Техническое задание на разработку

Скачать 194.79 Kb.

Название	Техническое задание на разработку
Тип	Техническое задание

rykovodstvo.ru > Руководство эксплуатация > Техническое задание

Приложение №1
к «Порядку проведения открытого конкурса по выбору подрядной организации для выполнения в период 2010-2011 г.г. на объектах Сбербанка России ОАО г. Москвы комплекса работ по предпроектному обследованию, проектированию, поставке, монтажу, пуско-наладке, сертификации, сервисному обслуживанию автоматизированной информационно-измерительной системы коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) и дальнейшего коммерческого сопровождения АИИС КУЭ в целях приобретения электроэнергии для объектов Сбербанка России ОАО г. Москвы на оптовом рынке электроэнергии (ОРЭ)».
«Утверждаю»
Заместитель директора Департамента

недвижимости и материально-

технического обеспечения

И.А. Шевченко

Техническое задание

на разработку

автоматизированной информационно-измерительной

системы коммерческого учета электроэнергии объектов

Сбербанка России ОАО в г. Москве

Г. Москва

2010г.

Перечень принятых сокращений

АИИС КУЭ - автоматизированная информационно-измерительная система коммерческого учета электроэнергии

АИИС КУЭ-СБ - автоматизированная информационно-измерительная система коммерческого учета электроэнергии объектов Сбербанка России в г. Москве

ОРЭ - оптовый рынок электроэнергии

ОАО «АТС» - Открытое Акционерное общество «Администратор торговой системы»

ИАСУ КУ ОАО «АТС» - информационная автоматизированная система управления коммерческого учета ОАО «АТС»

ИИК - информационно измерительный комплекс

ИВКЭ - информационно вычислительный комплекс электроустановки

ТТ - трансформатор тока

ТН - трансформатор напряжения

НН - низкое напряжение

СН - среднее напряжение

МВИ - методика выполнения измерений

МИ - методика измерений

1. НАЗНАЧЕНИЕ И ЦЕЛИ СОЗДАНИЯ СИСТЕМЫ

Назначение системы

Автоматизированная информационно-измерительная система коммерческого учёта электроэнергии и мощности на объектах Москвы Сбербанка России (АИИС КУЭ-СБ), далее Система – иерархическая система, представляющая собой техническое устройство, функционально объединяющее совокупность измерительно-информационных комплексов точек измерений, информационно-вычислительных комплексов электроустановок, информационно-вычислительного комплекса и системы обеспечения единого времени, выполняющее функции проведения измерений, сбора, обработки и хранения результатов измерений, информации о состоянии объектов и средств измерений, а также передачи полученной информации в интегрированную автоматизированную систему управления коммерческим учетом на оптовом рынке электроэнергии в автоматизированном режиме.
АИИС КУЭ Сбербанка России ОАО является технической базой реализации договорных и финансовых взаимоотношений между поставщиком и потребителем электроэнергии, определения величин учетных показателей, используемых в финансовых расчетах на оптовом рынке электроэнергии и создается с целью выхода Сбербанка России ОАО на оптовый рынок электроэнергии и мощности.
Измерение количества электрической энергии, позволяющее определить величины учетных показателей, используемых в финансовых расчетах объектов Сбербанка России ОАО на оптовом рынке электроэнергии (далее - коммерческий учет), в соответствии с требованиями Закона Российской Федерации «Об обеспечении единства измерений» должно проводится с использованием аттестованных в установленном порядке методик выполнения измерений средствами измерений, имеющими сертификат об утверждении типа средств измерений Федерального агентства по техническому регулированию и метрологии, действующие свидетельства о метрологической поверке.

