Открытый запрос предложений

Проведение преддоговорных переговоров (при необходимости) и подписание Договора

1. По всем вопросам, не нашедшим отражение в Извещении о проведении запроса предложений, настоящей Документации и предложения, признанного наилучшим, стороны имеют право вступить в преддоговорные переговоры, направленные на уточнение любых условий технико-коммерческого предложения, признанного наилучшим, однако при этом не допускается создание Участнику запроса предложений, чье предложение признано наилучшим, преимущественных условий участия в запросе предложений.

2. Ход переговоров и достигнутые результаты фиксируются в Протоколе преддоговорных переговоров, который подписывается уполномоченными представителями Заказчика/Организатора.

3. Договор между Заказчиком и Участником, чье предложение признано наилучшим, подписывается в течение 20 дней с момента определения наилучшего предложения. Для Участника, чье предложение признано наилучшим, срок для подписания Договора – не позднее 5 рабочих дней с момента получения от Заказчика конечной редакции Договора для подписания, при этом в течение 2 рабочих дней с момента получения от Заказчика соответствующего уведомления направить в его адрес оформленные приложения к проекту Договора, соответствующие требованиям Документации.

4. Участник запроса предложений, чье предложение утрачивает статус наилучшего, и его действия (бездействия) означают отказ от заключения Договора в следующих случаях:

• 
  не подписал по итогам проведения запроса предложений Договор на условиях, указанных в Документации по запросу предложений;
  
• 
  предложил Заказчику внести изменения в условия Договора путем проведения переговоров (за исключением случаев, когда такие переговоры проводятся по инициативе Заказчика в соответствии с решением закупочной комиссии).
  

5. При наступлении случаев, определенных в п. 2.7.8.4., Организатор запроса предложений имеет право выбрать новое выигравшее предложение из числа остальных действующих либо предложить Заказчику рассмотреть вопрос о повторном проведении закупки.

1. Уведомление о результатах запроса предложений

   1. Организатор запроса предложений незамедлительно после подписания итогового Протокола опубликует уведомление о результатах запроса предложений на сайте Заказчика запроса предложений с указанием следующих сведений:

• 
  ссылку на источник, где было официально опубликовано Извещение о проведении запроса предложений, Документация с указанием даты опубликования;
  
• 
  наименование, адрес и цену предложения Участника запроса предложений, чье предложение признано наилучшим.
  

3. ТЕХНИЧЕСКОЕ ЗАДАНИЕ

1. 
   Общие сведения
   
   1. 
      Наименование мероприятий
      

2. 
   Назначение
   

3. 
   Перечень объектов
   

1. 
   Ф. Ж-5 Вышка (ЖВ-3) от ПС 35/10 кВ «Жемчуг» (ТП-1-Ж-5, ТП-2-Ж-5, ТП-4-Ж-5, ТП-6-Ж-5, ТП-7-Ж-5), по адресу: РФ, Республика Бурятия, Тункинский РЭС (филиал «Бурятэнерго»);
   
2. 
   Ф. А-8 Тагархай (А-8) от ПС 35/10 кВ «Аршан» (ТП-1-А-8, ТП-5-А-8, ТП-7-А-8, ТП-8-А-8, ТП-11-А-8, ТП-13-А-8, ТП-14-А-8, ТП-10-А-8, ТП-15-А-8, ТП-18-А-8) по адресу: РФ, Республика Бурятия, Тункинский РЭС, (филиал «Бурятэнерго»);
   
3. 
   Ф. К-4 Нуган от ПС 110/35/10 кВ «Кырен» (ТП-2-К-4, ТП-3-К-4, ТП-4-К-4, ТП-6-К-4, ТП-7-К-4, ТП-8-К-4, ТП-9-К-4, ТП-10-К-4, ТП-11-К-4, ТП-12-К-4, ТП-13-К-4, ТП-14-К-4, ТП-15-К-4, ТП-16-К-4, ТП-17-К-4, ТП-18-К-4, ТП-19-К-4, ТП-20-К-4, ТП-21-К-4) по адресу: РФ, Республика Бурятия, Тункинский РЭС (филиал «Бурятэнерго»);
   

