| Номер в госреестре | 71414-18 |
| Наименование СИ | Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии периметра генерации филиала ОАО "ТГК-16" - "Нижнекамская ТЭЦ" (ПТК-1) |
| Изготовитель | Филиал ОАО "ТГК-16" - "Нижнекамская ТЭЦ" (ПТК-1), г.Нижнекамск |
| Год регистрации | 2018 |
| МПИ (интервал между поверками) | 4 года |
| Описание типа | скачать |
| Методика поверки | скачать |
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии периметра генерации филиала ОАО «ТГК-16» - «Нижнекамская ТЭЦ» (ПТК-1) (далее - АИИС КУЭ) предназначена для измерения активной и реактивной электрической энергии.
АИИС КУЭ представляет собой многофункциональную, многоуровневую систему с централизованным управлением и распределенной функцией измерений.
АИИС КУЭ выполняет следующие функции:
- выполнение измерений 30-минутных приращений активной и реактивной электроэнергии, характеризующих оборот товарной продукции;
- периодический (1 раз в сутки) и/или по запросу автоматический сбор привязанных к времени в шкале UTC(SU) результатов измерений приращений электроэнергии с заданной дискретностью учета (30 мин);
- хранение данных об измеренных величинах в базе данных в течение 3,5 лет;
- обеспечение 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 KML формате для их передачи по электронной почте внешним организациям,
- предоставление контрольного доступа к результатам измерений, данным о состоянии объектов и средств измерений по запросу со стороны внешних систем;
- обеспечение защиты оборудования, программного обеспечения и данных от несанкционированного доступа на физическом и программном уровне;
- диагностика и мониторинг функционирования технических и программных средств АИИС КУЭ;
- конфигурирование и настройку параметров АИИС КУЭ;
- ведение системы единого времени (коррекция времени).
АИИС КУЭ включает два уровня:
- 1-й уровень - измерительно-информационные комплексы точек измерений (ИИК ТИ);
- 2-й уровень - информационно-вычислительный комплекс (ИВК).
ИИК ТИ включают в себя: трансформаторы тока (ТТ) со вторичными цепями; трансформаторы напряжения (ТН) со вторичными цепями; счётчики электроэнергии.
ТТ и ТН, входящие в состав ИИК ТИ, выполняют функции масштабного преобразования тока и напряжения.
Мгновенные значения аналоговых сигналов тока и напряжения преобразуются счетчиками электрической энергии АИИС КУЭ в цифровой код. По мгновенным значениям силы электрического тока и напряжения в микропроцессоре счетчика вычисляются мгновенные значения мощности, вычисление активной мощности осуществляется путем интегрирования на временном интервале 20 мс мгновенных значений электрической мощности; полной мощности путем перемножения среднеквадратичных значений тока и фазного напряжения и реактивной мощности из измеренных значений активной и полной мощности. Вычисленные значения мощности преобразуются в частоту следования импульсов телеметрии, число которых подсчитывается на интервале времени 30 минут и сохраняется во внутренних регистрах счетчика вместе с временем окончания интервала интегрирования в шкале UTC(SU).
ИВК АИИС КУЭ состоит из комплекса измерительно-вычислительного «ИКМ-Пирамида» (Г.р. 29484-05), сервера баз данных и автоматизированных рабочих мест (АРМ).
ИВК осуществляет: сбор, обработку и хранение в базе данных АИИС КУЭ результатов измерений и журналов событий счетчиков; измерение времени в шкале UTC(SU); синхронизацию часов счетчиков; ведение журналов событий.
ИВК обеспечивает перемножение результатов измерений, хранящихся в базе данных, на коэффициенты трансформации ТТ и ТН, формирование отчетных документов и передачу результатов измерений во внешние системы, в том числе в АО «АТС», филиал ОАО «СО ЕЭС» в информационные системы смежных субъектов оптового рынка по протоколу SMTP (спецификация RFC 821) в формате XML 80020 в соответствии с требованиями регламентов оптового рынка электроэнергии. Передача результатов измерений в формате XML 80020 заверенных электронно-цифровой подписью осуществляется с АРМ.