Цели создания

Целью создания АИИС КУЭ Сбербанка России ОАО является обеспечение выполнения системой следующих функций:

- выполнение измерений потребляемой электроэнергии;

выполнение измерений приращений активной и реактивной электроэнергии;
периодический и /или по запросу автоматический сбор привязанных к единому календарному времени измеренных данных о приращениях электроэнергии с заданной дискретностью учета;
хранение данных об измеренных величинах в стандартной базе данных в течении 3,5 лет;
обеспечение ежесуточного резервирования баз данных на внешних носителях информации;
разграничение доступа к базам данных для разных групп пользователей и фиксация в отдельном электронном файле всех действий пользователей с базами данных;
подготовка данных в ХML формате (для их передачи по электронной почте внешним организациям. Состав данных:
результаты измерений;
состояние средств измерений.
предоставление контрольного доступа к результатам измерений, данным о состоянии средств измерений по запросу со стороны ИАСУ КУ ОАО «АТС» в соответствии с процедурой контрольного доступа и форматом запроса данных;
обеспечение защиты оборудования, программного обеспечения и данных от несанкционированного доступа на физическом и программном уровне в объеме, установленном настоящим документом;
диагностика и мониторинг функционирования технических и программных средств АИИС КУ в объеме, установленном настоящим документом;
конфигурирование и настройку параметров АИИС КУ в объеме, установленном настоящим документом;
ведение системы единого времени в АИИС КУ (коррекция времени);
выход Сбербанка России ОАО на оптовый рынок электроэнергии.

ОБЩИЕ требования к Системе

2.1 Система должна удовлетворять основным требованиям:

обеспечить максимальную степень автоматизации выполнения функций;
обеспечить структуру, удобную для реализации функционирования системы;
обеспечить полноту и цельность информации по объектам;
обеспечить необходимую точность измерений;
обеспечить достоверность и непротиворечивость данных;
обеспечить автоматическое выполнение диагностики компонентов Системы(ведение технологического регистратора);
обеспечить безопасность и надежность работы;
обеспечить защиту информации от различных воздействий (аварий, несанкционированного доступа и др.);
обеспечивать требуемую скорость передачи данных и скорость обработки транзакций;
соблюдать стандарты, установленные нормативы, обеспечивать открытость для обеспечения возможности модернизации и интеграции с новыми и др. приложениями.

2.2 Система должна обеспечивать учет электрической энергии и мощности (активной и реактивной составляющих) с возможностью заложения тарифных планов на уровне ИВКЭ и/или на уровне ИИК.

2.3 Система должна автоматически фиксировать текущие значения показаний приборов учёта с задаваемой с верхних уровней периодичностью, а также с возможностью реализации алгоритмов расчета потерь электроэнергии и объемов потребленной электроэнергии с учетом тарифов и других коэффициентов; осуществлять накопление, хранение и передачу данных по регламенту или по запросу с верхних уровней.

На уровне ИВК Система должна осуществлять сбор, накопление, отображение, документирование, обработку и распределение достоверной информации об электропотреблении в каждой точке коммерческого учета объекта в автоматическом режиме с задаваемым расписанием.
Все технические средства, входящие в состав Системы должны быть внесены в Государственный реестр средств измерений, и метрологически поверены.
Программное обеспечение Системы должно обеспечивать многопользовательский режим (с разграничением прав пользователей).

2.7 Программное обеспечение Системы на уровне ИВК должно предоставлять возможность администрирования с выполнением следующих функций:

управление правами доступа пользователей;
редактирование точек потребления;
ведение контрольных журналов для регистрации изменений в БД Системы.

Программное обеспечение Системы на уровне ИВК должно обеспечивать функции сопряжения с биллингом:

автоматическое формирование отчетов о результатах измерений в формате данных ОАО «АТС» 80020 (xml);
передачу сформированных «xml-отчетов» по расписанию в модуль сбора данных сервера коммерческого учета ИАСУ КУ ОАО «АТС»;

Система должна обладать надёжной защитой информации от потерь и искажений при аппаратных отказах и попытках несанкционированного доступа на программном и аппаратном уровнях.
Система должна иметь возможность дальнейшего наращивания и модернизации аппаратно программных средств.
Работоспособность Системы должна выполняться при отключении или выходе из строя части оборудования и автоматически восстанавливаться при включении или введении в строй оборудования.
Система должна постоянно выполнять автоматическую самодиагностику, регистрировать сбои, отказы технических средств из состава АИИС КУЭ.

