Каналы измерительно-информационные системы автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) филиала ОАО "Концерн Росэнергоатом" "Белоярская атомная станция". Характеристики, описание, методика поверки.
Госреестр средств измерений РФ на основании сведений из ФГИС “АРШИН”

Каналы измерительно-информационные системы автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) филиала ОАО "Концерн Росэнергоатом" "Белоярская атомная станция"

Основные
Тип
Год регистрации 2014
Дата протокола Приказ 1928 п. 03 от 04.12.2014
Срок действия сертификата ..
Страна-производитель  Россия 
Тип сертификата (C - серия/E - партия) E

Назначение

Каналы измерительно-информационные системы автоматизированной информационноизмерительной коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) филиала ОАО «Концерн Росэнергоатом» «Белоярская атомная станция» (далее по тексту - ИИК) предназначены для измерения активной и реактивной электроэнергии, формирования отчетных документов и передачи информации в ОАО «АТС», ОАО «СО ЕЭС» и прочим заинтересованным организациям в рамках согласованного регламента в составе системы автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) филиала ОАО «Концерн Росэнергоатом» «Белоярская атомная станция» (Госреестр № 53387-13).

Описание

ИИК состоят из трех уровней:

1-ый уровень - измерительно-информационные комплексы точек измерений (ИИК ТИ), включающие измерительные трансформаторы напряжения (ТН), измерительные трансформаторы тока (ТТ), многофункциональные счетчики активной и реактивной электрической энергии (далее по тексту - счетчики), вторичные измерительные цепи и технические средства приема-передачи данных;

2-ой уровень - информационно-вычислительный комплекс электроустановок (ИВКЭ), который включает в себя сервер сбора, обработки и хранения данных Белоярской атомной станции (далее по тексту - сервер предприятия), устройство синхронизации времени (УСВ), автоматизированные рабочие места (далее по тексту - АРМ) операторов, технические средства приема-передачи данных, каналы связи для обеспечения информационного взаимодействия между уровнями системы, а также совокупность аппаратных, каналообразующих и программных средств, выполняющих сбор информации с нижнего уровня, ее обработку и хранение, передачу на верхний уровень;

3-ий уровень - информационно-вычислительный комплекс (ИВК), который включает в себя сервер сбора, обработки и хранения данных ОАО «Концерн Росэнергоатом» (далее по тексту - сервер ОАО «Концерн Росэнергоатом»), автоматизированные рабочие места операторов (далее по тексту - АРМ), технические средства приема-передачи данных, каналы связи для обеспечения информационного взаимодействия между уровнями системы, а также совокупность аппаратных, каналообразующих и программных средств, выполняющих сбор информации с нижнего уровня, ее обработку и хранение.

Принцип действия:

Первичные токи и напряжения преобразуются измерительными трансформаторами в аналоговые унифицированные сигналы, которые по измерительным цепям поступают на измерительные входы счетчика электроэнергии. В счетчике мгновенные значения аналоговых сигналов преобразуются в цифровой сигнал. По мгновенным значениям силы электрического тока и напряжения в микропроцессоре счетчика вычисляются соответствующие мгновенные значения активной, реактивной и полной мощности. Электрическая энергия, как интеграл по времени от мощности, вычисляется для интервалов времени 30 мин.

ИВКЭ (сервер предприятия) автоматически в заданные интервалы времени (30 мин) производит считывание из счетчиков данных коммерческого учета электроэнергии и записей журнала событий счетчиков Сервер предприятия производит приведение результатов измерений к реальным значениям с учетом коэффициентов трансформации ТТ и ТН. После поступления в сервер предприятия считанной информации данные обрабатываются и записываются в энергонезависимую память сервера (заносятся в базу данных).

Обмен информацией между счетчиками и сервером предприятия осуществляется по линиям связи. При выходе из строя линий связи АИИС КУЭ считывание данных из счетчиков производится в автономном режиме с использованием инженерного пульта (ноутбука) через встроенный оптический порт счетчиков.

ИВК (сервер ОАО «Концерн Росэнергоатом») автоматически в заданные интервалы времени (30 мин) производит считывание информации с сервера предприятия и осуществляет ее дальнейшую обработку, формирование справочных и отчетных документов. Доступ к информации, хранящейся в базе данных серверов, осуществляется с АРМ операторов АИИС КУЭ.