ИИК ТИ, ИВКЭ, ИВК и информационные каналы между ними образуют измерительные каналы (ИК). Перечень измерительных каналов и их состав приведен в таблице 1. Замену измерительных компонентов оформляют в соответствии с МИ 2999-2011.
В АИИС КУЭ выделяется система обеспечения единого времени (СОЕВ), которая работает следующим образом. ИВК «ИКМ-Пирамида», получает шкалу времени UTC (SU) путем обработки сигналов системы GPS с использованием устройства синхронизации времени УСВ-2 (Г.р. № 41681-09). ИВК «ИКМ-Пирамида» обеспечивает синхронизацию часов счетчиков не реже одного раза в сутки и сервера БД постоянно.
Таблица 1 - Перечень измерительных каналов (ИК) и их состав
| № ИК | Наименование | Вид СИ, класс точности, коэффициент преобразования, № Госреестра СИ | Фаза, тип СИ | ||
| 1 | 2 | 3 | 4 | ||
| 1 | Нижнекамская ТЭЦ (ПТК-1), Главный корпус, ТГ-2 | ТТ | КТ 0,5; Г.р. № 1836-63; Ктт=8000/5 | А | ТШВ-15 |
| С | ТШВ-15 | ||||
| ТН | КТ 0,5; Г.р. № 1593-70; Ктн=6000^3/100^3 | А | ЗНОМ-15-63 | ||
| В | ЗНОМ-15-63 | ||||
| С | ЗНОМ-15-63 | ||||
| Счет чик | КТ 0,2S/0,5, Г.р. № 36697-12 | СЭТ-4ТМ.03М | |||
| 2 | Нижнекамская ТЭЦ (ПТК-1), Главный корпус, ТГ-3 | ТТ | КТ 0,2S; Г.р. № 64182-16; Ктт=8000/5 | А | ТШЛ |
| В | ТШЛ | ||||
| С | ТШЛ | ||||
| ТН | КТ 0,2; Г.р. № 46738-11; Ктн=10000^3/100^3 | А | ЗНОЛ | ||
| В | ЗНОЛ | ||||
| С | ЗНОЛ | ||||
| Счет чик | КТ 0,2S/0,5, Г.р. № 36697-12 | СЭТ-4ТМ.03М | |||
| 1 | 2 | 3 | 4 | ||
| 3 | Нижнекамская ТЭЦ (ПТК-1), Главный корпус, ТГ-4 | ТТ | КТ 0,5; Г.р. № 1836-63; Ктт=8000/5 | А | ТШВ-15 |
| С | ТШВ-15 | ||||
| ТН | КТ 0,5; Г.р. № 1593-70; Ктн=6000^3/100^3 | А | ЗНОМ-15-63 | ||
| В | ЗНОМ-15-63 | ||||
| С | ЗНОМ-15-63 | ||||
| Счет чик | КТ 0,2S/0,5, Г.р. № 36697-12 | СЭТ-4ТМ.03М | |||
| 4 | Нижнекамская ТЭЦ (ПТК-1), Главный корпус, ТГ-5 | ТТ | КТ 0,5; Г.р. № 1837-63; Ктт=8000/5 | А | ТШЛ-20 |
| С | ТШЛ-20 | ||||
| ТН | КТ 0,5; Г.р. № 1593-70; Ктн=10000^3/100^3 | А | ЗНОМ-15-63 | ||
| В | ЗНОМ-15-63 | ||||
| С | ЗНОМ-15-63 | ||||
| Счет чик | КТ 0,2S/0,5, Г.р. № 36697-12 | СЭТ-4ТМ.03М | |||
