ТЕХНІЧНІ ВИМОГИ - DTEK · Web view3.1. РП з впровадження...

ТЕХНІЧНІ ВИМОГИ

Створення та впровадження автоматизованої системи комерційного обліку електричної енергії по ТОВ «ДТЕК Ровенькиантрацит»

№ Перелік критеріївВимога

замовника торгів

Примітки

Загальні вимоги

1.

Розробка робочого проекту на впровадження системи АСКОЕ на шахтах та фабрика ТОВ «ДТЕК Ровенькиантрацит», згідно Технічного завдання ДП «Регіональні електричні мережи».

Обов’язково

Після завершення розробки робочого проекту він повинен бути узгоджений з ДП «Регіональні електричні мережі» та затверджений ТОВ «ДТЕК Ровенькиантрацит »

2.Створення та впровадження АСКОЕ має відбуватись на підставі розробленого робочого проекту АСКОЕ


3. АСКОЕ має пройти метрологічну атестацію Обов’язковоНадати копії свідотств метрологічної атестації виданих на системи впроваджені учасником

4. АСКОЕ має бути введено в промислову експлуатацію на пізніше 01.03.2013р. Обов’язково

Гарантійний лист учасника складений у довільній формі

5.

Програмне забезпечення має дозволяти зчитувати дані з наступних типів багатофункціональних лічильників електричної енергії:

- Landis&Gyr (ZxB, ZxD);

- Actaris (SLxxxx);

- Елвін;

- Elgama-Electronika ( EMS, LZQM, EPQS);

- Elster-Metronika (Euro-Alpha);

- Меркурий 230

- НіК

- АСЕ5000/ACE6000


6. Вказана у тендерній пропозиції вартість програмного, апаратного, технічного забезпечення та системи АСКОЕ цілком має бути остаточною. Подальша експлуатація ПЗ, модернізація апаратного забезпечення комплексу, а також доповнення системи програмними новими програмними модулями не повинна передбачати додаткових витрат пов'язаних із авторськими відчисленнями, ліцензійними відчисленнями або із потребою придбати нові ліцензії для вже встановленого програмного забезпечення. Замовник повинен мати


право у будь-який момент безперешкодно продати, або в інший спосіб передати право на подальшу експлуатацію комплексу іншій стороні без обов'язкового погодження із розробником, або будь-якою іншою стороною.

7.Програмне забезпечення повинно забезпечувати можливість передачі даних до АСКОЕ ДП «Регіональні електричні мережі в 101 протоколі

Обов’язковоГарантійний лист учасника складений у довільній формі

8.

Передбачити створення та використання спрощених графічних форм відображення схем встановлення приладів обліку для периметру та підприємству (мнемосхеми).


9.

Наявність досвіду в постачанні приладів обліку, учасник має бути виробником, або офіційним представником виробника лічильників електричної енергії

Обов’язково учасник має бути виробником, або офіційним представником виробника лічильників електричної енергії. Про що необхідно надати підтверджуючий документ

10.

Забезпечення можливості роботи клієнтської частини АСКОЕ з будь-якою з підсистем в межах корпоративної мережі, з можливістю відокремлення оперативної інформації за функціонально-територіальними ознаками (інформація про обриви зв’язку, попередження про втручання в роботу системи, попередження про несвоєчасне надходження даних і таке інше).


11. Автоматичний розрахунок втрат в елементах та вузлах мережі при складанні балансів.


12.Автоматичне формування та відправка макетів для передачі суб’єктам ДП «Регіональні електричні мережі».


13.Забезпечення механізму збереження та відображення історії змін в схемах та групах обліку (входження/виведення точок обліку).


14. Забезпечення можливості оперативного контролю за отриманням і обробкою макетів та запитів УППДВ.


15.

Забезпечення можливості автоматичного переходу на зарезервовані апаратні засоби АСКОЕ (сервер бази даних, сервер збору даних, каналоутворююча апаратура) при умові їх наявності.


16.Забезпечення в задачах АСКОЕ контролю занесення інформації ручного вводу з встановленням відповідних міток.


17.

Ведення загальнодоступного журналу користувачів АСКОЕ для узгодження роботи та взаємодії підрозділів по користуванню, експлуатації та обслуговуванню АСКОЕ.


Вимоги до програмного забезпечення АСКОЕ

18.Забезпечення персоналу програмними засобами для розвитку системи, як в кількості точок обліку так і в частині введення нових приладів обліку.


