Номер в госреестре | 64009-16 |
Наименование СИ | Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии АИИС КУЭ ОАО "АК "Транснефть" в части АО "Транснефть - Приволга" по БКНС "Бугуруслан" |
Изготовитель | ООО "ИЦ "Энергия", г.Иваново |
Год регистрации | 2016 |
МПИ (интервал между поверками) | 4 года |
Описание типа | скачать |
Методика поверки | скачать |
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии АИИС КУЭ ОАО «АК «Транснефть» в части АО «Транснефть - Приволга» по БКНС «Бугуруслан» (далее - АИИС КУЭ), предназначена для измерения активной и реактивной электрической энергии и мощности, потребленной за установленные интервалы времени технологическим объектом, сбора, обработки, хранения, формирования отчетных документов и передачи полученной информации.
АИИС КУЭ представляет собой многофункциональную, многоуровневую автоматизированную систему с централизованным управлением и распределённой функцией измерений.
АИИС КУЭ включает в себя следующие уровни:
1-й уровень - измерительно-информационные комплексы (ИИК), включающие в себя измерительные трансформаторы тока (далее - ТТ) по ГОСТ 7746-2001, трансформаторы напряжения (далее - ТН) по ГОСТ 1983-2001 и счетчики активной и реактивной электроэнергии по ГОСТ Р 52323-2005 в режиме измерений активной электроэнергии и по ГОСТ Р 52425-2005 в режиме измерений реактивной электроэнергии, вторичные измерительные цепи и технические средства приема-передачи данных. Метрологические и технические характеристики измерительных компонентов АИИС КУЭ приведены в таблицах 2- 4.
2-ой уровень - информационно-вычислительный комплекс электроустановки (ИВКЭ) АИИС КУЭ, включающий в себя устройства сбора и передачи данных СИКОН С70 (далее -УСПД), каналообразующую аппаратуру, устройства синхронизации времени (далее - УСВ).
3-й уровень - информационно-вычислительный комплекс (ИВК), включающий в себя каналообразующую аппаратуру, сервер баз данных (БД) АИИС КУЭ, сервер опроса, сервер приложений, сервер резервного копирования, автоматизированные рабочие места персонала (АРМ), серверы синхронизации времени ССВ-1Г и программное обеспечение (далее - ПО) ПК «Энергосфера».
Измерительные каналы (далее - ИК) состоят из трех уровней АИИС КУЭ.
Первичные фазные токи и напряжения трансформируются измерительными трансформаторами в аналоговые сигналы низкого уровня, которые по проводным линиям связи поступают на соответствующие входы электронного счетчика электрической энергии. В счетчике мгновенные значения аналоговых сигналов преобразуют в цифровой сигнал. По мгновенным значениям силы электрического тока и напряжения в микропроцессоре счетчика вычисляются мгновенные значения активной и полной мощности, которые усредняются за период 0,02 с. Средняя за период реактивная мощность вычисляется по средним за период значениям активной и полной мощности.
Электрическая энергия, как интеграл по времени от средней за период 0,02 с мощности, вычисляется для интервалов времени 30 мин.
Средняя активная (реактивная) электрическая мощность вычисляется как среднее значение мощности на интервале времени усреднения 30 мин.
Цифровой сигнал с выходов счетчиков поступает на входы УСПД, где осуществляется хранение измерительной информации, ее накопление и передача накопленных данных на верхний уровень системы, а также отображение информации по подключенным к УСПД устройствам.
На верхнем - третьем уровне системы выполняется обработка измерительной информации, в частности, вычисление электроэнергии и мощности с учетом коэффициентов трансформации ТТ и ТН, формирование и хранение поступающей информации, оформление отчетных документов, отображение информации на мониторах АРМ и передача данных в организации - участники оптового рынка электрической энергии и мощности через каналы связи.
Данные по группам точек поставки в организации-участники ОРЭ и РРЭ, в том числе ОАО «АТС», ОАО «СО ЕЭС» и смежным субъектам, передаются в виде xml-файлов формата 80020 в соответствии с Приложением 11.1.1 к Положению о порядке получения статуса субъекта оптового рынка и ведения реестра субъектов оптового рынка. Передача результатов измерений, состояния средств и объектов измерений по группам точек поставки производится с сервера ИВК настоящей системы с учетом полученных данных по точкам измерений, входящим в АИИС КУЭ ОАО «АК «Транснефть» (Рег. номер № 54083-13).
