| Номер в госреестре | 66729-17 |
| Наименование СИ | Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) Ижевской ТЭЦ-1 ПГУ Филиала "Удмуртский" ПАО "Т Плюс" |
| Изготовитель | ООО "СТАНДАРТ", г.Нижний Новгород |
| Год регистрации | 2017 |
| МПИ (интервал между поверками) | 4 года |
| Описание типа | скачать |
| Методика поверки | скачать |
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) Ижевской ТЭЦ-1 ПГУ Филиала «Удмуртский» ПАО «Т Плюс» (далее по тексту - АИИС КУЭ) предназначена для измерения активной и реактивной электроэнергии, сбора, обработки, хранения и передачи полученной информации заинтересованным организациям в рамках согласованного регламента.
АИИС КУЭ представляет собой трех уровневую автоматизированную измерительную систему с централизованным управлением и распределенной функцией измерения.
Измерительно-информационные каналы (ИИК) АИИС КУЭ состоят из трех уровней:
Первый уровень - измерительно-информационный комплекс включает в себя измерительные трансформаторы напряжения (ТН), измерительные трансформаторы тока (ТТ), многофункциональные счетчики активной и реактивной электрической энергии (далее по тексту Сч и/или счетчики) и вторичные измерительные цепи.
Второй уровень - информационно-вычислительный комплекс электроустановки (ИВКЭ), включает в себя основное и резервное устройства сбора и передачи данных (УСПД) «СИКОН С70» (Госреестр № 28822-05, заводской № 06879, 06880,) и технические средства приема-передачи данных (каналообразующую аппаратуру).
Третий уровень - информационно-вычислительный комплекс (ИВК), включает в себя ) сервер базы данных (БД) уровня ИВК (ИКМ-Пирамида) с установленным серверным программным обеспечением ПО «Пирамида», АРМы, совокупность аппаратных, каналообразующих и программных средств, выполняющих сбор информации с нижних уровней, ее обработку и хранение.
АИИС КУЭ решает следующие задачи:
- измерение 30-минутных приращений активной и реактивной электроэнергии;
- периодический (не реже 1 раза в сутки) и/или по запросу автоматический сбор привязанных к единому календарному времени результатов измерений приращений электроэнергии с дискретностью учета 30 мин;
- хранение результатов измерений в специализированной базе данных, отвечающей требованию повышенной защищенности от потери информации (резервирование баз данных) и от несанкционированного доступа;
- передача результатов измерений в организации-участники оптового рынка электроэнергии;
- обеспечение защиты оборудования, программного обеспечения и данных от несанкционированного доступа на физическом и программном уровне (установка паролей и т.п.);
- диагностика и мониторинг функционирования технических и программных средств АИИС КУЭ;
- конфигурирование и настройка параметров АИИС КУЭ;
- ведение системы единого времени в АИИС КУЭ (синхронизация часов АИИС КУЭ);
- передача журналов событий счетчиков в базу данных ИВК.
Принцип действия:
Первичные токи и напряжения преобразуются измерительными трансформаторами в аналоговые унифицированные сигналы, которые по проводным линиям связи поступают на измерительные входы счетчиков электроэнергии. В счетчиках мгновенные значения аналоговых сигналов преобразуются в цифровой сигнал. По мгновенным значениям силы электрического тока и напряжения в микропроцессорах счетчиков вычисляются соответствующие мгновенные значения активной, реактивной и полной мощности которые усредняются за 0,02 с. Средняя за период реактивная мощность вычисляется по средним за период значениям активной и полной мощности.
Средняя активная (реактивная) электрическая мощность вычисляется как среднее значение вычисленных мгновенных значений мощности на интервале времени усреднения 30 мин.
Передача цифрового сигнала с выходов счетчиков на входы УСПД осуществляется по интерфейсу RS-485 (счетчик - УСПД).
В УСПД осуществляется вычисление электрической энергии и мощности с учетом коэффициентов трансформации ТТ и ТН, хранение результатов измерений и автоматическая передача накопленных данных на уровень ИВК, а также отображение информации по подключенным к УСПД устройствам.
