО «ФСК ЕЭС» (ПМЭС, МЭС, ЦУС, ИА ОАО «ФСК ЕЭС») с учётом порядка сбора данных в соответствии с целевой программой «Создание АИИС КУЭ ЕНЭС»; - решения по созданию (реконструкции, модернизации) системы регистрации аварийных процессов и событий (РАС) и определению мест повреждения ЛЭП; - структуру диспетчерского и оперативно-технологического управления объектом с указанием диспетчерских центров ОАО «СО ЕЭС», ЦУС ПМЭС, осуществляющих диспетчерское и оперативно-технологическое управление отходящими ЛЭП, оборудованием и устройствами подстанций, направления приема-передачи оперативной и технологической информации (в объеме вновь устанавливаемого оборудования). Точки измерения и объем передаваемой информации согласовать с МЭС Урала и Челябинским РДУ, при этом должна быть обеспечена наблюдаемость фактической нагрузки, подключенной к устройствам ПА (кроме АЧР); - схему существующих и вновь проектируемых по данному титулу каналов ВОЛС с указанием оконечного оборудования; - состав систем связи, направления организации каналов связи, типовые таблицы информационных потоков, линейные и структурные схемы организации связи по проектируемым системам связи с указанием каналов связи до центров управления электроэнергетики (ЦУС, ДЦ), каналов для передачи сигналов/команд систем РЗА и ПА. При реконструкции (организации новых) ВЧ-каналов определить возможность использования существующих частот и/или необходимость выбора новых частот (с выполнение соответствующих расчетов). 5.1.4. Материалы I этапа проектной документации с пояснительной запиской и презентационными материалами по основным техническим решениям представить на рассмотрение Заказчику в объёме, необходимом для принятия 11 решений в соответствии с п.п. 5.1.1-5.1.3 настоящего ЗП, последующего согласования и утверждения протоколом совместного совещания по I этапу проектирования. ОТР считаются принятыми после их согласования Филиалом ОАО «СО ЕЭС» ОДУ Урала, филиалом ОАО «ФСК ЕЭС» - МЭС Урала, ОАО «Фортум» и собственниками объектов, технологически связанных с объектом проектирования. 5.1.5. Итогом I этапа проекта являются: план прохождения трассы ВЛ (КВЛ) включая планы организации заходов нового участка ВЛ (КВЛ) в РУ 220 кВ ПС Шагол и к месту сопряжения с существующим заходом в РУ 220 кВ Челябинской ГРЭС; перечень пересечений с другими линиями электропередачи (линиями связи) с разбивкой по классам напряжения; технические условия собственников пересекаемых объектов инфраструктуры (ВЛ, авто-, железных дорог, трубопроводов и т.п.); конструктивно-строительные и конструктивно-монтажные решения по ВЛ (КВЛ) и установке первичного электрооборудования на ПС, решения по зданиям и сооружениям (при необходимости); согласованные основные технические решения по ИТС и СС; согласованные основные технические решения по РЗА; согласованные решения по системе регистрации и определению мест повреждения на ЛЭП; согласованная пояснительная записка по основным техническим решениям; протокол совещания по рассмотрению материалов 1 этапа проектирования; материалы инженерных изысканий; график реконструкции с указанием состава работ и длительности отключения оборудования (временные схемы); презентационные материалы. 5.2. На II этапе «Разработка, согласование и экспертиза проекта» выполнить: Разработку проектной документации по НТД в соответствии с требованиями постановления Правительства Российской Федерации от 16.02.2008 № 87 «О составе разделов проектной документации и требованиях к их содержанию». Проектная документация, выполненная на 2-м этапе, должна быть согласована в требуемом объёме с филиалами ОАО «СО ЕЭС», субъектами энергетики и субъектами других отраслей промышленности. 5.2.1.