19. Підтримку роботу користувачів із не менше як 100 робочих місць. Обов’язково

20.

ПЗ повинно передбачати можливість доповнювати його новими компонентами розробленими у подальшому представниками замовника або третьою стороною. Вартість програмного забезпечення повинна включати підтримку комплексом 100 робочих місць.


21. Вартість не повинна обмежувати кількість осіб, які можуть працювати на робочих місцях у різний час. Обов’язково

22. ПЗ АСКОЕ обов’язково має відповідати наступним стандартам та нормативним документам:

впровадження АСКОЕ повинне виконуватися згідно з вимогами відповідних чинних нормативних (ГОСТ, ДСТУ, НД, РД, МИ) документів.

Закон України від 16.10.1997 № 575/97-ВР "Про електроенергетику" зі змінами та доповненнями (редакція від 10.01.2002);

Закон України від 11.02.1998 № 113/98-ВР "Про метрологію та метрологічну діяльність";

Закон України "Про захист інформації в інформаційно-телекомунікаційних системах";

Концепція функціонування та розвитку оптового ринку електричної енергії України. Додаток 8(1) до Договору між Членами Оптового ринку електричної енергії України;

Інструкція про порядок комерційного обліку електроенергії (Додаток №10 до Договору між членами Оптового ринку електричної енергії), затверджена Загальними щорічними зборами від 21.02.2003 і прийнята Постановою НКРЕ №480 від 30.05.2003;

Правила оптового ринку електричної енергії (Додаток №2 до Договору між членами Оптового ринку електричної енергії), затверджені Радою Оптового ринку, протокол від 04.09.2003 №14 і прийняті Постановою НКРЕ від 12.09.2003 №921;

Правила користування електричною енергією, затверджені постановою НКРЕ від 17.10.2005 №910;

Концепція побудови автоматизованих систем комерційного обліку електроенергії в умовах енергоринку, затверджена спільним наказом Мінпаливенерго, НКРЕ, Держкоменергозбереження,


Держстандарту, Держбуду, Держпромполітики № 32/28 / 28/ 276 /75/54 від 17.04.2000;

Технічні вимоги до автоматизованої системи комерційного обліку оптового ринку електричної енергії України. Додаток 7(4) до Договору між Членами Оптового ринку електричної енергії України. Київ, 2003;

Загальні технічні вимоги до АСКОЕ ОРЕ. Стандарт ОРЕ «АСКОЕ суб’єктів ОРЕ. Загальні вимоги». Додаток 7(4) до Договору між Членами Оптового ринку електричної енергії України. Київ, 2006;

Уніфікований реєстр даних (УРД) та уніфікований протокол передачі даних вимірювань (УППДВ), специфікація ДП «Енергоринок»;

Технічна експлуатація електричних станцій і мереж. Правила;

Правила улаштування електроустановок;

Правила безпечної експлуатації електроустановок.

Техноробочий проект АСКОЕ

ТЗ АСКОЕ

23. 1. База даних АСКОЕ повинна:· зберігати дані не менше 3 років (6 років);· підтримувати не менше 3000 точки

обліку;· містити:

значення сумарної спожитої енергії; значення сумарної спожитої енергії

для кожної тарифної зони; значення усередненої потужності

відповідно до заданого періоду інтегрування;

значення максимальної потужності періоду інтегрування протягом доби, місяця;

значення максимальної потужності періоду інтеграції для кожної тарифної зони протягом доби, місяця;

значення спожитої енергії за поточні і минулі облікові періоди - добу, місяць;

графік навантаження відповідно до заданого періоду інтеграції;

значення спожитої енергії по кожній тарифній зоні за поточні і минулі облікові періоди - добу, місяць;


інформацію про події, пов'язані із позаштатними змінами зовнішнього і внутрішнього середовища (кількість відключень мережі живлення, кількість відключень навантаження внаслідок перевантаження струмом, кількість несанкціонованих спроб доступу);

дані параметризації (тип приладу, заводський номер, код споживача, кількість змін даних, дата і час останньої зміни параметрів, корекція ходу таймера, інтервал інтегрування, константи).