Передача информации о результатах измерений приращений потребленной электрической энергии с уровня ИВКЭ на уровень ИВК происходит с помощью каналообразующей аппаратуры. Сформированные архивные файлы автоматически сохраняются на «жестком» диске.
Информация с сервера ИВК может быть передана на автоматизированные рабочие места (далее - АРМ) по сети локальной вычислительной сети предприятия (ЛВС).
Передача информации заинтересованным субъектам происходит по сети Internet (сервер - каналообразующая аппаратура - заинтересованные субъекты).
АИИС КУЭ оснащена системой обеспечения единого времени (СОЕВ), включающей в себя устройство синхронизации системного времени УСВ-2 (заводской № 2863, госреестр № 41681-10). СОЕВ выполняет законченную функцию измерений времени, имеет нормированные метрологические характеристики и обеспечивает автоматическую синхронизацию времени при проведении измерений количества электроэнергии с точностью не хуже 5,0 с в сутки. В СОЕВ входят все средства измерений времени, влияющие на процесс измерения количества электроэнергии, и учитываются временные характеристики (задержки) линий связи между ними, которые используются при синхронизации времени. СОЕВ привязана к единому календарному времени.
Сличение шкалы времени сервера и шкалы времени устройства синхронизации системного времени происходит 1 раз в 30 минут. Абсолютная погрешность текущего времени, измеряемого ИВК «ИКМ-Пирамида» (системное время) не более ±3 с/сут.
Не реже чем 1 раз в 30 мин осуществляется сличение шкалы времени между сервером БД и УСПД. Коррекция шкалы времени УСПД сервером БД осуществляется при обнаружении рассогласования более чем на ±2 с.
Сличение шкалы времени между счетчиками и УСПД происходит не реже чем 1 раз в сутки. Коррекция шкалы времени счетчиков осуществляется УСПД при обнаружении рассогласования более чем на ±2 с.
Ход часов компонентов АИИС КУЭ не превышает ±5 с/сут.
В состав программного обеспечения (ПО) АИИС КУЭ входит ПО счетчиков, сервера и АРМ на основе специализированного программного пакета - ПО «Пирамида 2000» версии 20.02 (далее по тексту - ПО «Пирамида»).
Метрологически значимой частью специализированного ПО АИИС является библиотека Metrology.dll. Данная библиотека выполняет функции синхронизации, математической обработки информации, поступающей от приборов учёта, и является неотъемлемой частью АИИС. Идентификационные данные библиотеки Metrology.dll приведены в таблице 1.
Таблица 1 - Идентификационные данные ПО
| Идентификационные данные (признаки) | Значение |
| 1 | 2 |
| Идентификационное наименование ПО | ПО «Пирамида» |
| Номер версии (идентификационный номер) ПО | 3 |
| Цифровой идентификатор ПО (MD5) | 52e28d7b608799bb3ccea41b548d2c83 |
| Другие идентификационные данные | Metrology.dll |
Границы интервала допускаемой дополнительной абсолютной погрешности по электроэнергии, получаемой за счет математической обработки измерительной информации, поступающей от счетчиков, составляют 1 единицу младшего разряда измеренного значения.
Границы интервала допускаемых относительных погрешностей по активной и реактивной электроэнергии, а также для разных временных (тарифных) зон не зависят от способов передачи измерительной информации и определяются классами точности применяемых счетчиков и измерительных трансформаторов.
ПО «Пирамида» не влияет на метрологические характеристики АИИС КУЭ.
Уровень защиты программного обеспечения АИИС КУЭ от непреднамеренных и преднамеренных изменений «высокий» по Р 50.2.077-2014.
Состав измерительно-информационных комплексов АИИС КУЭ приведен в таблице 2.
Метрологические характеристики АИИС КУЭ в рабочих условиях эксплуатации приведены в таблице 3.