1. 
   Узел «К-10;К-11»: Ф. К-10 от ПС 110/35/6-10 кВ «Кяхта» (ТП-21-К-10, ТП-25-К-10, ТП-17-К-10, ТП-31-К-10, ТП-57-К-10, ТП-60-К-10, ТП-22-К-10) по адресу: РФ, Республика Бурятия, Кяхтинский РЭС, (филиал «Бурятэнерго»); Ф. К-11 от ПС 110/35/6-10 кВ «Кяхта» (ТП-4-К-11, ТП-5-К-11, ТП-6-К-11) по адресу: РФ, Республика Бурятия, Кяхтинский РЭС, (филиал «Бурятэнерго»);
   
2. 
   Ф. Х-7 от ПС 110/35/10 кВ «Харанхой» (ТП-1-Х-7, ТП-3-Х-7, ТП-4-Х-7, ТП-5-Х-7, ТП-6-Х-7) по адресу РФ, Республика Бурятия, Кяхтинский РЭС, (филиал «Бурятэнерго»);
   

1. 
   Ф. ГО-12 Водокачка от ПС 110/10 кВ «Гусиное озеро» (ТПго-12-1, ТПго-12-2, ТПго-12-3) по адресу: РФ, Республика Бурятия, Селенгинский район, Гусиноозерский РЭС, (филиал «Бурятэнерго»);
   

2. 
   Ф. Б-4 Н.Бургултай от ПС 110/10 кВ «Бургултай» (ТП-2-Бу-4, ТП-3-Бу-4, ТП-4-Бу-4, ТП-5-Бу-4, ТП-6-Бу-4, ТП-8-Бу-4, ТП-10-Бу-4, ТП-11-Бу-4) по адресу: РФ, Республика Бурятия, Джидинский РЭС, (филиал «Бурятэнерго»);
   
3. 
   Ф. Д-3 от ПС 110/10 кВ «Джида» (ТП-4-Д-3, ТП-3-Д-3, ТП-5-Д-3, ТП-7-Д-3, ТП-2-Д-3, ТП-1-Д-3, ТП-6-Д-3) по адресу: РФ, Республика Бурятия, Джидинский район, Джижинский РЭС, (филиал «Бурятэнерго»);
   
4. 
   Ф. Д-5 ПС 110/10 кВ «Джида» (ТП-1-Д-5, ТП-6-Д-5, ТП-2-Д-5, ТП-4-Д-5, ТП-3-Д-5, ТП-7-Д-5, ТП-8-Д-5, ТП-5-Д-5), по адресу: РФ, Республика Бурятия, Джидинский район, Джижинский РЭС, (филиал «Бурятэнерго»);
   
5. 
   Ф. Е-5 от ПС 35/10 кВ «Енхор» (ТП-1-Е-5, ТП-2-Е-5, ТП-3-Е-5), по адресу: РФ, Республика Бурятия, Джидинский район, Джижинский РЭС, (филиал «Бурятэнерго»).
   

4. 
   Срок выполнения работ
   

• 
  выполнение работ по монтажу технических средств, прокладка необходимых кабельных линий;
  
• 
  оформление от имени Подрядчика «Акта приема-передачи демонтированного оборудования и замене (приемке, обследовании) установленного оборудования коммерческого учета электрической энергии» с потребителями, с организациями-представителями потребителей (юридическими лицами, бытовыми потребителями, с управляющими компаниями многоквартирных домов и т.д.);
  
• 
  подписание с потребителями актов допуска в эксплуатацию расчетных учетов электроэнергии и соглашений о порядке учета электроэнергии;
  

• 
  В соответствии с ТРП выполнить монтаж средств измерений (приборы учета электрической энергии, измерительные трансформаторы). Установка систем учета должна осуществляться в соответствии с согласованным перечнем присоединений (ВРУ, опора ВЛ, фасад, ТП, РУ) у всех (100%) подключенных потребителей на границе балансовой принадлежности сетей с потребителями, ТСО и бесхозными сетями.
  