· зберігати масив необроблених даних отриманих із засобів обліку;

· підтримувати зонний облік електроенергії;

· підтримувати автоматичну роботу у різних часових зонах та сезонах зима/літо;

· підтримувати ручне введення даних;· підтримувати розподіл прав операторів та

адміністраторів бази даних;· забезпечувати надійну автентифікацію та

авторизацію у режимі ручного введення даних та обслуговування бази даних;

· забезпечувати створення резервних копій, архівів бази необроблених даних на зовнішні носії;

· шифрувати архівовані дані з допомогою сучасних алгоритмів з високою криптографічною стійкістю;

· захищати архівовані дані цифровими підписами;

· підтримувати імпорт даних із збережених архівних файлів;

· підтримувати автоматичний імпорт даних із макетів;

· підтримувати підтвердження успішного імпорту макетів;

· підтримувати імпорт даних через УППД;· перевіряти достовірність імпортованих

даних з допомогою цифрових підписів;· виконувати автоматичну верифікацію

даних;· перевіряти дані на несуперечливість;· підтримувати експорт даних з допомогою

макетів;· зберігати у базі даних надіслані макети;· перевіряти успішність експорту макетів з

допомогою підтверджень;· захищати експортовані дані цифровими

підписами;· підтримувати експорт даних з допомогою

УППД;

· супроводжувати кожне значення у базі даних міткою якості;

· супроводжувати кожне значення введене вручну ідентифікатором оператора;

· підтримувати SQL запити до бази даних;· забезпечувати автентифікацію,

авторизацію, розподіл прав доступу до даних у базі даних;

· підтримувати захист доступу до сервера бази даних від спроб доступу до даних з допомогою мережевих атак;

· забезпечувати автоматичну реплікацію даних на резервні сервери;

· підтримувати роботу у режимі розподіленої бази даних;

· забезпечувати безперервну роботу бази даних під час обслуговування системи;

· підтримувати роботу з базою даних через криптографічно захищені канали обміну

Вимоги апаратної частини24. 2. Сервер АСКОЕ верхнього рівня крім

стандартних функції повинен виконувати наступні функції:

- введення даних з лічильників, які не охоплені системою автоматичного збору, даних що були зібрані за допомогою ноутбука чи іншого переносного комп’ютеру

- шляхом ручного вводу даних по приєднанням, що не охоплені АСКОЕ, заміна приладів обліку, недообліків

- виконувати моніторинг отримання даних, а саме в автоматичному режимі щоденне формування переліку даних, що не були отримані із зазначенням можливих причин (як по опитуванню, так і по отриманню макетів)

- виконувати верифікацію даних, а саме шляхом порівняння даних розрахункових приладів обліку із даними дублюючих та/або контрольних лічильників на інших кінцях ПЛ із врахуванням відповідних втрат у цих елементах мережі. При відхиленнях вище нормативних необхідно видавати попередження в автоматичному режимі

- накопичення та зберігання даних ручного вводу із відповідними признаками (хто, коли і з якою причини виконав зазначений взвод)

- накопичення та зберігання технологічної інформації (опис, параметри та інше) по кожній точці, групі точок


- виконувати само діагностику систем, накопичення та зберігання інформації по функціонуванню системи.

25.

Апаратне забезпечення повинно:- бути захищеним від доступу сторонніх

осіб до устаткування;- забезпечувати цілодове безперервне

функціонування комплексу при температурі 0..+50 град. Цельсія, напрузі живлення 200..240 В;

- забезпечувати продовження роботи комплексу у разі порушення електропостачання на час до 4 годин., а також безаварійну зупинку при перевищенні цього часу із автоматичним поновленням роботи після відновлення електропостачання;

- забезпечувати підвищену надійність збереження даних за допомогою дублювання даних на кількох окремих апаратних пристроях збереження даних із автоматичним контролем цілісноті збережених даних та поновленням пошкоджених даних;

- мати продуктивність достатню для роботи системного та прикладного програмного забезпечення при подвійному максимальному навантаженні;

- забезпечувати обмін даними з приладами обліку через CSD та GPRS канали GSM зв'язку та інтерфейси RS232, RS485, CL 20mA. При використанні GPRS каналів GSM зв'язку обладнання повинно автоматично відновлювати канал після його втрати.


Ескізне креслення локального устаткування збору та обробки даних з лічильників електричної енергії. А також технічні характеристики обладнання задіяного в ЛУЗОД та лічильників що пропонуються для впровадження

26.