В части вновь сооружаемых участков ВЛ (КВЛ) 220 кВ Челябинская ГРЭС – Шагол II цепь: выбор земельного участка для строительства проектируемой ВЛ (КВЛ), включая акты о выборе земельного участка (акты выбора участка лесного фонда, акты выбора лесного участка, акты натурного-технического обследования, утвержденный проект лесного участка), решение о предварительном согласовании места размещения объекта, решение об утверждении актов выбора участка лесного фонда, актов выбора лесного участка; утвержденные органами местного самоуправления схемы расположения каждого земельного участка на кадастровом плане или кадастровой карте соответствующих территорий в соответствии с возможными вариантами их выбора; 12 получение градостроительного плана земельного участка для площадных объектов, подготовку и утверждение проекта планировки территории и проекта межевания территории для линейных объектов; необходимый для разработки проекта объем изыскательских работ с выносом и закреплением на местности трассы ВЛ (КВЛ) (створные знаки и углы поворота) со сдачей закрепленной трассы по акту Заказчику; расчёт напряжённости электрического и магнитного поля в табличной форме для каждого пролёта с указанием границы безопасной зоны в метрах при длительно допустимой токовой нагрузке ВЛ и температуре окружающего воздуха +25°С. На основании этих данных определять расстояния от вертикальной проекции проводов ВЛ на землю до границы земельного участка частной собственности, но не менее 30 метров; проект подготовки территории строительства; проект дорог, маршруты доставки опор; проект расстановки опор ВЛ, решения по проводу, грозотросу, изоляции; решения по фундаментам под опоры ВЛ; планы заходов ВЛ (КВЛ), с указанием номера и шифра опоры, пикета опоры от начала захода ВЛ (КВЛ), пересечений с инженерными объектами, нанесением ВЛ 6(10), 35, 110, 220 кВ идущими параллельно на расстоянии 100 м от осей ВЛ на топографической основе в масштабе 1:10000 в формате программы Mapinfo (в системе координат WGS84, применительно для версии v.7.5 и выше); таблицу с перечнем, шифром и пикетом опор, расстоянием между опорами в формате MS Excel; таблицу пересечений с инженерными объектами в формате MS Excel; выполнить максимальный шаблон для расстановки опор по профилю; продольный профиль трассы заходов ВЛ 220 кВ; защиту ВЛ 220 кВ от перенапряжений; - выполнить расчеты сопротивления заземляющих устройств опор и грозозащитных тросов ВЛ с учетом удельного сопротивления грунтов; - выполнить решения по обустройству заземляющих устройств опор и грозозащитных тросов ВЛ, обеспечивающих достижение расчетных величин сопротивления заземляющих устройств; - изготовление и установку табличек диспетчерских наименований и номеров опор по всей длине вновь образованной ВЛ, переустраиваемых ВЛ и табличек диспетчерских наименований в РУ ПС в соответствии с приказом ОАО «ФСК ЕЭС» от 28.04.2012 № 228 и распоряжением МЭС Урала от 12.07.2012 № 173; - прочие разделы проектно-сметной документации. 5.2.2. В части ПС 500 кВ Шагол. проект демонтажных работ, подготовки территории строительства; - компоновку ячейки 220 кВ, генеральный план ПС; - решения по благоустройству реконструируемых частей ПС; - мероприятия по отводу и дренажу поверхностных вод с территории новой ячейки 220 кВ ПС Новометаллургическая; - реконструкцию контура заземления или устройство нового контура заземления (в случае расширения территории ОРУ); - предусмотреть охранные мероприятия в соответствии с Типовыми техническими решениями по оснащению объектов ОАО «ФСК ЕЭС» инженернотехническими средствами охраны» (в случае расширения территории ПС); - решения по фундаментам и металлоконструкциям; 13 - проект инженерных коммуникаций; - технические требования к оборудованию в соответствии с приказом ОАО «ФСК ЕЭС» от 11.05.2011 № 275 «Об утверждении стандартов организации с техническими требованиями к основным видам оборудования»; - решения по координации изоляции, защите оборудования от перенапряжений, мероприятия по предотвращению феррорезонансных перенапряжений; - план раскладки кабельной продукции; - технические решения по обеспечению электромагнитной совместимости устройств ИТС и СС на проектируемом и смежных объектах; - решения по обеспечению электроснабжения собственных нужд (СН): схему системы СН и схему питания СН; вид и количество независимых источников СН; требуемая мощность источников СН; 5.2.3. Технические решения по РЗА, ПА на реконструируемых ПС с использованием микропроцессорных устройств, в т.