• 
  Монтаж оборудования передачи данных, присоединение кабелей резервного питания и интерфейсных кабелей.
  
• 
  Прокладка необходимых вторичных цепей.
  
• 
  Оформление паспортов-протоколов всех измерительных комплексов на каждом объекте, включая проведение необходимых измерений по загрузке вторичных цепей трансформаторов тока и трансформаторов напряжения, потерь напряжения от трансформаторов напряжения до приборов учета.
  
• 
  Испытание смонтированных технических средств (автономное).
  
• 
  Сдача системы для пусконаладочных испытаний.
  

• 
  Анализ результатов испытаний и устранение недостатков, выявленных при испытаниях.
  
• 
  Оформление акта о приемке системы коммерческого учета электроэнергии в промышленную эксплуатацию по каждому объекту отдельно.
  

• 
  установка шкафа учета с трехфазным счетчиком в месте подключения на опоре ВЛ 0,4 кВ отходящей линии (ввода) к сетям электроснабжения (на высоте не менее 1,6 м) с установкой выносного отображающего устройства (дисплея) в доме;
  
• 
  установка счетчика электроэнергии в месте подключения на опоре ВЛ 0,4 кВ отходящей линии (ввода) к сетям электроснабжения (на высоте не менее 1,6 м) с установкой выносного отображающего устройства (дисплея) в доме;
  
• 
  для однофазных и трехфазных систем учета электроэнергии могут быть предложены разные варианты установки систем учета электроэнергии;
  
• 
  прибор учета электрической энергии подлежит установке в отдельном запирающемся шкафу наружной установки со степенью защиты от проникновения воды и посторонних предметов соответствующий IP 54 по ГОСТ 14254-96;
  
• 
  в случае установки систем учета с выносным отображающим устройством (дисплеем), прибор учета подлежит установке в месте подключения отходящей линии (ввода) к сетям электроснабжения;
  
• 
  в шкафу перед прибором учета, допускается установка реле контроля напряжения для защиты прибора учета и внутридомовой сети от перенапряжений (при этом после РКН предусмотреть автомат с независимым расцепителем);
  
• 
  комплектация шкафа должна включать размыкатель до прибора учета и опционально - автоматический выключатель после прибора учета. Конструкция шкафа должна позволять без вскрытия производить (при необходимости) визуальный съем контрольных показаний с прибора учета, просмотр всех индикаций и других параметров отображающихся на дисплее прибора учета;
  
• 
  внутридомовую сеть к прибору учета прямого включения подключить непосредственно к выходным (нагрузочным) клеммам прибора учета в соответствии со схемой, указанной в паспорте применяемого прибора учета;
  
• 
  монтаж шкафа учета выполнить по нормам безопасности от поражения электрическим током и возгорания;
  
• 
  при установке приборов учета со встроенным дисплеем должны быть выполнены мероприятия по защите от хищения электроэнергии путем замены неизолированного ввода на изолированный (кабельный);
  
• 
  при наличие ввода на 2, 3, 4 квартиры, осуществить разделение вводов, выполнив по 1 вводу на квартиру, дополнительные вводы выполнить путем применения изолированного провода (СИП);
  
• 
  монтаж оборудования выполнять по нормам безопасности от поражения электрическим током и возгорания.
  

• 
  прибор учета электрической энергии прямого включения размещать в запирающемся помещении ВРУ, в случае отсутствия ВРУ, устанавливать в отдельном запирающемся шкафу;
  
• 
  приборы учета трансформаторного включения в комплекте с трансформаторами тока размещать в запирающемся помещении ВРУ, в случае отсутствия ВРУ, установить в отдельном запирающемся шкафу, с устройством для опломбирования, если иное не предусмотрено ТРП;
  
• 
  трансформаторы тока должны быть установлены во всех трех фазах;
  
• 
  схему шкафа учёта и подключение к нему ввода электроустановки выполнить в соответствии со схемой, указанной в паспорте применяемого прибора учета;
  
• 
  монтаж шкафа выполнять по нормам безопасности от поражения электрическим током и возгорания.
  