Передбачити наявність резервного серверу для зберігання інформації, а у разі позаштатних ситуації (ремонт основного серверу, модернізація тощо) можливість тимчасової роботи на резервному (по обговоренню із замовником).


Гарантійні умови27. Гарантійний термін, не менш 5 років Надати гарантійні

зобов'язанняКваліфікаційні вимоги до Учасника

28. Учасник має бути офіційним розробником програмного забезпечення Обов'язкове Свідоцтво про твір, патент

29.Представлення ліцензії на виконання робіт з впровадження автоматизованих систем Обов'язкове Надати копію ліцензії

30. Представлення опису програмного забезпечення Обов'язкове Опис програмного забезпечення

31.Представлення сертифікату відповідності програмного забезпечення вимогам діючих нормативно-технічних документів України

Обов'язковеСертифікат виданий Укрметртестстандарт, ДП НДІ «Система»

32.Досвід роботи на території України по впровадженню аналогічних систем на інших підприємствах.

Не менше 5 років

Надання письмових відгуків

33.

Досвід роботи на території України по впровадженню систем АСКОЕ на підприємствах вугільної галузі з кількістю точок обліку електроенергії не менш 100.

Обов'язкове Надання письмових відгуків

Примітка: пропозиції, зразки по яким представлені на торгах, але не відповідають вимогам дійсних технічних вимог будуть відхилені.

1. Загальні положення.1.1. Під час проектування системи необхідно виконати роботи з обстеження об’єктів

автоматизації (підстанцій та електричних мереж ТОВ «ДТЕК Ровенькиантрацит», розробити технічне завдання (ТЗ) на створення системи та робочий проект (РП) з впровадження АСКОЕ на підприємстві.

1.2. При розробці проекту необхідно враховувати, що до складу системи комерційного обліку електроенергії планується включити 235 точок обліку електроенергії. Перелік точок комерційного обліку електроенергії наведено нижче.1.3. Технічні рішення щодо створення (ТЗ) та впровадження (РП) системи АСКОЕ повинні відповідати вимогам нормативної документації, діючої в електроенергетиці, а саме:

- Правил користування електричною енергією (ПКЕЕ);- Інструкції з комерційного обліку електричної енергії (ІКО);- Концепції побудови автоматизованих систем обліку електричної енергії в умовах

енергоринку;- Правил улаштування електроустановок (ПУЕ).

1.4. При розробці ТЗ на створення та РП з впровадження системи необхідно керуватися положеннями «Технічних рекомендацій щодо улаштування споживачами локального устаткування збору та обробки даних (ЛУЗОД)

2. Вимоги до ТЗ на створення системи.2.1. ТЗ на створення системи за своїм складом та змістом повинне відповідати

вимогам ГОСТ 34.602-89 «Техническое задание на создание автоматизированной системы».2.2. Під час розробки ТЗ необхідно виконати обстеження технологічних об'єктів

автоматизації, а саме:- підстанцій;- електричних мереж;- диспетчерського пункту електромереж підприємства .

2.3. Під час обстеження необхідно встановити кількість та перелік точок обліку електроенергії у відповідності зі слідуючими критеріями:

- кількість та перелік точок комерційного обліку електроенергії, дані з яких зчитуються в автоматичному режимі;

- кількість та перелік точок комерційного обліку електроенергії, дані з яких зчитуються в «ручному» режимі;

- кількість та перелік точок комерційного обліку електроенергії субспоживачів підприємства, рівень споживання яких становить менше/більше 150 кВт (або середньомісячне споживання яких становить менше/більше 50 тис. кВт/год.).2.4. Під час обстеження необхідно уточнити дані з структури мереж та схем обліку електроенергії на підстанціях з ціллю уточнення функціональності АСКОЕ в частині розрахункових задач системи (потреби на власні нужди, втрати в трансформаторах та лініях передач, баланси підстанцій та ліній електропередачі, т.п.).2.5. В процесі розробки ТЗ необхідно попередньо узгодити вимоги до технічного, інформаційного, програмного та метрологічного забезпечень з ДП «Регіональні електричні мережі» (електропостачальна організація).

2.6. Після завершення розробки ТЗ необхідно виконати його метрологічну експертизу.2.7. ТЗ повинно бути узгоджене ДП «Регіональні електричні мережі» та затверджене ТОВ «ДТЕК Ровенькиантрацит».