Передача информации ОАО «АТС», ОАО «СО ЕЭС» и прочим заинтересованным организациям в рамках согласованного регламента осуществляется с уровня ИВК по электронной почте с помощью сети Internet в виде файла формата XML. Результаты измерений электроэнергии (W, кВ'тч, Q, квар^ч) передаются в целых числах. При необходимости файл подписывается электронной цифровой подписью.

Результаты измерений для каждого интервала измерения и 30-минутные данные коммерческого учета соотнесены с единым календарным временем. Единое календарное время в ИИК обеспечивается системой обеспечения единого времени (СОЕВ) АИИС КУЭ филиала ОАО «Концерн Росэнергоатом» «Белоярская атомная станция». В СОЕВ входят часы устройства синхронизации времени (УСВ), ИВКЭ, счетчиков.

Сравнение показаний часов сервера предприятия и УСВ происходит один раз в 30 минут, синхронизация осуществляется при расхождении показаний часов УСВ и сервера предприятия на величину более чем ± 2 с.

Сравнение показаний часов счетчиков и сервера предприятия происходит при каждом обращении к счетчику, но не реже одного раза в 30 минут, синхронизация осуществляется один раз в сутки при расхождении показаний часов счетчиков и сервера предприятия на величину более чем ± 2 с.

Программное обеспечение

В состав программного обеспечения (ПО) ИИК АИИС КУЭ входит: ПО счетчиков электроэнергии, ПО серверов АИИС КУЭ, ПО СОЕВ. Программные средства серверов АИИС КУЭ содержат: базовое (системное) ПО, включающее операционную систему, программы обработки текстовой информации, сервисные программы, ПО систем управления базами данных (СУБД) и прикладное ПО программный комплекс (ПК) «АльфаЦЕНТР» (свидетельство о метрологической аттестации от 31.05.2012 № АПО-001-12, выдано ФГУП «ВНИИМС»).

Метрологически значимой частью ПК «АльфаЦЕНТР» является библиотека ac_metrology.dll, идентификационные данные которой представлены в таблице 1.

Таблица 1

Идентификационное наименование программного обеспечения

Номер версии программного обеспечения

Цифровой идентификатор программного обеспечения (контрольная сумма исполняемого кода)

Алгоритм вычисления цифрового идентификатора программного обеспечения

ac_ metrology.dll

12.01

3E736B7F380863F44CC8E6F7BD211C54

MD5

ПО ИИК АИИС КУЭ не влияет на их метрологические характеристики.

Уровень защиты программного обеспечения АИИС КУЭ от непреднамеренных и преднамеренных изменений соответствует уровню С по МИ 3286-2010.

Технические характеристики

Состав ИИК АИИС КУЭ приведен в Таблице 2.

Метрологические характеристики АИИС КУЭ приведены в Таблице 3 и Таблице 4.

Таблица 2

яии<

Наименование ИИК, код точки измерений

Состав ИИК

Вид элект-роэнер гии

Трансформатор тока

Трансформатор напряжения

Счетчик электрической энергии

ИВКЭ

ИВК

1

2

3

4

5

6

7

8

19

ТГ-7 661010001131001

GSR КТ 0,2S 24000/1 Зав. №№ 12027426; 12027428; 12027427 Госреестр № 25477-08

TJC 7.0-G КТ 0,5 (24()()()/\/3)/(100А/3) Зав. №№ 1VLT5210019385; 1VLT5210019386; 1VLT5210019387 Г осреестр № 4911112

Альфа А1800 (A1802RALXQV-

P4GB-DW-4) КТ 0,2S/0,5 Зав. № 01247751

Госреестр № 31857-11

Сервер предприятия

Сервер ОАО «Концерн Росэнергоатом»

Активная Реактивная

20

Белоярская АЭС;

ПС Курчатовская 500/220 кВ; ОРУ 500 кВ; 1 СШ 500 кВ, яч. 1, ВЛ 500 кВ Курчатовская - Южная 662030005103101

TG 550 КТ 0,2S 2000/1 Зав. №№ 1662/09; 1663/09; 1664/09 Госреестр № 26735-08

CPB 72-800 КТ 0,2 (500000/^3)/(100/^3) Основной:

