microbik.ru
1
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

    1. 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.

    2. 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.

    3. 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

    1. 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.



  1. 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.

    1. 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.

    2. Все технические средства, входящие в состав Системы должны быть внесены в Государственный реестр средств измерений, и метрологически поверены.

    3. 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.

    1. 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»;

    1. Система должна обладать надёжной защитой информации от потерь и искажений при аппаратных отказах и попытках несанкционированного доступа на программном и аппаратном уровнях.

    2. Система должна иметь возможность дальнейшего наращивания и модернизации аппаратно программных средств.

    3. Работоспособность Системы должна выполняться при отключении или выходе из строя части оборудования и автоматически восстанавливаться при включении или введении в строй оборудования.

    4. Система должна постоянно выполнять автоматическую самодиагностику, регистрировать сбои, отказы технических средств из состава АИИС КУЭ.



  1. 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.)

    1. 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.

    2. 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.

    3. Приборы учета должны обеспечивать учет активной и реактивной составляющих энергии и мощности

    4. Многотарифный режим учёта электроэнергии, автоматический переход на летнее и зимнее время.

    5. Точность хода встроенных часов не хуже ± 2,0 секунды в сутки с автоматической коррекцией времени.

    6. Обмен информацией по цифровому интерфейсу связи.

    7. Самодиагностика счетчика при включении питания.

    8. Хранение последних показаний (а также профилей нагрузки с заданными интервалами) в энергонезависимой памяти. Хранение потребления электрической энергии с возможностью считывания информации на индикаторе.

    9. 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.

    1. 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.

    2. Циклический вывод на индикатор лицевой панели счётчика основной информации: индикация текущего тарифа, показание нарастающим итогом действующих тарифов в кВт.ч, время встроенных часов, дата.




  1. ТРЕБОВАНИЯ К ИНФОРМАЦИОННОЙ МАГИСТРАЛИ МЕЖДУ ИИК и ИВКЭ




    1. При использовании интерфейсов типа RS-485 информационная магистраль должна быть выполнена экранированной витой парой.

    2. 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.

    3. Скорость обмена информацией при связи по цифровому интерфейсу не менее 9600 бит/с.

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


    1. 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.

    1. Передача в ИВК по запросу и/или расписанию результатов измерений, «журналов событий» счетчиков.

    2. Возможность дистанционного конфигурирования приборов учёта объекта - из центра сбора информации ИВК в автоматическом режиме.

6. ТРЕБОВАНИЯ К КАНАЛАМ СВЯЗИ МЕЖДУ ИВКЭ И ИВК


    1. Рекомендуется использовать каналы связи со скоростью передачи не менее 9600 бит/с; коэффициент готовности канала не хуже 0,95.

    2. В качестве каналов связи могут быть использованы:

  • GSM-сеть связи (технология GPRS);

  • Выделенные каналы

  • Коммутируемые каналы



  1. 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.

  1. 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.

  1. 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.

  1. 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