3. Вимоги до РП з впровадження системи.3.1. РП з впровадження системи за своїм складом повинен відповідати вимогам ГОСТ 34.201-89, а за змістом – вимогам РД 50-34, 698-90. Перелік документів, що входять до складу РП повинен бути наведений в ТЗ на створення системи.3.4. При розробці РП повинні бути прийняті та описані:

- загальносистемні рішення з побудови АСКОЕ;- рішення з технічного забезпечення системи;- рішення з інформаційного забезпечення системи;- рішення з програмного забезпечення системи;- рішення з метрологічного забезпечення системи;

3.5. У робочому проекті (РП), повинні бути наведені всі відомості, необхідні для впровадження системи на енергооб'єкті та диспетчерському пункті системи..3.6 Після завершення розробки РП він повинен бути узгоджений з ДП «Регіональні електричні мережі» та затверджений ТОВ «ДТЕК Ровенькиантрацит ».

6. Характеристика об’єкту автоматизації.6.1 Перелік та характеристики точок обліку.До складу АСКОЕ повинно ввійти 235 точок комерційного обліку електроенергії.

Перелік та стислі характеристики точок обліку ТОВ «ДТЕК Ровенькиантрацит» наведено нижче.

6.2 Диспетчерський пункт (ДП) АСКОЕ планується створити в будівлі головного офісу ООО «ДТЕК Ровенькиантрацит».

6.3. АРМ Головного енергетика ТОВ «ДТЕК Ровенькиантрацит» планується розташувати на його робочому місці в будинку головного офісу підприємства.

Перелік точок комерційного обліку електроенергії

№ п/п Назва підстанції Назва точки обліку Рівень

напруги, кВ

Плануємий режим

зчитування1 ОП „Шахта ім.. Дзержинського” ПС

6/0,4 кВ «2 Дзержинського» Східна збійка №1 6 А2 Т-1 ТМ 630/6 6 А3 Людський підйом 6 А4 Цех ЗБВ 6 А5 Кабель №3 6 А6 Кабель №1 6 А7 Підйом КМЗ 6 А8 Ламповая РЩ 0,22 кВ 0,4 А9 С.Н. 0,4 А10 Х.Н. 0,4 А11 Східна збійка №2 6 А12 Техкомплекс 6 А13 Кабель №2 6 А14 Т-2 ТМ 630/6 6 А15 ПС 6/0,4 кВ „Вертикальній ствол” Клітьовий підйом №1 6 А16 Кабель №1 6 А

17 Т-1 ТМ 560/6 6 А18 С.Н. 0,4 А19 Х.Н. 0,4 А20 Т-2 ТМ 560/6 6 А21 Клітьовий підйом №2 6 А22 Кабель №2 ЦПП гор. 1190 6 А23 ОП „Шахта ім. Фрунзе” ПС 35/6кВ „3

Вертикальная” Південний ствол №1,2 6 А24 Східний вентилятор №1 6 А25 Техкомплекс №1 6 А26 Клітьовий підйом №1 6 А27 Т-11 6 А28 Реактор №1 6 А29 Двускиповий підйом 6 А30 Одно скиповий підйом 6 А31 Реактор №2 6 А32 Т-12 6 А33 Клітьовий підйом №2 6 А34 Техкомплекс №2 6 А35 Кабель №7 6 А36 Східний вентилятор №2 6 А37 АБК РЩ-0,22 0,4 А38 АБК РЩ-0,22 0,4 А39 ПС 6/0,4 кВ „Шахта 31-32” Т-1 6 А40 Людський підйом №1 6 А41 Кабель №2 6 А42 Кабель №4 6 А43 Людський підйом №2 6 А44 С.Н. 0,4 А45 Х.Н. 0,4 А46 Весова ПТУ 0,4 А47 ПС 6/0,4 кВ „Шахта 3-80” Т-1 ТМЗ 1000/10 6 А48 Лісний склад 6 А49 Людський підйом 6 А50 Т-2 ТМЗ 1000/10 6 А51 С.Н. 0,4 А52 Х.Н. 0,4 А53 ТОВ „Схід-Захід” 0,4 А54 ТОВ „Укрлугтек” 0,4 А55 Енергозавод 0,4 А56 ОП „Шахта ім.. Вахрушева” ПС 6/0,4кВ