• 
  4.1.3. При установке систем учета, средств автоматизации и связи на ПС/ТП/РУ/КТП:
  
• 
  в целях термической и динамической устойчивости применять приборы учета трансформаторного включения;
  
• 
  трансформаторы тока устанавливать на присоединении в РУ-0,4кВ;
  
• 
  приборы учета, средства автоматизации и связи устанавливать в РУ-0,4кВ трансформаторных подстанций, допускается установка в запирающихся шкафах наружного исполнения;
  
• 
  приборы учета трансформаторного включения подключать к измерительным цепям через испытательные клеммные колодки, установленные перед приборами учета и имеющие устройство для пломбирования или маркирования;
  
• 
  В РУ-0,4 кВ КТП 6-10/0,4 кВ предусмотреть установку аппаратов защиты от атмосферных и коммутационных перенапряжений типа ОПН, в случае отсутствия данного оборудования.
  
• 
  4.1.4. При установке пункта коммерческого учета (ПКУ) на опоре ВЛ:
  

• 
  прибор учета должен быть установлен в отдельном запирающемся металлическом шкафу (универсальный ключ для всех шкафов) наружной установки со степенью защиты от проникновения воды и посторонних предметов соответствующий IP 54 по гост 14254-96;
  
• 
  имеющий устройство для пломбирования или маркирования исключающее доступ к контактам;
  
• 
  в шкафу перед прибором учета, предусмотреть ограничитель импульсных напряжений (ограничитель перенапряжений) для защиты прибора учета от перенапряжений;
  
• 
  измерительные цепи подключить непосредственно к выходным (нагрузочным) клеммам прибора учета в соответствии со схемой, указанной в паспорте применяемого прибора учета;
  
• 
  монтаж шкафа выполнить по нормам безопасности от поражения электрическим током, для чего необходимо смонтировать контур заземления;
  
• 
  схему подключения предусмотреть 3 трансформатора напряжения, 3 трансформатора тока;
  
• 
  в высокомодульном модуле предусмотреть разъединитель;
  
• 
  предусмотреть возможность установки шкафа учета на опору.
  

• 
  4.1.5. При установке пункта коммерческого учета (ПКУ) в РУ 10(6) кВ в ТП (РП) 10(6)кВ:
  

• 
  прибор учета должен быть установлен в отдельном запирающемся металлическом шкафу (универсальный ключ для всех шкафов) наружной установки со степенью защиты от проникновения воды и посторонних предметов соответствующий IP 54 по гост 14254-96;
  
• 
  имеющий устройство для пломбирования или маркирования исключающее доступ к контактам;
  
• 
  в шкафу перед прибором учета, предусмотреть ограничитель импульсных напряжений (ограничитель перенапряжений) для защиты прибора учета от перенапряжений;
  
• 
  измерительные цепи подключить непосредственно к выходным (нагрузочным) клеммам прибора учета в соответствии со схемой, указанной в паспорте применяемого прибора учета;
  
• 
  монтаж шкафа выполнить по нормам безопасности от поражения электрическим током;
  
• 
  схему подключения предусмотреть 3 трансформатора напряжения, 3 трансформатора тока;
  
• 
  предусмотреть установку шкафа учета в РУ 10(6) кВ в ТП (РП) 10(6)кВ;
  
• 
  предусмотреть возможность передачи данных в существующий сервер по GSM-каналу.
  

• 
  По окончании монтажных работ Субподрядчик составляет и передает Подрядчику составляет монтажные таблицы по форме приложения № 1 к данному техническому заданию, и используют их при выполнении пусконаладочных работ.
  

• 
  от внезапных отключений напряжения питания аппаратуры;
  
• 
  от помех и искажений при передаче информации;
  
• 
  от влияния отклонений температурных параметров, влажности, электромагнитных полей по условиям работы аппаратуры;
  
• 
  от несанкционированного доступа.
  