ч.: 5.2.3.1. Схему размещения устройств релейной защиты и автоматики (РЗА) на объектах реконструкции и в прилегающей сети с отражением используемых каналов связи (ВОЛС, ВЧ, другое) для передачи сигналов и команд РЗА, ПА, включая резервные каналы связи; 5.2.3.2. Схему организации передачи сигналов и команд РЗ, ПА для вновь образованных ВЛ (ВОЛС, ВЧ каналы, другое) с учетом резервирования каналов, а также схему организации передачи доаварийной информации для ПА с учетом резервирования каналов; 5.2.3.3. Решения по устройствам ОМП на ВЛ с обоснованием применения способов двухстороннего или одностороннего замера в зависимости от конфигурации сети («коридоры», одиночные линии). Приборы ОМП должны быть независимыми; 5.2.3.4. Совмещенную схему распределения по трансформаторам тока и трансформаторам напряжения устройств РЗА; 5.2.3.5. Совмещенную схему распределения по трансформаторам тока и трансформаторам напряжения устройств ИТС, СС и АИИС КУЭ в части вновь устанавливаемого или реконструируемого оборудования; 5.2.3.6. Структурно-функциональные схемы устройств РЗА присоединений и ПА с указанием: входных цепей; выходных цепей; переключающих устройств (испытательных блоков, переключателей и т.п.), необходимых для оперативного ввода/вывода из работы устройств РЗА, ПА и отдельных функций и цепей; 5.2.3.7. Перечень всех функций РЗА, ПА каждого защищаемого элемента сети в части объема реконструкции по настоящему титулу; 5.2.3.8. Предварительный (проектный) расчет уставок, таблицы параметрирования и схемы внутренней программируемой логики вновь устанавливаемых устройств РЗА и ПА; 5.2.3.9. Режимы АПВ ВЛ (КВЛ) и шин, включая алгоритмы АПВ (кратность, условия пуска, контроль отсутствия/наличия напряжения на ВЛ и шинах, контроль синхронизма и т.п.); 5.2.3.10. В случае применения кабельных вставок на вновь образованных ЛЭП 220 кВ руководствоваться решениями: «Протокола совещания по проблемам защиты и АПВ ЛЭП 110-750 кВ с кабельными участками» от 22.10.2012; «Протокола совещания по организации защит и АПВ ЛЭП 110 кВ и выше с кабельными участками» от 21.02.2013; 14 «Протокола совещания по вопросу организации АПВ кабельновоздушных ЛЭП 110 кВ и выше» от 25.02.2013. 5.2.3.11. Схемы организации цепей переменного напряжения на объекте проектирования; 5.2.3.12. Обоснование (ориентировочные расчеты) требуемых номинальных первичных и вторичных токов трансформаторов тока, а также величин мощности вторичных обмоток трансформаторов тока и напряжения на основании обосновывающих расчетов с учетом видов устройств РЗА и ПА, их потребления, ориентировочных длин кабелей, значений токов КЗ и допустимой погрешности для каждого вида РЗ при КЗ в месте их установки и в других точках сети, постоянной времени сети соответствующего напряжения и т.п.); 5.2.4. Технические решения по автоматизированной информационноизмерительной системе коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ). 5.2.4.1. Реконструкцию АИИС КУЭ ПС Шагол в части новой точки учета выполнить в соответствии с Приложениями к «Положению о порядке получения статуса субъекта оптового рынка и ведения реестра субъектов оптового рынка» и Приложениями к «Договору о присоединении к торговой системе оптового рынка», «Типовой инструкцией по учету электроэнергии» (СО 15334.09.101-94), с обеспечением информационной совместимости с АИИС КУЭ филиала ОАО «ФСК ЕЭС» - МЭС Урала. 5.2.4.2. Документацию по АИИС КУЭ выполнить отдельными томами в соответствии с ГОСТ 34.201-89, обеспечить положительное заключение НП «Совет рынка». 