Зав. №№ 8790 906; 8790 907; 8790 908 Резервный:

Зав. №№ 8812426; 8812427; 8812428 Госреестр № 1585306

Альфа А1800 (A1802RALXQV-

P4GB-DW-4) КТ 0,2S/0,5 Зав. № 01247749

Госреестр № 31857-11

Активная Реактивная

21

Белоярская АЭС;

ПС Курчатовская 500/220 кВ; ОРУ 500 кВ; 1СШ 500 кВ, яч. 7, ВЛ 500 кВ Курчатовская - Исеть 662030005103102

TG 550 КТ 0,2S 2000/1 Зав. №№ 2801/12; 2802/12; 2803/12 Госреестр № 26735-08

CPB 72-800 КТ 0,2 (500000/^3)/(100/^3) Основной:

Зав. №№ 8790 894; 8790 901; 8790 896 Резервный:

Зав. №№ 8812423; 8812425; 8812430 Госреестр № 1585306

Альфа А1800 ^1802RALXQV-

P4GB-DW-4) КТ 0,2S/0,5 Зав. № 01247756

Госреестр № 31857-11

Активная Реактивная

Продолжение таблицы 2

1

2

3

4

5

6

7

8

22

Белоярская АЭС; ПС Курчатовская 500/220 кВ; ОРУ 500 кВ; 2 СШ 500 кВ, яч. 5,

ВЛ 500 кВ

Курчатовская - Шагол 662030005103201

TG 550 КТ 0,2S 2000/1 Зав. №№ 1665/09; 1666/09; 1667/09 Госреестр № 26735-08

CPB 72-800 КТ 0,2 (500000/^3)/(100/^3) Основной: Зав. №№ 8790 909; 8790 910; 8790 911

Резервный: Зав. №№ 8790 897; 8790 898; 8790 899 Госреестр № 1585306

Альфа А1800 (A1802RALXQV-

P4GB-DW-4) КТ 0,2S/0,5 Зав. № 01247758

Госреестр № 31857-11

Сервер предприятия

Сервер ОАО «Концерн Росэнергоатом»

Активная Реактивная

23

Белоярская АЭС;

ПС Курчатовская 500/220 кВ; ОРУ 220 кВ; 1, 2 СШ 220 кВ, яч. 5, ВЛ 220 кВ Курчатовская - Окунево 662030005205101

TG 145-420 КТ 0,2S 1500/1 Зав. №№ 2550/09; 2571/09; 2551/09 Госреестр № 15651-06

CPB 72-800 КТ 0,2 (220000/^3)/(100/^3) Основной: Зав. №№ 8790 925; 8790 933; 8790 923

Резервный: Зав. №№ 8790 921; 8790 922; 8790 920 Госреестр № 1585306

Резервный: Зав. №№ 8790 919; 8790 927; 8790 916 Госреестр № 1585306

Альфа А1800 ^1802RALXQV-

P4GB-DW-4) КТ 0,2S/0,5 Зав. № 01247761

Госреестр № 31857-11

Активная Реактивная

24

Белоярская АЭС; ПС Курчатовская 500/220 кВ; ОРУ 220 кВ; 1, 2СШ 220 кВ, яч. 6, ВЛ 220 кВ Курчатовская - Каменская 662030005205102

TG 145-420 КТ 0,2S 1500/1 Зав. №№ 2563/09; 2565/09; 2554/09 Госреестр № 15651-06

CPB 72-800 КТ 0,2 (220000/^3)/(100/^3) Основной: Зав. №№ 8790 928; 8790 926; 8790 912

Резервный: Зав. №№ 8790 921; 8790 922; 8790 920 Госреестр № 1585306

Резервный: Зав. №№ 8790 919; 8790 927; 8790 916 Госреестр № 1585306

Альфа А1800 ^1802RALXQV-

P4GB-DW-4) КТ 0,2S/0,5 Зав. № 01247759

Госреестр № 31857-11

Активная Реактивная

Продолжение таблицы 2

1

2

3

4

5

6

7

8

25

Белоярская АЭС;

ПС Курчатовская 500/220 кВ; ОРУ 220 кВ; 1, 2 СШ 220 кВ, яч. 8, ВЛ 220 кВ Белоярская АЭС - Курчатовская № 1 662030005205103