ТРЕБОВАНИЯ К СОСТАВУ АИИС КУЭ –СБ

3.1 Структура АИИС КУЭ -СБ должна иметь иерархический характер и обеспечивать возможность централизованного доступа на каждый подуровень. АИИС КУЭ -СБ должна состоять из следующих подуровней:

информационно-измерительный комплекс (ИИК) состоит из счетчиков электроэнергии (приборы учета), измерительных трансформаторов тока и напряжения, вторичных измерительных цепей. ИИК предназначен для выполнения измерений электроэнергии, а также для обеспечения возможности управления нагрузкой потребителей.
информационно-вычислительный комплекс электроустановки (ИВКЭ). В состав ИВКЭ должны входить специализированные промконтроллеры (устройства сбора и передачи данных, УСПД), каналы связи со смежными уровнями. ИВКЭ предназначен для автоматизированного сбора, данных о результатах измерений, передачи индивидуальных и групповых команд счетчикам, передачи данных на верхний уровень,.
информационно-вычислительный комплекс системы (ИВК) состоит из: технических средств приёма-передачи данных (каналообразующая аппаратура) и Центра сбора и обработки информации (ЦСОИ). ИВК предназначен для выполнения регламентного опроса приборов учёта с уровней ИИК и ИВКЭ, контроля достоверности полученной информации, промежуточного хранения, обработки и просмотра данных. На данном уровне Система должна обеспечивать функцию сопряжения с биллинговыми программами посредством формирования выходной информации в регламентированном ОАО «АТС» формате (xml_80020) для передачи в модуль сбора данных ИАСУ КУ ОАО «АТС».
В целях синхронизации измерений на всех уровнях АИИС КУЭ-СБ реализуется система обеспечения единого времени (СОЕВ).

3.2 ИИК должны обеспечивать:

- автоматическое выполнение измерений величин активной и реактивной электроэнергии и других показателей коммерческого учета;

- автоматическое выполнение измерений времени;

- автоматическую регистрацию событий в «Журнале событий», сопровождающих процессы измерения;

- хранение результатов измерений, информации о состоянии средств измерений в специализированной базе данных (обязательно при новом строительстве энергообъектов);

- безопасность хранения информации и программного обеспечения в соответствии с ГОСТ Р 52069.0 и ГОСТ Р 51275;

- предоставление доступа к измеренным значениям параметров и «Журналам событий» со стороны ИВКЭ или ИВК;

- конфигурирование и параметрирование технических средств и ПО;

- диагностику работы технических средств (обязательно при новом строительстве энергообъектов)
3.3 Используемые в ИИК приборы учёта электроэнергии должны отвечать следующим требованиям:

а) технические параметры и метрологические характеристики трансформаторов тока и напряжения должны отвечать требованиям ГОСТ 7746 и ГОСТ 1983 соответственно;

б) классы точности измерительных трансформаторов тока и напряжения должны быть не хуже 0,5.

в) в сети с изолированной нейтралью допускается установка трансформаторов тока в двух фазах, при этом в сетях с глухозаземленной нейтралью измерительные трансформаторы тока должны устанавливаться во всех трех фазах, к которым следует подключать трехфазные трехэлементные счетчики;

г) применять измерительные трансформаторы, при условии, что нагрузка, подключенная к ним, не превышает номинальную нагрузку измерительной обмотки измерительного трансформатора в любых эксплуатационных режимах;

д) необходимо применять измерительные трансформаторы, соответствующие требованиям ПУЭ по классу напряжения, а также по термической и электродинамической стойкости, климатическому исполнению.