Таблица 2 - Состав первого уровня ИИК АИИС КУЭ
| № измерительноинформационных каналов | Наименование измерительно информационных каналов | Состав 1-го уровня измерительно-информационных каналов | Вид энергии | ||
| Трансформа-тор тока | Трансформатор напряжения | Счётчик электрической энергии | |||
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 |
| 1 | Ижевская ТЭЦ-1 ПГУ, ввод 15 кВ ТГ-8 | AON-F кл.т 0,2S Ктт = 10000/1 Зав. № 13/467980201; 13/467980202; 13/467980203 Госреестр № 43946-10 | UKM кл.т 0,2 Ктн = (15750/V3 )/(100/V3 ) Зав. № 13/468130301; 13/468130302 13/468130303 Госреестр №51204-12 | СЭТ-4ТМ.03М. кл.т 0,2S/0,5 Зав. № 0805131118 Госреестр № 36697-12 | активная реактивная |
| Продолжение таблицы 2 | |||||
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 |
| 2 | Ижевская ТЭЦ-1 ПГУ, ввод 10 кВ ТГ-9 | AON-F кл.т 0,2S Ктт = 6000/1 Зав. № 13/468060201; 13/468060202; 13/468060203 Госреестр № 43946-10 | UKM кл.т 0,2 Ктн = (10500/V3 )/(100/V3 ) Зав. № 13/468140401; 13/468140402; 13/468140403 Госреестр №51204-12 | СЭТ-4ТМ.03М. кл.т 0,2S/0,5 Зав. № 0805131230 Госреестр № 36697-12 | активная реактивная |
| 3 | Ижевская ТЭЦ-1 ПГУ, ввод 15 кВ Т-31 | ТВ кл.т 1000/1 Ктт = 0,2S Зав. № 2924; 2925; 2928 Госреестр № 37096-08 | UKM кл.т 0,2 Ктн = (15750/V3)/(100/V3) Зав. № 13/468130401 13/468130402 13/468130403 Госреестр № 51204-12 | СЭТ-4ТМ.03М. кл.т 0,2S/0,5 Зав. № 0805131589 Госреестр № 36697-12 | активная реактивная |
| 4 | Ижевская ТЭЦ-1 ПГУ, ввод 15 кВ ТВ Г-8 | ТВ-ЭК кл.т 0,5S Ктт = 300/5 Зав. № 2591; 2592; 2593 Госреестр № 39966-10 | UKM кл.т 0,2 Ктн = (15750/V3 )/(100/V3 ) Зав. № 13/468130401 13/468130402 13/468130403 Госреестр № 51204-12 | СЭТ-4ТМ.03М кл.т 0,2S/0,5 Зав. № 0806135282 Госреестр № 36697-12 | активная реактивная |
| 5 | Ижевская ТЭЦ-1 ПГУ, ввод 10 кВ ТВ Г-9 | ТПОЛ-10 кл.т 0,2S Ктт = 300/5 Зав. № 22232 22230 22231 Госреестр № 1261-08 | UKM кл.т 0,2 Ктн = (10500/V3 )/(100/V3 ) Зав. № 13/468140301 13/468140302 13/468140303 Госреестр № 51204-12 | СЭТ-4ТМ.03М кл.т 0,2S/0,5 Зав. № 0806135212 Госреестр № 36697-12 | активная реактивная |
| Продолжение таблицы 2 | |||||
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 |
| 6 | Ижевская ТЭЦ-1 ПГУ, КРУ-6 кВ, 1 СРП, ф. 849 | ТЛП-10 кл.т 0,5S Ктт = 2000/5 Зав. № 38541; 38539; 38540 Госреестр № 30709-11 | ЗНОЛП-ЭК-10 кл.т 0,5 Ктн = (6300/V3)/(100/V3) Зав. № 38395; 38406; 38398; Госреестр № 47583-11 | СЭТ-4ТМ.03М кл.т 0,2S/0,5 Зав. № 0810111734 Госреестр № 36697-08 | активная реактивная |