1. 
   Все работы должны выполняться по предварительно согласованному с Конечным заказчиком графику производства работ;
   
2. 
   Субподрядчик несет ответственность за сохранность всех поставленных и переданных ему конструкций до подписания Акта приемки работ;
   
3. 
   Техника, необходимая для выполнения работ, в том числе специальная, нанимается и используется за счет Субподрядчика;
   
4. 
   Работы должны выполняться согласно действующим СО 34.04.181-2003 (Правила организации технического обслуживания и ремонта оборудования, зданий и сооружений, электростанций и сетей), ПУЭ, ПТЭ РД 34-20-501-35, ПОТЭЭ (ПОТЭЭ утверждены приказом Минтруда России от 24.07.2013 года №328н), ППБ РД-153.34.0-03.301-00 и действующего законодательства;
   
5. 
   Участники по договору (Стороны) своими распорядительными документами назначают персонально ответственных должностных лиц:
   

6. 
   Ответственный руководитель работ Субподрядчика, совместно с представителями Конечного заказчика, осуществляют оперативный контроль за качеством выполняемых работ, в соответствии с требованиями НТД, проверяют соблюдение технологической дисциплины.
   
7. 
   Перед началом работ, требующих отключения оборудования находящегося в работе, Субподрядчик должен подать заявку на вывод оборудования в ремонт.
   
8. 
   Субподрядчик обязан совместно с Конечным заказчиком оформить Наряд-допуск для производства работ.
   
9. 
   По окончании работ Конечный заказчик производит приемку объектов и принимает рабочие места от производственного персонала Субподрядчика.
   
10. 
    Приемка объектов, оценка качества выполненных работ осуществляется комиссией по результатам анализа предоставленной Субподрядчиком документации и оформляется актом сдачи-приемки в соответствии с требованиями СО 34.04.181-2003.
    
11. 
    Субподрядчик допускается к работе в качестве командированного персонала в соответствии с требованиями ПОТЭЭ (ПОТЭЭ утверждены приказом Минтруда России от 24.07.2013 года №328н).
    
12. 
    Состав выполняемых работ должен соответствовать применяемым расценкам и нормативным документам.
    
13. 
    Субподрядчик обязан соблюдать требования в области охраны окружающей среды и требования обращения с отходами, в том числе:
    

• 
  Самостоятельно осуществлять расчёт, оплачивать сборы и иные платежи за негативное воздействие на окружающую среду в федеральный и иные бюджеты;
  
• 
  Соблюдать требования природоохранного законодательства, действующие санитарно-эпидемиологические и технологические нормы и правила;
  
• 
  Самостоятельно от своего имени и за свой счёт осуществлять все операции с отходами производства и потребления, связанные с их обращением (сбор, временное размещение, передача специализированным организациям на утилизацию или захоронение и пр.) в соответствии со статьёй 4 Федерального закона «Об отходах производства и потребления» от 24.06.1998 № 89-ФЗ;
  
• 
  Самостоятельно разрабатывать природоохранную документацию (проекты нормативов образования отходов и лимитов на их размещение, проекты предельно-допустимых выбросов, проекты предельно-допустимых сбросов и пр.).
  
• 
  В случае нарушения нормативов допустимого воздействия на окружающую среду и правил обращения с отходами, санитарных норм и правил, а также иных требований природоохранного законодательства, Субподрядчик самостоятельно несёт ответственность за допущенные нарушения.
  

14. 
    Замена оборудования Конечного заказчика производится в присутствии представителей Конечного заказчика. Демонтированные в процессе оборудование возвращает Конечному заказчику с оформлением акта приемки-передачи.
    
15. 
    Приемка объектов, оформление документации и оценка качества работ в распределительных сетях 0,4-10 кВ осуществляется в соответствии с требованиями разделов 2 настоящего технического задания.
    
16. 
    Субподрядчик приступает к выполнению каждого последующего этапа работ только после письменного разрешения Конечного заказчика.
    