АИИС КУЭ оснащена системой обеспечения единого времени (далее - СОЕВ), которая предусматривает поддержание единого предусматривает поддержание единого календарного времени на всех уровнях системы (счетчиков, УСПД и ИВК). Задача синхронизации времени решается использованием службы единого координированного времени UTC. Для его трансляции используется спутниковая система глобального позиционирования ГЛОНАСС/GPS.
Синхронизация часов УСПД с единым координированным временем обеспечивается подключенным к нему устройством синхронизации времени УСВ-2. Сличение часов УСПД с УСВ-2 производится 1 раз в 30 минут, коррекция часов УСПД с временем УСВ-2 проводится независимо от величины расхождения времени.
Сличение часов счетчиков с часами УСПД осуществляется каждый сеанс связи (1 раз в 30 минут), коррекция часов счетчиков проводится при расхождении часов счетчика и УСПД более чем на ±1 с, но не чаще одного раза в сутки.
Погрешность часов компонентов АИИС КУЭ не превышает ±5,0 с.
Журналы событий счетчика электроэнергии и УСПД отражают: время (дата, часы, минуты) коррекции часов указанных устройств и расхождение времени в секундах корректируемого и корректирующего устройств в момент непосредственно предшествующий корректировке.
В АИИС КУЭ используется ПО «Энергосфера» версии не ниже 7.0. Идентификационные данные ПО приведены в таблице 1. ПО «Энергосфера» обеспечивает защиту программного обеспечения и измерительной информации паролями в соответствии с правами доступа. Средством защиты данных при передаче является кодирование данных, обеспечиваемое программными средствами ПО «Энергосфера».
Таблица 1 - Идентификационные данные ПО
Наименование программного обеспечения | ПК «Энергосфера» 7.0 |
Идентификационное наименование программного обеспечения | Библиотека pso_metr.dll |
Номер версии (идентификационный номер) программного обеспечения | 1.1.1.1 |
Цифровой идентификатор программного обеспечения (контрольная сумма исполняемого кода) | CBEB6F6CA69318BED976E08A2BB7814B |
Алгоритм вычисления цифрового идентификатора программного обеспечения | MD5 |
Метрологические характеристики ИК АИИС КУЭ, указанные в таблице 2 нормированы с учетом ПО.
Уровень защиты - «средний» в соответствии с Р 50.2.077-2014.
Таблица 2 - Состав измерительных каналов АИИС КУЭ.
о, е S о К | Наименование | Состав АИИС КУЭ | Вид энергии | |||||
объекта учета, | Вид СИ, | с о У | В W О С | |||||
диспетчерское наименование присоединения | класс точности, коэффициент трансформации, № Рег. номера СИ | Обозначение, тип | ||||||
1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | ||
класс точности 0,5 S | А | ТЛ0-10 | ||||||
н н | Ктт = 1500/5 | В | ТЛ0-10 | |||||
Рег. номер № 25433-11 | С | ТЛ0-10 | ||||||
К н | класс точности 0,5 | А | ЗН0ЛП-10 | Активная | ||||
1 | БКНС «Бугуруслан» ЗРУ-10 кВ, яч. №6 | Ктн = 10000V3/100V3 | В | ЗН0ЛП-10 | ||||