5.2.4.3. Обеспечить представление результатов измерения, информации о состоянии средств измерения и объектов измерения из устройства сбора и передачи данных (УСПД): - на уровень информационно-вычислительного комплекса (ИВК) АИИС КУЭ; - в АРМ АИИС КУЭ подстанций, в том числе и по Web-интерфейсу внутренней локальной сети (ЛВС). 5.2.4.4. Обеспечить контроль показателей качества электроэнергии, для чего использовать данные счетчиков АИИС КУЭ. Необходимость установки специализированных приборов контроля качества электроэнергии (при питании промышленной нагрузки) определить проектом. 5.2.4.5. Обеспечить расчет баланса электроэнергии по подстанции сравнение фактического небаланса с допустимым значением небаланса, а также контроль достоверности передаваемых/получаемых данных. 5.2.4.6. На отходящих ЛЭП предусмотреть установку ТТ в линии для организации учета электроэнергии. Для РУ 220 кВ ПС с обходной системой шин при обоснованном отсутствии ТТ в линии должны быть разработаны решения по обеспечению автоматической фиксации в УСПД перевода линии на обходной выключатель с отражением в МВИ расчета количества электроэнергии через присоединение. 5.2.4.7. Установку счетчиков и другого оборудования АИИС КУЭ производить в отдельно стоящих шкафах. 5.2.4.8. Производить подключение счетчика к трансформаторам тока и напряжения отдельными кабелями, при этом подсоединение к электросчетчику должно быть проведено через испытательную коробку (специализированный клеммник), расположенную непосредственно под счетчиком. 5.2.4.9. Выводы измерительных трансформаторов, используемых в измерительных цепях коммерческого учета, вторичные измерительные цепи и 15 шкафы с оборудованием АИИС КУЭ должны быть защищены от несанкционированного доступа. 5.2.4.10. Определить направление, состав и характеристики данных, передаваемых на другие уровни управления, включая расчет объемов передаваемой информации. 5.2.4.11. Обеспечить передачу данных из системы АИИС КУЭ по двум каналам связи: основному – оптоволоконному с включением в технологическую сеть МЭС Урала и резервного – GSM канал. 5.2.4.12. Решения по метрологическому обеспечению АИИС КУЭ должны соответствовать требованиям ГОСТ Р 8.596-2002 и техническим требованиям оптового рынка, включая: метрологическую экспертизу проектной документации; проведение испытаний с целью утверждения типа единичного экземпляра СИ и внесению АИИС КУЭ в Федеральный реестр СИ с получением Свидетельства об утверждении типа СИ по ИК, относящимся к сфере государственного регулирования; проведение поверки СИ, ИК (по ИК, относящимся к сфере государственного регулирования) АИИС КУЭ, проведение калибровки СИ, ИК (по ИК, не относящимся к сфере государственного регулирования); оформление паспортов-протоколов на измерительные комплексы (по ИК, относящимся к сфере государственного регулирования, паспорта-протоколы оформляются в соответствии с требованиями Приложения № 11.5 к Положению о порядке получения статуса субъекта оптового рынка и ведения реестра субъектов оптового рынка); разработку и аттестацию в установленном порядке МВИ (по всем ИК) и внесению МВИ в Федеральный реестр МВИ (по ИК, относящимся к сфере государственного регулирования); метрологический надзор и контроль за применением СИ, ИК, АИИС КУЭ в целом, аттестованных МВИ в процессе эксплуатации. При модернизации, расширении АИИС КУЭ ПС вышеуказанные мероприятия выполняются в отношении вновь вводимых (модернизируемых) ИК. 5.2.5. Решения по интеграции вновь устанавливаемого оборудования в существующую систему ТМ, в том числе выполнить/определить: Структурную схему ТМ (в объеме вновь устанавливаемого оборудования); Перечень сигналов, собираемых и обрабатываемых в системе ТМ в соответствии с приказом МЭС Урала от 16.05.2011 № 357. Определить общее количество сигналов по каждому