| 7 | Ижевская ТЭЦ-1 ПГУ, КРУ-6 кВ, 2 СРП, ф. 859 | ТЛП-10 кл.т 0,5S Ктт = 2000/5 Зав. № 38545; 38530; 38537 Госреестр № 30709-11 | ЗНОЛП-ЭК-10 кл.т 0,5 Ктн = (6300/V3)/(100/V3) Зав. № 41539 38404 38402 Госреестр № 47583-11 | СЭТ-4ТМ.03М кл.т 0,2S/0,5 Зав. № 0811110171 Госреестр № 36697-08 | активная реактивная |
| Таблица 3 - Метрологические ха | рактеристики АИИС КУЭ | ||||
| Номер ИИК | cos9 | Г раницы интервала допускаемой относительной погрешности ИИК при измерении активной электрической энергии в рабочих условиях эксплуатации АИИС КУЭ (5), % | |||
| 55 %, | 520 %, | 5100 %, | |||
| I1(2)% £ 1 изм< I5 % | I5 %£I изм<1 20 % | % % 0 0 I1 V м 1 VI % 0 2 I | I100 %£1изм£1120% | ||
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 |
| 1 - 3; 5 (ТТ 0,2S; ТТ 0,2; Счетчик 0,2S) | 1,0 | ±1,2 | ±0,8 | ±0,8 | ±0,8 |
| 0,9 | ±1,3 | ±1,1 | ±0,9 | ±0,9 | |
| 0,8 | ±1,5 | ±1,1 | ±0,9 | ±0,9 | |
| 0,7 | ±1,6 | ±1,2 | ±1,0 | ±1,0 | |
| 0,5 | ±2,2 | ±1,4 | ±1,2 | ±1,2 | |
| 4 (ТТ 0,5S; ТН 0,2; Счетчик 0,2S) | 1,0 | ±1,9 | ±1,1 | ±0,9 | ±0,9 |
| 0,9 | ±2,4 | ±1,4 | ±1,1 | ±1,1 | |
| 0,8 | ±2,9 | ±1,6 | ±1,2 | ±1,2 | |
| 0,7 | ±3,5 | ±1,9 | ±1,4 | ±1,4 | |
| 0,5 | ±5,4 | ±2,8 | ±2,0 | ±2,0 | |
| 6; 7 (ТТ 0,5S; ТН 0,5; Счетчик 0,2S) | 1,0 | ±1,9 | ±1,2 | ±1,0 | ±1,0 |
| 0,9 | ±2,4 | ±1,6 | ±1,3 | ±1,3 | |
| 0,8 | ±3,0 | ±1,8 | ±1,4 | ±1,4 | |
| 0,7 | ±3,6 | ±2,1 | ±1,6 | ±1,6 | |
| 0,5 | ±5,5 | ±3,0 | ±2,3 | ±2,3 | |
| Номер ИИК | cos9 | Г раницы интервала допускаемой относительн ИИК при измерении реактивной электриче в рабочих условиях эксплуатации АИИС | ой погрешности ской энергии КУЭ (S), % | ||
| Sl(2)%, | S5 %, | S20 | S100 | ||
| I1(2)% £ I изм< I5 % | I5 %£I изм<! 20 % | I20 %£Iизм<Il00% | 1I 0 0 % IA 1 я з 2 1Л 1 2 о ''ч ©х | ||
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 |
| 1 - 3; 5 (ТТ 0,2S; ТН 0,2; Счетчик 0,5) | 0,9 | ±4,2 | ±3,8 | ±3,7 | ±3,7 |
| 0,8 | ±3,9 | ±3,7 | ±3,4 | ±3,4 | |
| 0,7 | ±3,8 | ±3,7 | ±3,4 | ±3,4 | |
| 0,5 | ±3,7 | ±3,6 | ±3,4 | ±3,4 | |
| 4 (ТТ 0,5S; ТН 0,2; Счетчик 0,5) | 0,9 | ±7,2 | ±4,8 | ±4,2 | ±4,2 |
| 0,8 | ±5,5 | ±4,2 | ±3,7 | ±3,7 | |
| 0,7 | ±4,9 | ±4,0 | ±3,6 | ±3,6 | |
| 0,5 | ±4,3 | ±3,8 | ±3,5 | ±3,5 | |
| 6; 7 (ТТ 0,5S; ТН 0,5; Счетчик 0,5) | 0,9 | ±7,3 | ±4,9 | ±4,4 | ±4,4 |
| 0,8 | ±5,6 | ±4,3 | ±3,8 | ±3,8 | |
| 0,7 | ±4,9 | ±4,0 | ±3,6 | ±3,6 | |
| 0,5 | ±4,3 | ±3,8 | ±3,5 | ±3,5 | |
Примечания:
1 Погрешность измерений 81(2)%P и 81(2)%q для cosj=1,0 нормируется от I1%, а погрешность измерений S1(2)%P и 81(2)%q для cosj<1,0 нормируется от I2%.