„1-2 Лобовська” Шламовий відстійник №1 6 А57 Камера нижніх приводів 6 А58 Кабель №5 6 А59 Допоміжний підйом №1 6 А60 Т-1 6 А61 Т-2 6 А62 Головний підйом №1 6 А63 Камера верхніх приводів 6 А64 Кабель №6 6 А65 Шламовий відстійник №2 6 А66 С.Н. 0,4 А67 Х.Н. 0,4 А68 ПС 6/0,4 кВ „Вахрушевська” КТП котельні кабель №1 6 А69 Кабель №1 6 А

70 КТП Т-1 6 А71 Центральний вентилятор №1 6 А72 Західна збійка №1 6 А73 Клітьовий підйом №1 6 А74 Мех..цех 6 А75 КТП котельні кабель №2 6 А76 КТП Т-2 6 А77 Центральний вентилятор №2 6 А78 Західна сбійка №2 6 А79 Клітьовий підйом №2 6 А80 Кабель №2 6 А81 ПС 6/0,4 кВ «ТП Скважина» Кабель №1 6 А82 Південний ствол 6 А83 Кабель №4 6 А84 Кабель №2 6 А85 Кабель №3 6 А86 ОП «Шахта ім. Космонавтів» ПС 6/0,4

кВ «ш3 Дар'євка» Східна збійка 6 А87 Т-2 ТМ 630/6 6 А88 Допоміжний підйом №1 6 А89 КРУ №2 6 А90 Т-1 ТМ 630/6 6 А91 Головний підйом №1 6 А92 Головний підйом №2 6 А93 КРУ №1 6 А94 КРУ №2 6 А95 Кабель №4 6 А96 Кабель №3 6 А97 Мех..цех 6 А98 Допоміжний підйом №2 6 А99 С.Н. 0,4 А100 Х.Н. 0,4 А101 ПС 6/0,4 кВ «ш6 Дар'євка» Східний вентилятор 6 А102 Т-1 ТМ 320/6 6 А103 С.Н. 0,4 А104 Х.Н. 0,4 А105 ТОВ «РАУС» 0,4 А106 ПС 6/0,4 кВ «ш2 Дар'євка» Кабель №2 6 А107 Т-1 ТМ 320/6 6 А108 ЦПП-16 кабель №1 6 А109 Т-2 ТМ 250/6 6 А110 Водокачка з відпайкою на

ТОВ «Рапто» 6 А111 С.Н. 0,4 А112 Х.Н. 0,4 А113 ТОВ «Арсенал-2007» 0,4 А114 ПП Зуйковський 0,4 А115 ПС 6/0,4 кВ «Вертикальній ствол ш.

Космонавтів» Т-1 ТМЗ 630/6 6 А116 Котельна №1 6 А117 Західний вентилятор №1 6 А118 Клітьовий підйом №1 кл №1 6 А119 Клітьовий підйом №2 кл №1 6 А120 ЦПП-780 №1 6 А121 Клітьовий підйом №2 кл №2 6 А

122 Клітьовий підйом №1 кл №2 6 А123 Західний вентилятор №2 6 А124 Котельна №2 6 А125 Т-2 ТМЗ 630/6 6 А126 ЦПП-780 №2 6 А127 АБК РЩ-0,22 0,4 А128 С.Н. 0,4 А129 Х.Н. 0,4 А130 ОП «Шахта 81 Київська» ПС 35/6 кВ