типу оборудования. Точки измерения и объем передаваемой телеинформации согласовать с МЭС Урала и Филиалом ОАО «СО ЕЭС» Челябинское РДУ. Решения по обмену оперативной информацией с центрами управления ОАО «ФСК ЕЭС» и ОАО «СО ЕЭС» на базе протоколов МЭК, выбору направлений обмена и определение состава и объема информации в соответствии с «Положением об информационном взаимодействии между ОАО «СО ЕЭС» и ОАО «ФСК ЕЭС» в сфере обмена технологической информацией» от 2009г., распоряжением ОАО «ФСК ЕЭС» от 03.06.2010 № 302р “Об утверждении целевой архитектуры информационных потоков АСТУ и диспетчерской телефонной связи”. Технические решения по созданию (модернизации) систем связи для передачи телеметрической информации из системы ТМ в направлении Филиала ОАО «СО ЕЭС» Челябинское РДУ, а также по организации диспетчерской связи оперативного персонала ПС Шагол с диспетчерским персоналом Филиала ОАО 16 «СО ЕЭС» Челябинское РДУ. Решения по созданию (модернизации) систем связи ПС Шагол согласовать с Филиалом ОАО «СО ЕЭС» ОДУ Урала. 5.2.6. Решения по регистрации аварийных процессов и событий объекта (ВЛ/ПС) с установкой общеподстанционных регистраторов аварийных событий и с учетом наличия этой функции в микропроцессорных терминалах РЗ, АПВ, АВР, ПА и РА, в т.ч.: вид (тип) измеряемых и регистрируемых параметров; частота обработки; условия пуска (для обеспечения функции РАС); должны обеспечивать сбор информации, достаточной для обеспечения своевременного (оперативного) анализа аварийного процесса (возникновения, протекания и ликвидации аварии, установления фактического алгоритма работы систем РЗ, АПВ, АВР, ПА и РА, блок-контактов выключателей, параметров СОПТ и др.). 5.2.7. Решения по организации электропитания систем РЗА, ПА, систем связи и других систем, включая: - таблицы потребителей сети собственных нужд 0,4 кВ и постоянного оперативного тока и их характеристики; - определение емкости и количества элементов аккумуляторной батареи (АБ) и параметров зарядных устройств; - схемы сети постоянного оперативного тока и собственных нужд 0,4 кВ, включая схемы ЩПТ и ЩСН; - ориентировочные расчеты токов короткого замыкания в сетях собственных нужд и постоянного оперативного тока (при необходимости) с использованием специализированных программ; - проверку селективности и чувствительности защитных аппаратов, как вновь монтируемых, так и тех, к которым подключаются вновь монтируемые кабельные линии. При необходимости, предусмотреть замену защитных аппаратов. 5.2.8. Обеспечение инфраструктуры, включая: подготовку помещений, в том числе создание систем жизнеобеспечения (система климат-контроля, кондиционирования, пожарной сигнализации и т.п.) организацию системы гарантированного электропитания для всех систем связи с обеспечением непрерывной работы при отсутствии внешнего энергоснабжения. 5.2.9.Прочие разделы проектно-сметной документации. 5.2.10. Технические решения по реконструкции оборудования иных собственников (при необходимости) оформить отдельными томами. 5.2.11. Отдельным томом выполнить «Проект полосы отвода» для вновь сооружаемых участков ЛЭП, с включением в него: материалов выбора земельного участка для строительства проектируемой ЛЭП; актов выбора земельного участка и решение о предварительном согласовании места размещения ЛЭП; кадастровые планы территорий с нанесением на них полосы отвода земель для ЛЭП; границ охранной и санитарно-защитной зон ЛЭП, в которые попадает земельный участок (полоса отвода); сводную экспликацию земель по пикетам трассы; правоустанавливающие документы на объект капитального строительства и земельный участок. 17 утвержденных органом местного самоуправления схем расположения каждого земельного участка на кадастровом плане или кадастровой карте соответствующей территории; акта выбора участка лесного фонда, акта выбора лесного участка, акты натурного-технического обследования, утвержденного проекта лесного участка; утвержденного градостроительного плана земельного участка, утвержденных проектов планировки территории и проектов межевания территории. 