е) не допускается применение промежуточных трансформаторов тока;

ж) в случае использования трансформатора напряжения только для целей коммерческого учета необходимо обеспечить контроль целости цепи трансформатора напряжения;

ж) потери напряжения в цепи «трансформатор напряжения – электросчетчик» не должны превышать 0,25% номинального вторичного напряжения трансформатора напряжения;

з) электросчетчик должен быть подключен к трансформатору напряжения отдельным кабелем, защищенным от короткого замыкания, при этом подсоединение кабеля к электросчетчику должно быть проведено через испытательную коробку (специализированный клеммник), расположенную около счетчика. Допускается применение единой электрической цепи для подключения электросчетчиков к одному трансформатору напряжения, при условии обеспечения защиты всей цепи от несанкционированного доступа.

и) в измерительных цепях ИИК точек измерений должна предусматриваться возможность замены электросчётчика и подключения образцового счетчика без отключения присоединения (установка испытательных коробок, блоков и т.п.)

Класс точности счетчиков при измерении активной энергии не хуже 0,5S по ГОСТ 30206-94, при измерении реактивной энергии не хуже 1,0 по ГОСТ 26035-835 в прямом и обратном направлениях.
Межповерочный интервал трёхфазных счётчиков ≥ 10 лет. Срок службы встроенной литиевой батареи не менее 16 лет. Гарантийный срок эксплуатации ≥ 3 лет. Срок службы не менее 30 лет.
Приборы учета должны обеспечивать учет активной и реактивной составляющих энергии и мощности
Многотарифный режим учёта электроэнергии, автоматический переход на летнее и зимнее время.
Точность хода встроенных часов не хуже ± 2,0 секунды в сутки с автоматической коррекцией времени.
Обмен информацией по цифровому интерфейсу связи.
Самодиагностика счетчика при включении питания.
Хранение последних показаний (а также профилей нагрузки с заданными интервалами) в энергонезависимой памяти. Хранение потребления электрической энергии с возможностью считывания информации на индикаторе.
Защита от несанкционированного доступа:

двухуровневый пароль;
опломбирование, электронная пломба съёмной крышки клеммной коробки;
доступ к полной информации при уровне пароля «только чтение» и доступ к полной информации и изменению конфигурации при уровне пароля «полный доступ»;
возможность изменения пароля нижнего уровня при открытии программы при помощи пароля верхнего уровня.

Отображение информации в журнале событий энергонезависимой памяти: время и дата перерывов в подаче питания, дата появления кода ошибки и сбоев программного обеспечения счетчика, дата изменения конфигурации или перепрограммирования, дата вскрытия крышки клеммной коробки.
Циклический вывод на индикатор лицевой панели счётчика основной информации: индикация текущего тарифа, показание нарастающим итогом действующих тарифов в кВт.ч, время встроенных часов, дата.

ТРЕБОВАНИЯ К ИНФОРМАЦИОННОЙ МАГИСТРАЛИ МЕЖДУ ИИК и ИВКЭ

При использовании интерфейсов типа RS-485 информационная магистраль должна быть выполнена экранированной витой парой.
Счётчики, подключенные к проводной информационной магистрали должны поддерживать протоколы обмена, обеспечивающие совместимость работы данных счетчиков со смежными техническими средствами, составляющими систему. Производители должны обеспечивать модернизацию программного обеспечения (перепрошивку счетчиков) в случаях изменения отдельных компонентов системы.
Скорость обмена информацией при связи по цифровому интерфейсу не менее 9600 бит/с.

5. ТРЕБОВАНИЯ К УСТРОЙСТВАМ СБОРА И ПЕРЕДАЧИ ДАННЫХ(УСПД)

Контроллеры УСПД должны обеспечивать сбор информации с электросчетчиков (по цифровому интерфейсу RS-485, согласно заданному в ИВК расписанию.

5.2 Выполнение коррекции времени встроенных в электросчётчики часов (при необходимости) по сигналам УССВ.

Передача в ИВК по запросу и/или расписанию результатов измерений, «журналов событий» счетчиков.
Возможность дистанционного конфигурирования приборов учёта объекта - из центра сбора информации ИВК в автоматическом режиме.