Рег. номер № 46738-11 | С | ЗН0ЛП-10 | Реактивная | |||||
Счетчик | ||||||||
Ввод №1 | класс точности 0,2S/0,5 Рег. номер № 36697-12 | СЭТ-4ТМ.03М | СИКОН С70, | |||||
класс точности 0,5 S | А | ТЛ0-10 | Рег. номер | УСВ-2, | ||||
н н | Ктт = 1500/5 | В | ТЛ0-10 | № 28822-05 | Рег. | |||
Рег. номер № 25433-11 | С | ТЛ0-10 | номер № | |||||
К н | класс точности 0,5 | А | ЗН0ЛП-10 | 41681-10 | Активная | |||
2 | Ктн = 10000V3/100V3 | В | ЗН0ЛП-10 | ССВ-1Г | ||||
БКНС «Бугуруслан» | Рег. номер № 46738-11 | С | ЗН0ЛП-10 | Рег. | Реактивная | |||
ЗРУ-10 кВ, яч. №22 Ввод №2 | Счетчик | класс точности 0,2S/0,5 Рег. номер № 36697-12 | СЭТ-4ТМ.03М | номер № 3948508 |
1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | ||
класс точности 0,2S | А | ТЛО-10 | ||||||
н н | Ктт = 150/5 | В | - | |||||
Рег. номер № 25433-11 | С | ТЛО-10 | ||||||
X н | класс точности 0,5 | А | ЗНОЛП-10 | Активная | ||||
3 | Ктн = 10000V3/100V3 | В | ЗНОЛП-10 | |||||
БКНС «Бугуруслан» | Рег. номер № 46738-11 | С | ЗНОЛП-10 | Реактивная | ||||
ЗРУ-10 кВ, яч. №5 НПС-1 | Счетчик | класс точности 0,2S/0,5 Рег. номер № 36697-12 | СЭТ-4ТМ.03М | |||||
класс точности 0,2S | А | ТЛО-10 | ||||||
н н | Ктт = 150/5 | В | - | |||||
Рег. номер № 25433-11 | С | ТЛО-10 | ||||||
Я н | класс точности 0,5 | А | ЗНОЛП-10 | СИКОН | Активная | |||
4 | Ктн = 10000V3/100V3 | В | ЗНОЛП-10 | С70, | ||||
БКНС «Бугуруслан» | Рег. номер № 46738-11 | С | ЗНОЛП-10 | Рег. номер | УСВ-2, | Реактивная | ||
ЗРУ-10 кВ, яч. №8 НПС-3 | Счетчик | класс точности 0,2S/0,5 Рег. номер № 36697-12 | СЭТ-4ТМ.03М | № 28822-05 | Рег. номер № 41681-10 ССВ-1Г | |||
класс точности 0,2S | А | ТЛО-10 | Рег. | |||||
н н | Ктт = 150/5 | В | - | номер | ||||
Рег. номер № 25433-11 | С | ТЛО-10 | № 39485- | |||||
Я н | класс точности 0,5 | А | ЗНОЛП-10 | 08 | Активная | |||
5 | Ктн = 10000V3/100V3 | В | ЗНОЛП-10 | |||||
БКНС «Бугуруслан» | Рег. номер № 46738-11 | С | ЗНОЛП-10 | Реактивная | ||||
ЗРУ-10 кВ, яч. №20 НПС-2 | Счетчик | класс точности 0,2S/0,5 Рег. номер № 36697-12 | СЭТ-4ТМ.03М |
Номер ИК | Диапазон силы тока | Пределы допускаемой погрешности измерений активной электроэнергии в нормальных условиях эксплуатации при доверительной вероятности Р=0,95, ±% | Пределы допускаемой погрешности измерений активной электроэнергии в рабочих условиях эксплуатации при доверительной вероятности Р=0,95, ±% | ||||
cos ф=1,0 | cos9=0,8 | ^s9=0,5 | cos ф=1,0 | cos9=0,8 | ^s ф=0,5 | ||
1, 2 (ТТ 0,5S; ТН 0,5; Сч 0,2S/0,5) | 0,01Iн<I<0,05Iн | 1,8 | 2,8 | 5,3 | 1,9 | 2,9 | 5,4 |
0,05Iн<I<0,1Iн | 1,1 | 1,6 | 2,9 | 1,2 | 1,7 | 3,0 | |
0,2Iн<I<Iн | 0,9 | 1,2 | 2,2 | 1,0 | 1,3 | 2,3 | |
^<[<1,2^ | 0,9 | 1,2 | 2,2 | 1,0 | 1,3 | 2,3 | |
3-5 (ТТ 0,2S; ТН 0,5; Сч 0,2S/0,5) | 0,01Iн<I<0,05Iн | 1,1 | 1,3 | 2,1 | 1,3 | 1,4 | 2,2 |
0,05Iн<I<0,1Iн | 0,8 | 1,0 | 1,7 | 1,0 | 1,2 | 1,8 | |