TG 145-420 КТ 0,2S 1500/1 Зав. №№ 2555/09; 2567/09; 2568/09 Госреестр № 15651-06

CPB 72-800 КТ 0,2 (220000/^3)/(100/^3) Основной: Зав. №№ 8790 915; 8790 929; 8790 932

Резервный: Зав. №№ 8790 921; 8790 922; 8790 920 Госреестр № 1585306

Резервный: Зав. №№ 8790 919; 8790 927; 8790 916 Госреестр № 1585306

Альфа А1800 ^1802RALXQV-

P4GB-DW-4) КТ 0,2S/0,5 Зав. № 01247753

Госреестр № 31857-11

Сервер предприятия

Сервер ОАО «Концерн Росэнергоатом»

Активная Реактивная

26

Белоярская АЭС;

ПС Курчатовская 500/220 кВ; ОРУ 220 кВ; 1,2СШ 220 кВ, яч. 9, ВЛ 220 кВ Белоярская

АЭС - Курчатовская № 2 662030005205104

TG 145-420 КТ 0,2S 1500/1 Зав. №№ 2560/09; 2561/09; 2562/09 Госреестр № 15651-06

CPB 72-800 КТ 0,2 (220000/^3)/(100/^3) Основной: Зав. №№ 8790 918; 8790 913; 8790 924 Госреестр № 1585306

Резервный: Зав. №№ 8790 921; 8790 922; 8790 920 Госреестр № 1585306

Резервный: Зав. №№ 8790 919; 8790 927; 8790 916 Госреестр № 1585306

Альфа А1800 ^1802RALXQV-

P4GB-DW-4) КТ 0,2S/0,5 Зав. № 01247760

Госреестр № 31857-11

Активная Реактивная

27

Белоярская АЭС; ПС Курчатовская 500/220 кВ; ОРУ 220 кВ; яч. 7; ОВ 220 кВ 662030005205901

TG 145-420 КТ 0,2S 1500/1 Зав. №№ 2566/09; 2569/09; 2572/09 Госреестр № 15651-06

CPB 72-800 КТ 0,2 (220000/^3)/(100/^3) Основной: Зав. №№ 8790 921; 8790 922; 8790 920 Госреестр № 1585306

Резервный: Зав. №№ 8790 919; 8790 927; 8790 916 Госреестр № 1585306

Альфа А1800 ^1802RALXQV-

P4GB-DW-4) КТ 0,2S/0,5 Зав. № 01247762

Госреестр № 31857-11

Активная Реактивная

Таблица 3

Номер ИИК

Коэф. мощности cos ф

Пределы допускаемых относительных погрешностей ИИК при измерении активной электроэнергии и мощности в рабочих условиях эксплуатации 8, %

11(2)%<1изм<15%

[5%С1из,м<120%

[20%С[из,м<[|0о%

1100%<1изм<1120%

1

2

3

4

5

6

20 - 27

ТТ - 0,2S;

ТН - 0,2;

Счетчик - 0,2S

1,0

± 1,2

± 0,8

± 0,8

± 0,8

0,9

± 1,2

± 0,9

± 0,8

± 0,8

0,8

± 1,3

± 1,0

± 0,9

± 0,9

0,7

± 1,5

± 1,1

± 0,9

± 0,9

0,6

± 1,7

± 1,2

± 1,0

± 1,0

0,5

± 2,0

± 1,4

± 1,2

± 1,2

19

ТТ - 0,2S;

ТН - 0,5;

Счетчик - 0,2S

1,0

± 1,3

± 1,0

± 0,9

± 0,9

0,9

± 1,3

± 1,1

± 1,0

± 1,0

0,8

± 1,5

± 1,2

± 1,1

± 1,1

0,7

± 1,6

± 1,3

± 1,2

± 1,2

0,6

± 1,9

± 1,5

± 1,4

± 1,4

0,5

± 2,2

± 1,8

± 1,6

± 1,6

Таблица 4

Номер ИИК

Коэф. мощности cosф/sinф

Пределы допускаемых относительных погрешностей ИИК при измерении ре-

активной электроэнергии и мощности в

рабочих условиях эксплуатации 8, %

11(2)%<1изм<15%

[5%С[из,0<[2о%

120%<1изм<1100%

1100%<1изм<1120%

1

2

3

4

5

6

20 - 27 ТТ - 0,2S; ТН - 0,2; Счетчик - 0,5

0,9/0,44

_

± 2,3

± 2,0

± 2,0

0,8/О,6

_

± 2,0

± 1,7

± 1,7

0,7/0,71

_

± 1,8

± 1,6

± 1,6

0,6/О,8

_

± 1,7

± 1,5

± 1,5

0,5/0,87

_

± 1,6

± 1,5

± 1,5

19

ТТ - 0,2S;