6. ТРЕБОВАНИЯ К КАНАЛАМ СВЯЗИ МЕЖДУ ИВКЭ И ИВК

Рекомендуется использовать каналы связи со скоростью передачи не менее 9600 бит/с; коэффициент готовности канала не хуже 0,95.
В качестве каналов связи могут быть использованы:

GSM-сеть связи (технология GPRS);
Выделенные каналы
Коммутируемые каналы

ТРЕБОВАНИЯ К ИНФОРМАЦИОННО-ВЫЧИСЛИТЕЛЬНОМУ КОМПЛЕКСУ (ИВК)

7.1 ИВК должен осуществлять следующие функции:

- Регламентный опрос счетчиков с возможностью задания канала связи;

- Параметрирование счетчиков;

- Формирование и передачу отчетов о результатах измерений потребленной абонентами электроэнергии в ИАСУ КУ ОАО «АТС» в требуемом формате;

- Многопользовательский доступ к программному обеспечению с разграничением прав на администрирование, сервисные и регламентные изменения в программном обеспечении технических средств нижних уровне.

ТРЕБОВАНИЯ К РЕГЛАМЕНТАМ СБОРА И ПЕРЕДАЧИ ИНФОРМАЦИИ

1. Счетчики электроэнергии, должны проводить непрерывные измерения электроэнергии и мощности и записывать в энергонезависимую память показания .
2. Все варианты регламентов передачи данных с нижних уровней (ИИК/ИВКЭ) на ИВК согласовываются с заказчиком при утверждении проекта по внедрению Системы.
ТРЕБОВАНИЯ К СИСТЕМЕ ОБЕСПЕЧЕНИЯ ЕДИНОГО ВРЕМЕНИ (СОЕВ)

9.1 СОЕВ должна обеспечивать синхронизацию времени (единое календарное время) на всех уровнях иерархии Системы (ИИК, ИВК) при проведении измерений количества электроэнергии с точностью не хуже ± 2,0 с/сутки с учетом временных характеристик (задержек) линий связи между ними.

9.2 Формирование времени Системы происходит на уровне ИВК с последующей синхронизацией ИИК посредством ИВКЭ или непосредственно ИИК.

10. ТРЕБОВАНИЯ К МЕТРОЛОГИЧЕСКОМУ ОБЕСПЕЧЕНИЮ

10.1 Метрологическое обеспечение должно осуществляться в соответствии с ГОСТ Р 8.596-2002. До момента ввода в постоянную эксплуатацию должна быть проведена метрологическая поверка компонентов измерительного тракта (измерительные трансформаторы тока и напряжения, счетчики, УСПД, в случае, если оно осуществляет функцию синхронизации времени). При этом должны быть оформлено Свидетельство о поверке установленного образца.

Во исполнение «Закона об обеспечении единства измерений» (федеральный закон от 27.04.93 №4871-1) необходимо разработать и аттестовать в установленном порядке МВИ для АИИС КУЭ. Разработку МВИ необходимо проводить в соответствии с ГОСТ Р 8.563-96.

10.2 Метрологическое обеспечение АИИС КУЭ, должно осуществляться Госстандартом России или уполномоченными им организациями.

10.3 На этапе изготовления и внедрения проводятся поверка и испытания АИИС КУЭ, с целью утверждения типа в соответствии с МИ 2441. В процессе эксплуатации должен осуществляться метрологический надзор за состоянием, применением и эксплуатацией средств измерений (учета) и АИИС КУЭ, в целом, за аттестованными МВИ, соблюдением метрологических правил и норм.

10.4 Необходимо учитывать следующие составляющие суммарной погрешности измерений электроэнергии:

токовая погрешность трансформатора тока по ГОСТ 7746-2001;
погрешность напряжения трансформатора напряжения по ГОСТ 1983-2001;
основную погрешность счетчика по ГОСТ 30206-94;
погрешность из-за потери (падения) напряжения в линии присоединения счетчика к трансформатору напряжения в соответствии с ПУЭ, Инструкцией по проверке трансформаторов напряжения и их вторичных цепей. – М.: СПО Союзтехэнерго,1979;
погрешность трансформаторной схемы включения счетчика за счет угловых погрешностей трансформатора тока, трансформатора напряжения и коэффициента мощности;
дополнительные погрешности счетчика электроэнергии от влияния внешних величин;
погрешность синхронизации при измерении текущего календарного времени в соответствии с технической документацией на компоненты АИИС КУЭ, выполняющих функции по синхронизации времени и предназначенных для проведения измерений.