| 5 | Нижнекамская ТЭЦ (ПТК-1), Главный корпус, ТГ-6 | ТТ | КТ 0,5; Г.р. № 3972-73; Ктт=8000/5 | А | ТШЛ-10У3 |
| С | ТШЛ-10У3 | ||||
| ТН | КТ 0,5; Г.р. № 1593-70; Ктн=10000^3/100^3 | А | ЗНОМ-15-63 | ||
| В | ЗНОМ-15-63 | ||||
| С | ЗНОМ-15-63 | ||||
| Счет чик | КТ 0,2S/0,5, Г.р. № 36697-12 | СЭТ-4ТМ.03М | |||
| 6 | Нижнекамская ТЭЦ (ПТК-1), Главный корпус, ТГ-7 | ТТ | КТ 0,5; Г.р. № 1837-63; Ктт=8000/5 | А | ТШЛ-20 |
| С | ТШЛ-20 | ||||
| ТН | КТ 0,5; Г.р. № 46277-10; Ктн=10000^3/100^3 | А | ЗНОМ-15-63М | ||
| В | ЗНОМ-15-63М | ||||
| С | ЗНОМ-15-63М | ||||
| Счет чик | КТ 0,2S/0,5, Г.р. № 27524-04 | СЭТ-4ТМ.03 | |||
| 7 | Нижнекамская ТЭЦ (ПТК-1), Главный корпус, ТГ-8 | ТТ | КТ 0,5; Г.р. № 1837-63; Ктт=8000/5 | А | ТШЛ-20 |
| С | ТШЛ-20 | ||||
| ТН | КТ 0,5; Г.р. № 1593-70; Ктн=10000^3/100^3 | А | ЗНОМ-15-63 | ||
| В | ЗНОМ-15-63 | ||||
| С | ЗНОМ-15-63 | ||||
| Счет чик | КТ 0,2S/0,5, Г.р. № 36697-12 | СЭТ-4ТМ.03М | |||
| 8 | Нижнекамская ТЭЦ (ПТК-1), Главный корпус, ТГ-9 | ТТ | КТ 0,5; Г.р. № 1837-63; Ктт=10000/5 | А | ТШЛ-20 |
| В | ТШЛ-20 | ||||
| С | ТШЛ-20 | ||||
| ТН | КТ 0,5; Г.р. № 1593-70; Ктн=10000^3/100^3 | А | ЗНОМ-15-63 | ||
| В | ЗНОМ-15-63 | ||||
| С | ЗНОМ-15-63 | ||||
| Счет чик | КТ 0,2S/0,5, Г.р. № 36697-12 | СЭТ-4ТМ.03М | |||
| 1 | 2 | 3 | 4 | ||
| 9 | Нижнекамская ТЭЦ (ПТК-1), Главный корпус, ТГ-10 | ТТ | КТ 0,5; Г.р. № 1837-63; Ктт=10000/5 | А | ТШЛ-20 |
| В | ТШЛ-20 | ||||
| С | ТШЛ-20 | ||||
| ТН | КТ 0,5; Г.р. № 1593-70; Ктн=10000^3/100^3 | А | ЗНОМ-15-63 | ||
| В | ЗНОМ-15-63 | ||||
| С | ЗНОМ-15-63 | ||||
| Счет чик | КТ 0,2S/0,5, Г.р. № 36697-12 | СЭТ-4ТМ.03М | |||
| 10 | Нижнекамская ТЭЦ (ПТК-1), Главный корпус, ТГ-11 | ТТ | КТ 0,5; Г.р. № 1837-63; Ктт=10000/5 | А | ТШЛ-20 |
| В | ТШЛ-20 | ||||
| С | ТШЛ-20 | ||||
| ТН | КТ 0,5; Г.р. № 1593-70; Ктн=10000^3/100^3 | А | ЗНОМ-15-63 | ||
| В | ЗНОМ-15-63 | ||||
| С | ЗНОМ-15-63 | ||||
| Счет чик | КТ 0,2S/0,5, Г.р. № 36697-12 | СЭТ-4ТМ.03М | |||
В АИИС КУЭ используется программное обеспечение (ПО) «Пирамида-2000». Идентификационные признаки ПО приведены в таблице 2. Уровень защиты программного обеспечения «высокий» в соответствии с Р 50.2.077-2014.