«Фрунзенская» Ш. 1Київська №1 СВС №1 6 А131 РМЗ 6 А132 Ш. 2Київська №1

Вентилятор» 6 А133 Кабель №3 ш.81 6 А134 Кабель №2 ш. 81 6 А135 Кабель №1 ш.81 6 А136 Північна збійка №2 6 А137 ПС 6/0,4 кВ «ш.1 Київська» Кабель № 1 6 А138 Вводозабір 6 А139 Т-2 ТМ 560/6 6 А140 Вертикальн підйом №1 кл №2 6 А141 Вертикальн підйом №2 кл №1 6 А142 АТП 6 А143 Вертикальн підйом №2 кл №2 6 А144 Вертикальн підйом №1 кл №1 6 А145 Т-1 ТАМ 560/6 6 А146 Вертикальний ствол кл №2 6 А147 С.Н. 0,4 А148 Х.Н. 0,4 А149 ПС 6/0,4 кВ «ш.2 Київська» Т-1 ТМ 630/6 6 А150 Вентилятор кл №1 6 А151 Т-2 ТМ 200/6 6 А152 С.Н. 0,4 А153 Х.Н. 0,4 А154 ТОВ «5 Елемент» 0,4 А155 ПС 6/0,4 кВ «РМЗ» Свердловина ш.81 №2 6 А156 Свердловина ш.81 №1 6 А157 Трансформатор печі ДСП №2 6 А158 Трансформатор печі ДСП №1 6 А159 Т-1 ТМ 560/6 6 А160 Конвеєрний цех 6 А161 Ввід на ш.81 6 А162 Т-2 ТМ 630/10 6 А163 УМДР 0,4 А164 ПС 6/0,4 кВ «Шахта 81» КЛ-2 №1 6 А165 Допоміжний підйом 6 А166 Т-1 ТМ 320/6 6 А167 Т-3 ТМШ 132/6 6 А168 С.Н. 0,4 А169 Х.Н. 0,4 А170 ПС 6/0,4 кВ «Шахта 82» Т-1 ТМ 400/6 6 А171 Допоміжний підйом №1 6 А172 Кабель №1 6 А173 Допоміжний підйом №2 6 А174 Т-2 ТМ 320/6 6 А

175 Котельна РСУ №1 0,4 А176 Котельна РСУ №2 0,4 А177 РСУ 0,4 А178 Водокачка 0,4 А179 Освітлення 0,4 А180 С.Н. 0,4 А181 Х.Н. 0,4 А182 ВП «Ш/у Ровенькивське» ПС 6/0,4 кВ

«Кащєєвська» Кабель №3 6 А183 Головний підйом 6 А184 КРУ №1 6 А185 Східна збійка 13 №2 6 А186 Західна збійка №29 6 А187 Т-1 6 А188 Кабель №2 6 А189 Кабель №1 6 А190 Східна збійка 6 А191 С.Н. 0,4 А192 Х.Н. 0,4 А193 ПС 6/0,4 кВ «Фомінська» Т-1 ТМ 200/6 6 А194 Людський підйом 6 А195 Т-2 ТМ 200/6 6 А196 Західна збійка №29 6 А197 Кафе «Угольок» 0,4 А198 С.Н. 0,4 А199 Х.Н. 0,4 А200 ПС 6/0,4 кВ „Шахта 28” Ввыд з ПС 6/0,4 кВ „ш.2

Луганская” 6 А201 Т-2 ТМ 200/6 6 А202 С.Н. 0,4 А203 Х.Н. 0,4 А204 ПС 6/0,4 кВ «Шахта 71» Мех.цех 6 А205 Кабель №4 6 А206 Допоміжний підйом №1 6 А207 Кабель №1 6 А208 Т-1 ТМ 630/6 6 А209 Вертикальний ствол №1 6 А210 К-2 6 А211 Підйом Ш.71 6 А212 Кабель №2 6 А213 Т-2 ТМ 630/6 6 А214 Допоміжний підйом №2 6 А215 Східна збійка з відпайкою на

ТП 6кВ УМДР 6 А

216 Верт. ствол з відпайкою на «Лісній склад» 6 А

217 Кабель №3 6 А218 С.Н. 0,4 А219 Х.Н. 0,4 А220 ПС 6/0,4 кВ «ш.2 Луганська» Збійка ш.30 №1 6 А221 Т-1 ТМ 250/6 6 А222 Збійка ш.35 6 А223 Кабель №1 6 А224 Кабель №2 6 А225 Збійка ш.30 №2 6 А226 Т-2 ТМ 200/6 6 А

227 Головний підйом 6 А228 Збійка ш.35 6 А229 С.Н. 0,4 А230 Х.Н. 0,4 А231 ГЗФ «Ровеньківська» ПС 6/0,4 кВ

«Кащєєвська» Т-2 ТМ 1000/6 6 А232 Збагачувальна фабрика 6 А233 Т-1 ТМ 1000/6 6 А234 ГЗФ «Вахрушевська» ПС 6/0,4 кВ «1-2

Лобовська» ГЗФ «Вахрушевська» №1 6 А235 ГЗФ «Вахрушевська» №2 6 А

ТЕХНІЧНІ ВИМОГИ - DTEK · Web view3.1. РП з впровадження...

Documents

Transcript of ТЕХНІЧНІ ВИМОГИ - DTEK · Web view3.1. РП з впровадження...