5.2.12. При размещении ЛЭП на землях сельскохозяйственного назначения или землях лесного фонда, выполнить и оформить отдельным томом «Проект рекультивации земель». 5.2.13. В проектной документации указать этапность организации работ, содержащую перечень отключаемого сетевого оборудования, последовательность и длительность отключений с указанием сроков аварийной готовности и указанием на разработку и реализацию этапов пуско-наладки. 5.2.14. Выполнить раздел «Оценка воздействия ЛЭП, ПС на окружающую среду» (ОВОС). Раздел «Охрана окружающей среды» оформить отдельным томом. 5.2.15. Инженерно-технические вопросы гражданской обороны. Мероприятия по предупреждению чрезвычайных ситуаций. Раздел оформить отдельным томом. 5.2.16. Раздел «Мероприятия по обеспечению пожарной безопасности» оформить отдельным томом, в соответствии с действующими отраслевыми правилами пожарной безопасности для энергетических объектов. 5.2.17. Проект организации строительства (ПОС). В ПОС должны быть указаны следующие решения: Анализ и возможность выполнения временных схем электроснабжения на этапах строительства; Анализ потребности и решения по организации выполнения схем питания электроустановок подрядной организации на период реконструкции; Определение места размещения строительного городка, стоянки строительной техники, площадки складирования оборудования и материалов с учетом недопущения рисков возникновения технологических нарушений и ухудшения пожарной обстановки (как правило, вне территории действующего объекта); Анализ необходимости сооружения временных подъездов и дорог, исключающих возможность нахождения и/или пересечения персоналом и техникой (механизмами) подрядной организации территории и коммуникаций действующего объекта; Решения по выгораживанию территории для работы подрядной организации, исключающие возможность ошибочного проникновения персонала подрядной организации за пределы зоны проведения работ и приближения техники и механизмов на недопустимое расстояние к токоведущим частям действующей электроустановки; Обеспечения функционального взаимодействия существующих и вновь монтируемых устройств РЗА, ССПИ, технологических систем и защит. 5.2.18. Выполнить раздел «Организация эксплуатации», указав потребность в спецтехнике для эксплуатации и ремонтов сооружаемых ВЛ (КВЛ) и оборудования ПС, такелажных приспособлениях, численность и квалификацию оперативного и ремонтного персонала, а также необходимый объем аварийного 18 резерва и ЗиП, в соответствии с приказом ОАО «ФСК ЕЭС» от 30.04.2008 № 162 «Об утверждении Методических рекомендаций по расчету трудозатрат (численности) производственного персонала на вновь вводимые и реконструируемые объекты». Затраты на приобретение указанного оборудования и спецтехники внести в сметный расчет. Вид и тип такелажных приспособлений уточнить в подразделениях Южно-Уральского ПМЭС, обслуживающих ВЛ. 5.2.19. Сметную стоимость строительства приводить в двух уровнях цен: в базисном по состоянию на 01.01.2000 и текущем, сложившемся ко времени составления смет. Сметную документацию представить в печатном виде и в электронном формате программного комплекса «ГОССТРОЙСМЕТА». При составлении сметной документации в базисном уровне цен, использовать территориальные единичные расценки регионов (ТЕР, ТЕРм, ТЕРп). Смету на ПИР оформить в виде расчета на основании «Укрупненных стоимостных показателей линий электропередачи и подстанций напряжением 351150 кВ» ОАО «Институт «Энергосетьпроект» № 285тм-т.1 или «Справочника базовых цен на проектные работы для строительства. Объекты энергетики», утвержденного приказом ОАО РАО «ЕЭС России» от 10.02.2003 г. № 39. 