17. 
    Работы по объекту считаются принятыми после подписания Сторонами Акта сдачи-приемки выполненных мероприятий.
    
18. 
    В процессе приемки работ Субподрядчик передает Конечному заказчику возвратные материалы «Актом об оприходовании материальных ценностей, полученных при разборке и демонтаже зданий и сооружений» (Типовая межотраслевая форма №М-35, утвержденная постановлением Госкомстата РФ от 30.10.1997 г. №71а). В случае если фактический номенклатурный и количественный состав возвратных материалов отличается, Сторонами оформляется акт произвольной формы с обоснованием причин несоответствия.
    
19. 
    Субподрядчик обязан организовывать своевременное устранение обоснованных замечаний и предложений технического надзора и других контролирующих органов.
    
20. 
    В случае возникновения обстоятельств, замедляющих ход работ или делающих дальнейшее продолжение работ невозможным, Субподрядчик обязуется немедленно поставить об этом в известность Конечного заказчика.
    
21. 
    Субподрядчик обязуется не использовать какие-либо документы, поступившие от Конечного заказчика, или иную поступившую от него информацию, кроме как в целях реализации настоящего Договора, без предварительного письменного согласия Конечного заказчика.
    
22. 
    Субподрядчик обязуется обеспечить выполнение необходимых мероприятий по технике безопасности, пожарной безопасности, охране окружающей среды и соблюдение правил санитарии во время выполнения работ на объектах Конечного заказчика.
    
23. 
    Субподрядчик вправе привлекать к исполнению своих обязательств других лиц (субподрядчиков) только после получения от ПАО МРСК Сибири» письменного согласия.
    
24. 
    В случае привлечения субподрядчиков, Субподрядчик должна представить Подрядчику документ, подтверждающий, что каждый из привлекаемых субподрядчиков:
    

• 
  осведомлен о привлечении его в качестве субподрядчика;
  
• 
  согласен с выделяемым ему перечнем, объемами, сроками и стоимостью работ.
  

• 
  О функционировании розничных рынков электрической энергии, полном и(или) частичном ограничении режима потребления электрической энергии, утвержденные постановлением Правительства Российской Федерации от 4 мая 2012 г. №442.
  
• 
  ГОСТ 1983-2001 «Трансформаторы напряжения. Общие технические требования»;
  
• 
  ГОСТ 7746-2001 «Трансформаторы тока. Общие технические условия»;
  
• 
  ГОСТ 14254-96 «Степени защиты, обеспечиваемые оболочками (Код IP)»;
  
• 
  ТР ТС 020/2011 «Электромагнитная совместимость технических средств»;
  
• 
  ГОСТ Р 8.563–96. ГСИ. «Методика выполнения измерений»;
  
• 
  ГОСТ Р 8.596-2002 ГСИ. «Метрологическое обеспечение измерительных систем. Основные положения»;
  
• 
  РД 34.09.101-94 Типовая инструкция по учету электроэнергии при ее производстве, передаче и распределении
  
• 
  РД 34.11.502-95. «Методические указания. Организация и порядок проведения метрологической экспертизы документации на стадии разработки и проектирования»;
  
• 
  РД 34.11.202-95. «Методические указания. Измерительные каналы информационно-измерительных систем. Организация и порядок проведения метрологической аттестации»;
  
• 
  РД 34.11.333-97. «Типовая методика выполнения измерений количества электрической энергии»;
  
• 
  РД 34.11.334-97. «Типовая методика выполнения измерений электрической мощности»;
  
• 
  РД 34.11.114-98. «Автоматизированные системы контроля и учета электроэнергии и мощности. Основные нормируемые метрологические характеристики. Общие требования»;
  
• 
  РД 153-34.0-11.209-99. «Рекомендации. Автоматизированные системы контроля и учета электроэнергии и мощности. Типовая методика выполнения измерений электроэнергии и мощности»;
  
• 
  МИ 222-80. «Методика расчета метрологических характеристик ИК ИИС по метрологическим характеристикам компонентов»;
  