0,2Iн<I<Iн | 0,7 | 0,9 | 1,4 | 0,9 | 1,1 | 1,6 | |
^<1,2^ | 0,7 | 0,9 | 1,4 | 0,9 | 1,1 | 1,6 |
Таблица 4 - Метрологические характеристики ИК (реактивная энергия)
Номер ИК | Диапазон силы тока | Пределы допускаемой погрешности измерений реактивной электроэнергии в нормальных условиях эксплуатации при доверительной вероятности Р=0,95, ±% | Пределы допускаемой погрешности измерений реактивной электроэнергии в рабочих условиях эксплуатации при доверительной вероятности Р=0,95, ±% | ||||
cos ф=1,0 | cos9=0,8 | ^s9=0,5 | cos ф=1,0 | cos9=0,8 | ^s ф=0,5 | ||
1, 2 (ТТ 0,5S; ТН 0,5; Сч 0,2S/0,5) | 0,01Iн<I<0,05Iн | - | 4,4 | 2,3 | - | 4,6 | 2,5 |
0,05Iн<I<0,1Iн | - | 2,6 | 1,6 | - | 2,8 | 2,0 | |
0,2Iн<I<Iн | - | 1,9 | 1,2 | - | 1,9 | 1,7 | |
^<1,2^ | - | 1,9 | 1,2 | - | 1,9 | 1,7 | |
3-5 (ТТ 0,2S; ТН 0,5; Сч 0,2S/0,5) | 0,01Iн<I<0,05Iн | - | 2,0 | 1,6 | - | 2,4 | 2,0 |
0,05Iн<I<0,1Iн | - | 1,6 | 1,1 | - | 2,1 | 1,6 | |
0,2Iн<I<Iн | - | 1,3 | 1,0 | - | 1,8 | 1,5 | |
^<1,2^ | - | 1,3 | 1,0 | - | 1,8 | 1,5 |
Примечания:
1. В Таблице 3 и 4 приведены границы погрешности результата измерений посредством ИК при доверительной вероятности Р=0,95, cos9=0,5 (sin9=0,87); токе ТТ, равном 5 % от 1ном и температуре окружающего воздуха в месте расположения счетчиков электроэнергии от минус 40 до плюс 60.
2. Нормальные условия:
- параметры питающей сети: напряжение (220±4,4) В; частота (50±0,5) Гц;
- параметры сети: диапазон напряжения (0,98 - 1,02)Цн; диапазон силы тока (1,0 - 1,2)1н; диапазон коэффициента мощности cosj (sinj) - 0,87(0,5); частота (50±0,5) Гц;
- температура окружающего воздуха: ТТ и ТН - от минус 60 до плюс 60; счетчиков: в части активной энергии (23±2), в части реактивной энергии (20±2);
- относительная влажность воздуха (70±5) %;
- атмосферное давление (100±4) кПа.
3. Рабочие условия эксплуатации: для ТТ и ТН:
- параметры сети: диапазон первичного напряжения (0,9 - 1,1)Цн1; диапазон силы первичного тока (0,01 (0,02) - 1,2)1н1; коэффициент мощности cosj (sinj) 0,5 - 1,0 (0,6 - 0,87); частота (50 ±0,5) Гц;
- температура окружающего воздуха от минус 60 до плюс 60;
- относительная влажность воздуха (70±5) %;
- атмосферное давление (100±4) кПа; для электросчетчиков:
- параметры сети: диапазон вторичного напряжения (0,9 - 1,1)Цн2; диапазон силы вторичного тока (0,01 - 1,2)1н2; диапазон коэффициента мощности cosj (sinj) 0,5-1,0 (0,6 - 0,87); частота (50±0,5) Гц;
- магнитная индукция внешнего происхождения 0,5 мТл;
- температура окружающего воздуха от минус 40 до плюс 65;
- относительная влажность воздуха (40-60) %;
- атмосферное давление (100±4) кПа;
для аппаратуры передачи и обработки данных:
- параметры питающей сети: напряжение (220±10) В; частота (50 ±1) Гц;
- температура окружающего воздуха от плюс 15 до плюс 30;
- относительная влажность воздуха (70±5) %;
- атмосферное давление (100±4) кПа.