ТН - 0,5;

Счетчик - 0,5

0,9/0,44

_

± 2,6

± 2,3

± 2,3

0,8/0,6

_

± 2,1

± 1,9

± 1,9

0,7/0,71

_

± 1,9

± 1,8

± 1,8

0,6/О,8

_

± 1,8

± 1,7

± 1,7

0,5/0,87

_

± 1,7

± 1,6

± 1,6

Ход часов компонентов ИИК АИИС КУЭ не превышает ± 5 с/сут.

Примечания:

1. Характеристики относительной погрешности ИИК даны для измерения электроэнергии и средней мощности (30 мин.).

2. В качестве характеристик относительной погрешности указаны границы интервала, соответствующие вероятности 0,95.

3. Нормальные условия эксплуатации компонентов АИИС КУЭ:

- напряжение переменного тока от 0,98^Uhom до 1,02 •Uhom;

- сила переменного тока от Ihom до 1,2^Ihom, cos9=0,9 инд;

- частота переменного тока 50 Гц;

- магнитная индукция внешнего происхождения 0 мТл;

- температура окружающей среды: 20 °С.

4. Рабочие условия эксплуатации компонентов АИИС КУЭ:

- напряжение переменного тока от 0,9^Uhom до 1,1 •Uhom;

- сила переменного тока О.ОМном до 1,2^Ihom, cos9=(0,5-1) инд;

- частота переменного тока от 49,8 до 50,2 Гц

- магнитная индукция внешнего происхождения от 0 до 0,5 мТл.

Температура окружающей среды:

- для счетчиков электроэнергии от плюс 15 до плюс 35 °С;

- для трансформаторов тока по ГОСТ 7746-2001;

- для трансформаторов напряжения по ГОСТ 1983-2001.

5. Трансформаторы тока изготовлены по ГОСТ 7746-2001, трансформаторы напряжения по ГОСТ 1983-2001, счетчики по ГОСТ Р 52323-2005 в режиме измерения активной электроэнергии и ГОСТ Р 52425-2005 в режиме измерения реактивной электроэнергии.

6. Допускается замена измерительных трансформаторов, счетчиков электроэнергии и УСВ на аналогичные утвержденных типов с метрологическими характеристиками не хуже, чем у перечисленных в Таблице 2. Замена оформляется актом в установленном на объекте порядке. Акт хранится совместно с настоящим описанием типа АИИС КУЭ как его неотъемлемая часть.

Параметры надежности применяемых в ИИК АИИС КУЭ измерительных компонентов: среднее время наработки на отказ:

• счетчики Альфа А1800 - не менее 120000 часов, при отключении питания - не менее 5 лет;

среднее время восстановления, при выходе из строя оборудования:

• для счетчика Тв < 2 часа;

• для сервера Тв < 1 час;

• для компьютера АРМ Тв < 1 час;

• для модема Тв < 1 час.

Защита технических и программных средств ИИК АИИС КУЭ от несанкционированного доступа:

• клеммники вторичных цепей измерительных трансформаторов имеют возможность пломбирования;

• на счетчиках предусмотрена возможность пломбирование крышки зажимов и откидывающейся прозрачной крышки на лицевой панели счетчика;

• наличие защиты на программном уровне - возможность установки многоуровневых

паролей на счетчиках, серверах, АРМ;

• организация доступа к информации ИВКЭ и ИВК посредством паролей обеспечивает идентификацию пользователей и разграничение прав доступа;

• защита результатов измерений при передаче информации (возможность использования цифровой подписи).

Наличие фиксации в журнале событий счетчика следующих событий:

• попытки несанкционированного доступа;

• фактов параметрирования счетчика;

• фактов пропадания напряжения, отклонения тока и напряжения в измерительных цепях от заданных пределов;

• фактов коррекции времени;

• перерывы питания.