• 
  МИ 2168-91 ГСИ ИИС. «Методика расчета метро­логических характеристик измерительных каналов по метрологическим характеристикам линейных ана­логовых компонентов»;
  
• 
  МИ 2439-97 ГСИ. «Метрологические характеристики измерительных систем. Номенклатура. Принцип регламентации, определения и контроля;
  
• 
  МИ 2440-97 ГСИ. «Методы экспериментального определения и контроля характеристик погрешности измерительных каналов измерительных систем и измерительных комплексов»;
  
• 
  Инструкция по проверке трансформаторов напряжения и их вторичных цепей – М.: СПО Союзтехэнерго, 1979.
  

1. 
   «№ п\п» - порядковый номер ПУ;
   
2. 
   «Наименование РЭС» - РЭС филиала ПАО «МРСК Сибири» в ведении, которого находится объект проектирования;
   
3. 
   «Опорная ПС» - подстанция 6-10 кВ, от которой запитана по нормальной схеме ТП 0,4 кВ объекта проектирования;
   
4. 
   «Тип центра питания» - вариант конструктивного исполнения ТП 0,4 кВ объекта проектирования;
   
5. 
   «№ ТП 0,4 кВ» - номер (наименование) присвоенный филиалом ПАО «МРСК Сибири» для ТП 0,4 кВ объекта проектирования;
   
6. 
   «Фидер №» - порядковый номер линии электропередач, отходящей от ТП 0,4 кВ объекта проектирования;
   
7. 
   «Нас. Пункт» - название населенного пункта, в котором установлен ПУ;
   
8. 
   «Улица» - название улицы населенного пункта, в котором установлен ПУ;
   
9. 
   «№ дома» - номер дома улицы населенного пункта (или квартиры), в котором установлен ПУ;
   
10. 
    «ФИО потребителя (наименование юр. Потреб.)» - фамилия имя отчество потребителя - физического лица (наименование потребителя - юридического лица);
    
11. 
    «Статус» - юридическое или физическое лицо;
    
12. 
    «Объект учета» - например: физ. лицо, юр. лицо, балансирующий;
    
13. 
    «Вариант проектного решения» - проектное решение, примененное для организации учета;
    
14. 
    «Тип прибора учета» - тип ПУ, использованного для организации учета;
    
15. 
    «№прибора учета» - серийный номер ПУ, использованного для организации учета;
    
16. 
    «Дата установки» - день, месяц и год, когда был смонтирован ПУ;
    
17. 
    «Тип ТТ» - тип ТТ, использованных для организации учета;
    
18. 
    «№ ТТ фаза А» - серийный номер ТТ, установленного на шину (кабель) фазы А;
    
19. 
    «№ ТТ фаза В» - серийный номер ТТ, установленного на шину (кабель) фазы В;
    
20. 
    «№ ТТ фаза С» - серийный номер ТТ, установленного на шину (кабель) фазы С;
    
21. 
    «Коэф. ТТ» - соотношение номинального значения силы тока первичной обмотки к номинальному значению силы тока вторичной обмотки (рабочий ток);
    
22. 
    «Дата поверки» - квартал и год поверки ТТ.
    

1. 
   «№ п\п» - порядковый номер ПУ;
   
2. 
   «Наименование РЭС» - отделение филиала ПАО «МРСК Сибири», в ведении которого находится объект проектирования;
   
3. 
   «Опорная ПС» - подстанция 6-10 кВ, от которой запитана по нормальной схеме ТП 0,4 кВ объекта проектирования;
   
4. 
   «Тип центра питания» - вариант конструктивного исполнения ТП 0,4 кВ объекта проектирования;
   
5. 
   «№ ТП 0,4 кВ» - номер (наименование), присвоенный филиалом ПАО «МРСК Сибири» для ТП 0,4 кВ объекта проектирования;
   
6. 
   «№ тр-ра» - номер силового трансформатора ТП, к которому подключено УСПД;
   