5.2.20. Разбивку сметной стоимости произвести в соответствии с методикой, разработанной согласно приказу ОАО «ФСК ЕЭС» от 27.08.2009 № 389 «О разработке Методики». 5.2.21. Сводный сметный расчет выполнить с разделением затрат по собственникам объектов. При формировании затрат ОАО «СО ЕЭС», в случае необходимости, учесть приобретение программных продуктов и обучение персонала служб релейной защиты и автоматики. 5.2.22. При разработке проекта руководствоваться приказом ОАО «ФСК ЕЭС» от 27.03.2006 № 80 «Об утверждении положения о взаимодействии при новом строительстве, техническом перевооружении и реконструкции электросетевых объектов, затрагивающих имущественный комплекс разных собственников». 5.2.23. Состав и наименование строящихся инвентарных объектов, которые будут вводиться в состав основных средств, указывать, руководствуясь распоряжением ОАО «ФСК ЕЭС» от 19.10.2012 № 703р «Об утверждении Порядка отнесения имущества к основным средствам», а наименования реконструируемых объектов - в соответствии с их наименованиями в бухгалтерском учете. 5.2.24. Выполнить подраздел «Эффективность инвестиций». 5.2.25. В соответствии с приказом ОАО «ФСК ЕЭС» от 18.07.2008 № 304 «О мероприятиях по сокращению издержек, увеличению доходов и повышению эффективности деятельности» при выполнении проектов: производить сравнительный анализ альтернативных вариантов реализации проекта с целью выявления наиболее эффективного варианта в части снижения капитальных и текущих издержек Общества на создание и содержание объекта; предусматривать в составе проекта расчет затрат на ремонтноэксплуатационное обслуживание объекта на протяжении срока его полезного использования. 5.2.26. В сметную документацию включить затраты: на проведение работ по межеванию; по переводу земель в категорию земли промышленности; рекультивацию земель; 19 на внесение изменений записи в ЕГРП; на изготовление технических и кадастровых паспортов объектов недвижимости; на постановку на кадастровый учет охранных зон вновь образованных ВЛ (КВЛ) по всей длине ВЛ (КВЛ) после завершения строительства; на оплату госпошлины за государственную регистрацию прав на объекты недвижимости; на оформление землепользования после строительства по муниципальному образованию (включая межевание, государственный кадастровый учет земельного участка, оформление договора аренды на земельный участок); на оплату аренды земель на период строительства; на затраты связанные с изъятием, в том числе путем выкупа; на подготовку расчетов и компенсацию убытков собственников земельных участков, землепользователей, землевладельцев, арендаторов земельных участков; на получение проекта планировки территории и проекта межевания территории; на затраты, связанные с подготовкой проектов освоения лесов и лесных деклараций; на исполнение обязательств проектировщика по рецензированию проектной документации фирмами-изготовителями на предмет правильного применения их систем в проекте, на осуществление авторского надзора; на приобретение проверочных устройств РЗА и ПА. Перечень устройств согласовать с Южно-Уральским ПМЭС; на обучение персонала ПМЭС эксплуатации устройств РЗА, ПА, ССПИ и связи; на изготовление и установку табличек диспетчерских наименований и номеров опор по всей длине вновь образованной ВЛ (КВЛ), переустраиваемых ВЛ и табличек диспетчерских наименований в РУ ПС; 5.2.27. Для вновь образованной ВЛ (КВЛ) 220 кВ Челябинская ГРЭС – Шагол II цепь определить (уточнить) следующие идентификационные признаки согласно статье 4 Федерального закона от 30.12.2009 № 384-ФЗ: 1) назначение – линейный объект (воздушные/кабельные линии электропередачи); 2) принадлежность к объектам транспортной инфраструктуры и к другим объектам, функциональные особенности которых влияют на их безопасность – не принадлежит; 3) возможность опасных природных процессов и явлений и техногенных воздействий на территории, на которой будут осуществляться строительство, реконструкция и эксплуатация здания или сооружения – отсутствуют; 4) принадлежность к опасным производственным объектам – не относится к опасным производственным объектам; 5) пожарная и взрывопожарная опасность – категория по пожарной опасности – ДН (пониженная пожароопасность); 6) наличие помещений с постоянным пребыванием людей – нет; 7) уровень ответственности – нормальный. На основании разработанных решений, уточнить идентификационные признаки каждого объекта и указать их в проектной документации. 