2 Характеристики относительной погрешности ИИК даны для измерения электроэнергии и средней мощности (30 мин).
3 В качестве характеристик относительной погрешности указаны границы интервала, соответствующие вероятности 0,95.
4 Нормальные условия эксплуатации компонентов АИИС КУЭ:
- частота от 49 до 51 Гц;
- напряжение от 0,98Ином до 1,02Ином;
- сила тока до 1,2 1ном;
- температура окружающей среды: от плюс 15 до плюс 25 °С.
5 Рабочие условия эксплуатации компонентов АИИС КУЭ:
- напряжение питающей сети 0,9 Иномдо 1,1-ином;
- частота от 49 до 51 Гц;
- сила тока от 0,011ном до 1,2 1ном для измерительно-информационных каналов
№ 1 - 7;
температура окружающей среды:
- для счетчиков от плюс 10 до плюс 35 °С;
- для трансформаторов тока - ГОСТ 7746-2001;
- для трансформаторов напряжения - ГОСТ 1983-2001.
6 Трансформаторы тока - ГОСТ 7746-2001, трансформаторы напряжения - ГОСТ 1983-2001 счетчики - ГОСТ Р 52323-2005 и ГОСТ Р 52322-2005 в режиме измерения активной электроэнергии и ГОСТ Р 52425-2005 в режиме измерения реактивной электроэнергии.
7 Допускается замена измерительных трансформаторов и счетчиков и прочих средств измерений на аналогичные утвержденных типов с метрологическими характеристиками не хуже, чем у средств измерения, используемых в составе данной АИИС КУЭ. Допускается замена компонентов системы на однотипные с техническими характеристиками не хуже, чем у перечисленных в разделе «Описание средства измерений». Замена оформляется актом в установленном на Ижевской ТЭЦ-1 ПГУ Филиале «Удмуртский» ПАО «Т Плюс» порядке. Акт хранится совместно с настоящим описанием типа АИИС КУЭ как его неотъемлемая часть.
Параметры надежности применяемых в АИИС КУЭ измерительных компонентов:
- счетчики электрической энергии СЭТ-4ТМ.03М (Госреестр № 36697-08)- среднее время наработки на отказ не менее 140000 часов;
- счетчики электрической энергии СЭТ-4ТМ.03М (Госреестр № 36697-12)- среднее время наработки на отказ не менее 165000 часов;
- УССВ - среднее время наработки на отказ не менее 35 000 часов;
- УСПД (ИВКЭ) - среднее время наработки на отказ не менее 70 000 часов;
- Сервер БД (ИВК) - среднее время наработки на отказ не менее 100 000 часов.
Среднее время восстановления, при выходе из строя оборудования:
- для счетчика Тв не менее 192 часов;
- для сервера БД Тв не менее 1 часа;
- для УСПД Тв не менее 24 часов;
- для УССВ Тв не менее 192 часов.
Защита технических и программных средств АИИС КУЭ от несанкционированного доступа:
- клеммники вторичных цепей измерительных трансформаторов имеют устройства для пломбирования;
- панели подключения к электрическим интерфейсам счетчиков защищены механическими пломбами;
- наличие защиты на программном уровне - возможность установки многоуровневых паролей на счетчиках, сервере;
- организация доступа к информации ИВК посредством паролей обеспечивает идентификацию пользователей и эксплуатационного персонала;
- защита результатов измерений при передаче.
Наличие фиксации в журнале событий счетчиков следующих событий:
- фактов параметрирования счетчиков электрической энергии;
- фактов пропадания напряжения;
- фактов коррекции шкалы времени.