7. 
   «Вариант проектного решения» - проектное решение, примененное для монтажа УСПД;
   
8. 
   «серийный №» - серийный номер установленного УСПД;
   
9. 
   «№ SIM-карты» - телефонный номер, присвоенный оператором мобильной связи для SIM-карты, установленной в смонтированный GPRS-модем;
   

23. 
    «№ п\п» - порядковый номер ПУ;
    
24. 
    «Наименование РЭС» - РЭС филиала ПАО «МРСК Сибири» в ведении, которого находится объект проектирования;
    
25. 
    «Опорная ПС» - подстанция 6-10 кВ, от которой запитана по нормальной схеме ТП 0,4 кВ объекта проектирования;
    
26. 
    «Тип центра питания» - вариант конструктивного исполнения ТП 0,4 кВ объекта проектирования;
    
27. 
    «№ ТП 0,4 кВ» - номер (наименование) присвоенный филиалом ПАО «МРСК Сибири» для ТП 0,4 кВ объекта проектирования;
    
28. 
    «Фидер №» - порядковый номер линии электропередач, отходящей от ТП 0,4 кВ объекта проектирования;
    
29. 
    «Нас. Пункт» - название населенного пункта, в котором установлен ПУ;
    
30. 
    «Улица» - название улицы населенного пункта, в котором установлен ПУ;
    
31. 
    «№ дома» - номер дома улицы населенного пункта (или квартиры), в котором установлен ПУ;
    
32. 
    «ФИО потребителя (наименование юр. Потреб.)» - фамилия имя отчество потребителя - физического лица (наименование потребителя - юридического лица);
    
33. 
    «Статус» - юридическое или физическое лицо;
    
34. 
    «Объект учета» - например: физ. лицо, юр. лицо, балансирующий;
    
35. 
    «Вариант проектного решения» - проектное решение, примененное для организации учета;
    
36. 
    «Тип прибора учета» - тип ПУ, использованного для организации учета;
    
37. 
    «№прибора учета» - серийный номер ПУ, использованного для организации учета;
    
38. 
    «Дата установки» - день, месяц и год, когда был смонтирован ПУ;
    
39. 
    «Тип ТТ» - тип ТТ, использованных для организации учета;
    
40. 
    «№ ТТ фаза А» - серийный номер ТТ, установленного на шину (кабель) фазы А;
    
41. 
    «№ ТТ фаза В» - серийный номер ТТ, установленного на шину (кабель) фазы В;
    
42. 
    «№ ТТ фаза С» - серийный номер ТТ, установленного на шину (кабель) фазы С;
    
43. 
    «Коэф. ТТ» - соотношение номинального значения силы тока первичной обмотки к номинальному значению силы тока вторичной обмотки (рабочий ток);
    
44. 
    «Дата поверки» - квартал и год поверки ТТ.
    

10. 
    «№ п\п» - порядковый номер ПУ;
    
11. 
    «Наименование РЭС» - отделение филиала ПАО «МРСК Сибири», в ведении которого находится объект проектирования;
    
12. 
    «Опорная ПС» - подстанция 6-10 кВ, от которой запитана по нормальной схеме ТП 0,4 кВ объекта проектирования;
    
13. 
    «Тип центра питания» - вариант конструктивного исполнения ТП 0,4 кВ объекта проектирования;
    
14. 
    «№ ТП 0,4 кВ» - номер (наименование), присвоенный филиалом ПАО «МРСК Сибири» для ТП 0,4 кВ объекта проектирования;
    
15. 
    «№ тр-ра» - номер силового трансформатора ТП, к которому подключено УСПД;
    
16. 
    «Вариант проектного решения» - проектное решение, примененное для монтажа УСПД;
    
17. 
    «серийный №» - серийный номер установленного УСПД;
    
18. 
    «№ SIM-карты» - телефонный номер, присвоенный оператором мобильной связи для SIM-карты, установленной в смонтированный GPRS-модем;
    
19. 
    «Дата установки» - день, месяц и год, когда было смонтировано УСПД.