20 5.2.28. Согласно требованиям СП 14.13330.2011 «Строительство в сейсмических районах» (пункт 4.3), определить карту сейсмического районирования ОСР-97 и представить на согласование Заказчику. 5.2.29. Документацию по проекту в полном объеме (включая обосновывающие расчеты) представить заказчику в 5-х экземплярах на бумажном носителе, в 2-х экземплярах в электронном виде на CD, и в 2 экз. на CD в формате данных Системы комплектования Электронного архива документов ОАО «ФСК ЕЭС», в соответствии с приказом ОАО «ФСК ЕЭС» от 23.01.2008 № 10 «Об утверждении нормативных документов Электронного архива ПСД ОАО «ФСК ЕЭС». Графические материалы проектных решений, связанные с размещением проектируемого объекта, выполнить в электронном виде в формате *.dwg, *.dxf (или ином корпоративном стандарте); текстовые материалы по отводу земельных участков выполнить в электронном виде в программах MS Word, Excel. Отсканированные версии разделов проектной и иной документации, в том числе и с официальными подписями, должны быть представлены в формате AdobeAcrobat. Не допускается передача документации в формате AdobeAcrobat с пофайловым разделением страниц. 6. Особые условия. 6.1. Разработанная проектно-сметная документация является собственностью Заказчика и передача ее третьим лицам без его согласия запрещается. 6.2. Проектная организация получает все необходимые согласования и заключения с природоохранными органами, ГО и ЧС, Министерства здравоохранения и социального развития Российской Федерации, ФГУ «Главгосэкспертиза России» (при необходимости) и другими компетентными государственными органами, эксплуатирующими организациями и органами местного самоуправления. 6.3. Проектная организация выполняет весь комплекс работ по отводу и оформлению земельных участков под строительство. 6.4. Проектная организация обеспечивает заключение договоров на проведение Государственной экспертизы (в т.ч. экологической экспертизы) проектной документации, сопровождает документацию в процессе ее согласования и добивается получения положительного заключения. В случае необходимости внесения изменений в проектную документацию по замечаниям органов экспертизы данные изменения должны быть согласованы с МЭС Урала. 6.5. Проектная организация предоставляет ОАО «ФСК ЕЭС» и ОАО «СО ЕЭС» все расчетные модели (включая графические схемы), использованные для проведения расчетов электроэнергетических режимов в форматах программных комплексов, с помощью которых проведены расчеты, в том числе в электронном виде в формате ПК «RastrWin» (*.rg2, *.grf). 7. Выделение пусковых комплексов. При необходимости, определяется в проекте. 8. Исходные данные для разработки проектной документации. 8.1. Перечень исходных данных, сроки подготовки и передачи их определяются условиями договора на разработку проекта и календарным графиком. Получение исходных данных проектной организацией выполняется с выездом на объекты, Заказчик обеспечивает организационную поддержку доступа представителей проектной организации для получения информации. 21 8.2. При необходимости, по запросу проектной организации выполняющей разработку проектной документации, Заказчик предоставляет доверенность на получение технических условий или сбор исходных данных и иных документов, необходимых для выполнения проектных работ и работ по выбору и утверждению трассы (площадки строительства). 22