10.5 Нормы относительной погрешности измерения по каждому измерительному комплексу, для значений cos φ в интервале 0,8 ¸ 1 не должны превышать:

для области нагрузок до 5% (относительная величина нагрузки трансформатора тока) не регламентируется;
для области малых нагрузок (5 – 20% включительно) не хуже 2,9%;
для диапазона нагрузок 20 - 120% не хуже 1,7 %.

Нормы относительной погрешности измерения по каждому измерительному комплексу, для значений cos φ в интервале 0,5 ¸ 0,8 не должны превышать:

для области нагрузок до 5% (относительная величина нагрузки трансформатора тока) не регламентируется;
для области малых нагрузок (5 - 20% включительно) не хуже 5,5%;

- для диапазона нагрузок 20 - 120 % не хуже 3,0%.

10.6 При эксплуатации АИИС КУЭ необходимо обеспечить организационные мероприятия по выполнению МВИ по точкам учета.

11. ЭКСПЛУАТАЦИОННОЕ ОБЕСПЕЧЕНИЕ АИИС КУЭ-СБ
При разработке АИИС КУЭ Сбербанка России ОАО должны быть учтены требования действующих нормативных документов к системе коммерческого учета электроэнергии,

законы РФ «О государственном регулировании тарифов на электрическую и тепловую энергию», «Об обеспечении единства измерений»;

- ГОСТ 24.104-85. «Автоматизированные системы управления. Общие требования»;

- ГОСТ 24.601-86. «Автоматизированные системы управления. Стадии создания»;

- ГОСТ 24.602-86. «Автоматизированные системы управления. Состав и содержание работ по стадиям создания»;

- ГОСТ 34.602-89 «Информационная технология. Комплекс стандартов на автоматизированные системы. Техническое задание на создание автоматизированной системы»;

электросчетчики должны соответствовать требованиям: ГОСТ Р 52320 – 2005 (МЭК 62052-11:2003); ГОСТ Р 52321 – 2005 (МЭК 62053-11:2003; ГОСТ Р 52322 - 2005 (МЭК 62053-21:2003);
«Правила учета электрической энергии»; «Типовая инструкция по учету электроэнергии при ее производстве и распределении», «Правила устройства электроустановок».

12. ХАРАКТЕРИСТИКА ТОЧЕК УЧЕТА ЭЛЕКТРОЭНЕРГИИ

ОБЪЕКТОВ СБЕРБАНКА РОССИИ В г. МОСКВЕ
12.1 Количество объектов (филиалов) в отделениях Сбербанка России в г. Москве и количество счетчиков электрической энергии в них приведено в Таблице 1.
Таблица 1

№п.п.	Отделение/Объект	Кол. объектов	Кол. счетчиков по НН	Кол. счетчиков по СН
1.	Зеленоградское	15	30	0
2.	Марьинорощинское	56	112	0
3.	Донское	78	14	0
4.	Киевское	51	65	18
5.	Вернадское	58	81	8
6.	Краснопресненское	73	84	0
7.	Лефортовское	94	72	32
8.	Люблинское	64	96	0
9.	Мещанское	45	67	0
10.	Стромынское	80	120	0
11.	Тверское	61	88	4
12.	Царицынское	74	111	0
13.	Объект ул. Вавилова,19	1	0	2
14.	Объект ул. Б. Андроньевская, 6,8	2	4	0
15.	Объект «Южный порт»	1	0	4
16.	Объект ул. Б. Якиманка,42	1	8	0
17.	Объект ул. Вавилова,23	1	2	0

12.2 Общее потребляемое количество электроэнергии всеми объектами Сбербанка России в г. Москве по договорам с ОАО «Мосэнергосбыт» - 126 млн. кВт.ч в год.