Возможность коррекции шкалы времени в:
- счетчиках (функция автоматизирована);
- УСПД (функция автоматизирована);
- сервере БД (функция автоматизирована).
Глубина хранения информации:
- счетчики электрической энергии СЭТ-4ТМ.03М (Госреестр № 36697-08) -тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях - составляет 113 суток; средний срок службы 30 лет;
- счетчики электрической энергии СЭТ-4ТМ.03М (Госреестр № 36697-12) -тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях - составляет 114 суток; средний срок службы 30 лет
- УСПД - хранение результатов измерений и информации о состоянии средства измерений - не менее 45 суток;
- Сервер БД - хранение результатов измерений и информации о состоянии средства измерений - не менее 3,5 лет.
наносится на титульный лист Паспорта-формуляра АИИС КУЭ типографским способом.
Комплектность АИИС КУЭ приведена в таблице 4.
| Наименование | Обозначение | Кол-во, шт. |
| 1 | 2 | 3 |
| Трансформаторы тока | AON-F | 6 |
| Трансформаторы тока встроенные | ТВ | 3 |
| Трансформаторы тока | ТВ-ЭК | 3 |
| Трансформаторы тока | ТЛП-10 | 6 |
| Трансформаторы тока | ТПОЛ-10 | 3 |
| Трансформаторы напряжения | UKM | 15 |
| Трансформаторы напряжения | ЗНОЛП-ЭК-10 | 6 |
| Счетчики электрической энергии многофункциональные | СЭТ-4ТМ.03М (Госреестр № 36697-12) | 5 |
| Счетчики электрической энергии многофункциональные | СЭТ-4ТМ.03М (Госреестр № 36697-08) | 2 |
| Устройство синхронизации времени | УСВ-2 | 1 |
| Контроллеры сетевые индустриальные | СИКОН С70 | 2 |
| Сервер БД | ИКМ-Пирамида | 1 |
| ПО (комплект) | ПО «Пирамида 2000» | 1 |
| Паспорт-формуляр | СТПА.411711.ИЖ03.ФО | 1 |
| Методика поверки | РТ-МП-4038-550-2016 | 1 |
осуществляется по документу РТ-МП-4038-550-2016 «ГСИ. Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учёта электроэнергии (АИИС КУЭ) Ижевской ТЭЦ-1 ПГУ Филиала «Удмуртский» ПАО «Т Плюс». Методика поверки», утвержденному ФБУ «Ростест-Москва» 25.11.2016 г.
Основные средства поверки:
- для трансформаторов тока - по ГОСТ 8.217-2003;
- для трансформаторов напряжения - по МИ 2845-2003 и/или по ГОСТ 8.216-2011;
- для счётчиков СЭТ-4ТМ.03М (Госреестр № 36697-08) - в соответствии с методикой поверки ИЛГШ.411152.145 РЭ1, являющейся приложением к руководству по эксплуатации ИЛГШ.411152.145 РЭ. Методика поверки согласована с руководителем ГЦИ СИ ФБУ «Нижегородский ЦСМ» 04 декабря 2007 г.
- для счётчиков СЭТ-4ТМ.03М (Госреестр № 36697-12) - по документу «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 2012 г.
- 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.
Допускается применение аналогичных средств поверки, обеспечивающих определение метрологических характеристик поверяемых СИ с требуемой точностью
Знак поверки, в виде оттиска поверительного клейма, наносится на свидетельство
о поверке.
приведены в документе «Методика (методы) измерений количества электроэнергии с использованием системы автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) Ижевской ТЭЦ-1 ПГУ Филиала «Удмуртский» ПАО «Т Плюс».
Нормативные документы, устанавливающие требования к системе автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) Ижевской ТЭЦ-1 ПГУ Филиала «Удмуртский» ПАО «Т Плюс»
ГОСТ Р 8.596-2002 ГСИ. Метрологическое обеспечение измерительных систем. Основные положения
ГОСТ 22261-94 Средства измерений электрических и магнитных величин. Общие технические условия
ГОСТ 34.601-90 Информационная технология. Комплекс стандартов на автоматизированные системы. Автоматизированные системы. Стадии создания