4. Измерительные трансформаторы тока по ГОСТ 7746-2001, измерительные трансформаторы напряжения по ГОСТ 1983-2001 и счетчики активной и реактивной электроэнергии по ГОСТ Р 52323-2005 (в части активной электроэнергии), ГОСТ Р 52425-2005 (в части реактивной электроэнергии).
5. Допускается замена измерительных трансформаторов и счетчиков на аналогичные утвержденных типов с такими же метрологическими характеристиками. Замена оформляется актом в установленном на АО «Транснефть-Приволга» порядке. Акт хранится совместно с настоящим описанием типа АИИС КУЭ как его неотъемлемая часть.
Надежность применяемых в системе компонентов:
- счетчик - среднее время наработки на отказ: для счетчиков типа СЭТ-4ТМ.03М -не менее 165 000 часов; среднее время восстановления работоспособности 2 часа;
- устройство синхронизации времени УСВ-2 - среднее время наработки на отказ не менее 35 000 часов; среднее время восстановления работоспособности 2 часа;
- УСПД - среднее время наработки на отказ для УСПД типа СИКОН С70 -не менее 70 000 часов, среднее время восстановления работоспособности 2 часа;
- устройство синхронизации данных ССВ-1Г - среднее время наработки на отказ не менее 15000 часов; среднее время восстановления работоспособности 48 часов;
- сервер - среднее время наработки на отказ не менее Т = 256554 ч., среднее время восстановления работоспособности 1в = 0,5 ч.
В АИИС КУЭ ОАО «АК «Транснефть» в части АО «Транснефть - Приволга» по БКНС «Бугуруслан» используются следующие виды резервирования:
- резервирование питания сервера с помощью источника бесперебойного питания;
- предусмотрена возможность автономного считывания информации со счетчиков электроэнергии и визуальный контроль информации на счетчике;
- контроль достоверности и восстановления данных;
- наличие резервных баз данных;
- наличие перезапуска и средств контроля зависания;
- наличие ЗИП.
В журналах событий счетчиков АИИС КУЭ ОАО «АК «Транснефть» в части АО «Транснефть - Приволга» по БКНС «Бугуруслан» фиксируются факты:
- попытки несанкционированного доступа;
- связи со счетчиком, приведших к изменениям данных;
- изменение текущего значения времени и даты при синхронизации времени;
- отсутствие напряжения при наличии тока в измерительных цепях;
- перерывы питания.
Защищённость применяемых компонентов:
- механическая защита от несанкционированного доступа и пломбирование:
- счётчика электроэнергии;
- промежуточных клеммников вторичных цепей напряжения;
- испытательной коробки;
- УСПД;
- ИВК;
- защита информации на программном уровне при хранении, передаче и параметрировании:
- двухуровневый пароль на счетчике;
- пароли на сервере и УСПД, предусматривающие разграничение прав доступа к данным для различных групп пользователей.
Возможность коррекции времени в различных компонентах:
- счетчиках электроэнергии (функция автоматизирована);
- УСПД (функция автоматизирована);
- ИВК (функция автоматизирована).
Глубина хранения информации:
- счетчик электроэнергии - глубина хранения профиля нагрузки получасовых интервалов 113,7 суток;
- УСПД - хранение суточных данных о тридцатиминутных приращениях электроэнергии по каждому каналу и электроэнергии, потребленной за месяц, по каждому каналу - 45 суток;
- ИВК - хранение результатов измерений не менее 3,5 лет.
наносится на титульные листы эксплуатационной документации на систему автоматизированную информационно-измерительную коммерческого учета электроэнергии АИИС КУЭ ОАО «АК «Транснефть» в части
АО «Транснефть - Приволга» по БКНС «Бугуруслан» типографским способом.
Комплектность АИИС КУЭ представлена в таблице 5.