Возможность коррекции времени в:

• счетчиках (функция автоматизирована);

• серверах АИИС КУЭ, АРМ (функция автоматизирована).

Глубина хранения информации:

• счетчик электроэнергии Альфа А1800 (тридцатиминутный график нагрузки активной и реактивной энергии в двух направлениях, исполнение счетчика с расширенной памятью) - не менее 1908 суток;

• ИВКЭ, ИВК - хранение результатов измерений и информации о состоянии средств измерений - за весь срок эксплуатации системы.

Знак утверждения типа

Знак утверждения типа наносится на титульные листы эксплуатационной документации ИИК типографским способом.

Комплектность

Таблица 5 - Комплектность ИИК

Наименование

Тип

Количество, шт.

Трансформатор тока

GSR

3

Трансформатор тока

TG 145-420

15

Трансформатор тока

TG 550

9

Трансформатор напряжения

TJC 7.0-G

3

Трансформатор напряжения

CPB 72-800

36

Счетчики электрической энергии трехфазные многофункциональные

Альфа А1800 (A1802RALXQV-P4GB-DW-4)

9

УСВ

УСПД RTU 325

1

Сервер предприятия

Сервер, совместимый с платформой х86

1

Сервер ОАО «Концерн Росэнергоатом»

Сервер, совместимый с платформой х86

1

АРМ

Персональный компьютер, совместимый с платформой х86

1

KVM-переключатель

ATEN ACS-1208AL

1

Конвертер

TCF-142-S-SC

2

Конвертер

NPort 6650-8

1

Медиаконвертер

IMC-21-S-SC

1

Маршрутизатор

Cisco 2811-DC

1

Источник бесперебойного питания

APC Smart-UPS XL 3000VA RM

1

Блок питания

SDR-240-24

2

Блок питания

Mean Well ES18E24-P1J

1

Специализированное программное обеспечение

ПК «АльфаЦЕНТР»

1

Паспорт-формуляр

ГДАР.411711.085-02.1 ПФ

1

Методика поверки

МП 1914/550-2014

1

Поверка

осуществляется по документу МП 1914/550-2014   «ГСИ. Каналы измерительноинформационные    системы    автоматизированной    информационно-измерительной

коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) филиала ОАО «Концерн Росэнергоатом» «Белоярская атомная станция», утвержденному ГЦИ СИ ФБУ «Ростест-Москва» в сентябре 2014 г.

Основные средства поверки:

- трансформаторов тока - по ГОСТ 8.217-2003;

- трансформаторов напряжения - по ГОСТ 8.216-2011;

- счетчиков Альфа А1800 - по документу «Счетчики электрической энергии трехфазные многофункциональные Альфа А1800. Методика поверки ДЯИМ.411152.018 МП», утвержденному ГЦИ СИ ФГУ «Ростест-Москва» в 2011 г.;

Радиочасы МИР РЧ-01, принимающие сигналы спутниковой навигационной системы Global Positioning System (GPS) (Госреестр № 27008-04);

Переносной компьютер с ПО и оптический преобразователь для работы со счетчиками системы, ПО для работы с радиочасами МИР РЧ-01;

Термометр по ГОСТ 28498-90, диапазон измерений от минус 40 до плюс 50°С, цена деления 1°С.

Сведения о методах измерений

Методика измерений приведена в документе: «Каналы информационно-измерительные №№ 19-27 автоматизированной информационно-измерительной системы коммерческого учета электроэнергии филиала ОАО «Концерн Росэнергоатом» «Белоярская атомная станция». Методика измерений. ГДАР.411711.085-02.1/1 МВИ». Аттестована ФБУ «Ростест-Москва. Свидетельство об аттестации методики (метода) измерений № 1402/550-01.00229-2014 от 24.09.2014 г.

Нормативные документы

1 ГОСТ Р 8.596-2002 ГСИ. Метрологическое обеспечение измерительных систем. Основные положения.

2 ГОСТ 22261-94 Средства измерений электрических и магнитных величин. Общие технические условия.

3 ГОСТ 34.601-90 Информационная технология. Комплекс стандартов на автоматизированные системы. Автоматизированные системы. Стадии создания.

Рекомендации к применению

- при осуществлении торговли.

Развернуть полное описание