ТРЕБОВАНИЯ К ОРГАНИЗАЦИИ СЕРВИСНОГО ОБСЛУЖИВАНИЯ И КОММЕРЧЕСКОГО СОПРОВОЖДЕНИЯ АИИС КУЭ-СБ В ЦЕЛЯХ ПРИОБРЕТЕНИЯ ЭЛЕКТРОЭНЕРГИИ ДЛЯ ОБЪЕКТОВ СБЕРБАНКА РОССИИ В г. МОСКВЕ НА ОРЭ.

13.1 Сервисное и коммерческое сопровождение АИИС КУЭ-СБ осуществляется корпоративной энергосбытовой компанией, выполняющей на договорной основе следующие функции:

- техническую эксплуатацию и сервисное обслуживание АИИС КУЭ-СБ в гарантийный и послегарантийный период в соответствии с разработанной и согласованной со Сбербанком России эксплутационной документацией;

- ежегодная стоимость технической эксплуатации и сервисного обслуживания АИИС КУЭ-СБ не должна превышать 15% от стоимости создания системы;

приобретение электроэнергии для объектов Сбербанка России г. Москвы на ОРЭ;
обеспечение электроэнергией объектов Сбербанка России г. Москвы по согласованным со Сбербанком России расценкам на данный вид услуги;
выставление счетов на оплату электроэнергии в соответствии с существующей в г. Москве структурой подразделений Сбербанка России.

Начальник отдела развития инженерных Ю.И. Пойманов

систем Департамента недвижимости и

материально-технического обеспечения

Д.В. Алешин (495) 957-53-27

	Задание на разработку рабочей документации Задание на разработку рабочей документации: «Техническое перевооружение оборудования нижнего вентиляционного узла вентиляционной...		Техническое задание 1 Наименование и область применения Техническое... Московский государственный институт электроники и математики (технический университет)
	Техническое задание на разработку асутп Документ полностью должен соответствовать гост 34. 602-89 «Техническое задание на создание автоматизированной системы». Ниже приведен...		Техническое задание на разработку веб-сайта к договору XXXXXXXXX от «xx» Настоящий документ, далее именуемый «Техническое Задание», или «ТЗ», является неотъемлемой частью Договора. Все работы по Договору...
	Техническое задание на разработку веб-системы для компании ОАО «охк «уралхим»		Техническое задание на проведение инженерных изысканий, разработку... «Реконструкция и техническое перевооружение предприятия для обеспечения ремонта апл третьего поколения»
	Техническое задание на разработку рабочей документации Общественное здание с офисными помещениями и предприятиями общественного питания		Техническое задание на разработку г. Москва 2015г Исполнитель – подрядная организация, признанная победителем тендера на выполнение настоящего тз
	Техническое задание на разработку и проектирование стенда и пульта...		Техническое задание на разработку проектной документации Расходы на проектно-изыскательские работы по оснащению категорированных объектов средствами обеспечения транспортной безопасности...
	Техническое задание г. Мурманск 30. 04. 2013г Предмет договора: выполнение работ по модернизации портального крана кпм г/п 32/15 «Кировец» (инв. №070406001), включая разработку...		Техническое задание на разработку корпоративного портала Требования к эксплуатации, техническому обслуживанию, ремонту и хранению компонентов Портала 11
	Техническое задание Чс на транспорте и транспортной инфраструктуре, включающее разработку системного проекта и создание экспериментальной зоны на базе...		Техническое задание на выполнение работ на разработку документации по титулу «Модернизация автоматизированной информационно-измерительной системы коммерческого учёта электроэнергии (аиис куэ) зао «впз»»
	Техническое задание на создание/развитие информационной системы на 60 листах Перечень нормативно-технических документов, методических материалов, регламентирующих разработку Системы 4		Техническое задание на разработку «Входной контроль этикеток» Пк и версии ос и устройствам сканирования или фотографирования, в т ч типам и разрешению графических файлов, содержащих изображение;...