Таблица 5 - Комплектность системы автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии АИИС КУЭ ОАО «АК «Транснефть» в части АО «Транснефть - Приволга» по БКНС «Бугуруслан»_
Наименование | Тип | № Рег. номер | Количество |
1 | 2 | 3 | 4 |
Трансформатор тока | ТЛО-10 | 25433-11 | 12 шт. |
Трансформатор напряжения | ЗНОЛП-10 | 46738-11 | 6 шт. |
Счетчик электрической энергии многофункциональный | СЭТ-4ТМ.03М | 36697-12 | 5 шт. |
Устройство сбора и передачи данных | СИКОН С70 | 28822-05 | 1 шт. |
У стройство синхронизации времени | УСВ-2 | 41681-10 | 1 шт. |
Сервер синхронизации времени | ССВ-1Г | 39485-08 | 2 шт. |
Сервер с программным обеспечением | ПК «Энергосфера» | - | 1 шт. |
Методика поверки | - | - | 1 шт. |
Формуляр | ИЦЭ 1244РД-15.00.ФО | - | 1 шт. |
Руководство по эксплуатации | Г.0.0000.15059- ПМН/ГТП-00.000- АСКУЭ | - | 1 шт. |
осуществляется в соответствии с документом МП 64009-16 «Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии АИИС КУЭ ОАО «АК «Транснефть» в части АО «Транснефть - Приволга» по БКНС «Бугуруслан». Методика поверки», утвержденным ФГУП «ВНИИМС» в марте 2016 г.
Перечень основных средств поверки:
- трансформаторов тока - в соответствии с ГОСТ 8.217-2003 «ГСИ. Трансформаторы тока. Методика поверки»;
- трансформаторов напряжения - в соответствии с ГОСТ 8.216-2011 «ГСИ. Трансформаторы напряжения. Методика поверки» и/или МИ 2845-2003 «Измерительные трансформаторы напряжения 6/V3... 35 кВ. Методика поверки на месте эксплуатации», МИ 2925-2005 «ГСИ. Измерительные трансформаторы напряжения 35...330/V3 кВ. Методика поверки на месте эксплуатации с помощью эталонного делителя»;
- по МИ 3195-2009 «ГСИ. Мощность нагрузки трансформаторов напряжения. Методика выполнения измерений без отключения цепей»;
- по МИ 3196-2009. «ГСИ. Вторичная нагрузка трансформаторов тока. Методика выполнения измерений без отключения цепей»;
- счетчиков СЭТ-4ТМ.03М - в соответствии с документом «Счетчики электрической энергии многофункциональные СЭТ-4ТМ.03М, СЭТ-4ТМ.02М Руководство по эксплуатации. Часть 2. Методика поверки» ИЛГШ.411152.145РЭ1, утвержденному руководителем ГЦИ СИ ФБУ «Нижегородский ЦСМ» 04 мая 2012г.;
- УСПД Сикон С70 - в соответствии с документом «Контроллеры сетевые индустриальные СИКОН С70. Методика поверки ВЛСТ 220.00.000 И1», утвержденному ВНИИМС в 2005 г.;
- радиочасы МИР РЧ-01, принимающие сигналы спутниковой навигационной системы Global Positioning System (GPS)), номер в Государственном реестре средств измерений № 27008-04;
- переносной компьютер с ПО и оптический преобразователь для работы со счетчиками системы и с ПО для работы с радиочасами МИР РЧ-01;
- термогигрометр CENTER (мод.314): диапазон измерений температуры от минус 20 до плюс 60 , дискретность 0,1; диапазон измерений относительной влажности от 10 до 100 %, дискретность 0,1 %.
Знак поверки наносится на свидетельство о поверки, оформленное в соответствии с приказом Минпромторга России № 1815 от 02.07.2015 года «Об утверждении Порядка проведения поверки средств измерений, требований к знаку поверки и содержанию свидетельства о поверке».
Метод измерений изложен в документе «Методика измерений электрической энергии и мощности с использованием автоматизированной информационно-измерительной системы коммерческого учета электроэнергии АИИС КУЭ ОАО «АК «Транснефть» в части АО «Транснефть - Приволга» по БКНС «Бугуруслан», аттестованной ФБУ «Ивановский ЦСМ» (аттестат об аккредитации № 01.00259-2013 от 24.12.2013 г.).
Нормативные документы, устанавливающие требования к системе автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии АИИС КУЭ ОАО «АК «Транснефть» в части АО «Транснефть - Приволга» по БКНС «Бугуруслан»
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».