Таблица 2 - Идентификационные признаки ПО
| Идентификационные данные (признаки) | Значение |
| 1 | 2 |
| Идентификационное наименование ПО | CalcClients.dll |
| Номер версии (идентификационный номер) ПО | 1.0.0.0 |
| Цифровой идентификатор ПО | e55712d0b1b219065d63da949114dae4 |
| Алгоритм расчета цифрового идентификатора ПО | MD5 |
| Идентификационное наименование ПО | CalcLeakage.dll |
| Номер версии (идентификационный номер) ПО | 1.0.0.0 |
| Цифровой идентификатор ПО | b1959ff70be1eb17c83f7b0f6d4a132f |
| Алгоритм расчета цифрового идентификатора ПО | MD5 |
| Идентификационное наименование ПО | CalcLosses.dll |
| Номер версии (идентификационный номер) ПО | 1.0.0.0 |
| Цифровой идентификатор ПО | d79874d10fc2b156a0fdc27e1ca480ac |
| Алгоритм расчета цифрового идентификатора ПО | MD5 |
| Идентификационное наименование ПО | Metrology.dll |
| Номер версии (идентификационный номер) ПО | 1.0.0.0 |
| Цифровой идентификатор ПО | 52e28d7b608799bb3ccea41b548d2c83 |
| Алгоритм расчета цифрового идентификатора ПО | MD5 |
| Идентификационное наименование ПО | ParseBin.dll |
| Номер версии (идентификационный номер) ПО | 1.0.0.0 |
| Цифровой идентификатор ПО | 6f557f885b737261328cd77805bd1ba7 |
| Алгоритм расчета цифрового идентификатора ПО | MD5 |
| 1 | 2 |
| Идентификационное наименование ПО | ParseIEC.dll |
| Номер версии (идентификационный номер) ПО | 1.0.0.0 |
| Цифровой идентификатор ПО | 48e73a9283d1e66494521f63d00b0d9f |
| Алгоритм расчета цифрового идентификатора ПО | MD5 |
| Идентификационное наименование ПО | ParseModbus.dll |
| Номер версии (идентификационный номер) ПО | 1.0.0.0 |
| Цифровой идентификатор ПО | c391d64271acf4055bb2a4d3fe1f8f48 |
| Алгоритм расчета цифрового идентификатора ПО | MD5 |
| Идентификационное наименование ПО | ParsePiramida.dll |
| Номер версии (идентификационный номер) ПО | 1.0.0.0 |
| Цифровой идентификатор ПО | ecf532935ca1a3fd3215049af1fd979f |
| Алгоритм расчета цифрового идентификатора ПО | MD5 |
| Идентификационное наименование ПО | SynchroNSI.dll |
| Номер версии (идентификационный номер) ПО | 1.0.0.0 |
| Цифровой идентификатор ПО | 530d9b0126f7cdc23ecd814c4eb7ca09 |
| Алгоритм расчета цифрового идентификатора ПО | MD5 |
| Идентификационное наименование ПО | VerifyTime.dll |
| Номер версии (идентификационный номер) ПО | 1.0.0.0 |
| Цифровой идентификатор ПО | 1ea5429b261fb0e2884f5b356a1d1e75 |
| Алгоритм расчета цифрового идентификатора ПО | MD5 |
приведены в таблицах 3 и 4.
Таблица 3 - Метрологические характеристики АИИС КУЭ
| I, % от !ном | Коэффициент мощности | ИК №1, ИК №3 №5, ИК №7 - И | - ИК К №10 | ИК №2 | ИК №6 | |||||
| Я A OWc , % | Я A °w , % | Я p °w , % | A Owe , % | A OW , % | я P Ow , % | A , % | O % , | я P Ow , % | ||
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | 8 | 9 | 10 | 11 |
| 2 | 0,50 | - | - | - | ±1,8 | ±2,0 | ±2,1 | - | - | - |
| 2 | 0,80 | - | - | - | ±1,2 | ±1,4 | ±2,3 | - | - | - |
| 2 | 0,87 | - | - | - | ±1,1 | ±1,3 | ±2,5 | - | - | - |
| 2 | 1,00 | - | - | - | ±0,9 | ±1,2 | - | - | - | - |
| 5 | 0,50 | ±5,4 | ±5,5 | ±3,1 | ±1,3 | ±1,4 | ±1,9 | ±5,4 | ±5,4 | ±2,7 |
| 5 | 0,80 | ±2,9 | ±3,0 | ±4,7 | ±0,9 | ±1,1 | ±2,1 | ±2,9 | ±2,9 | ±4,5 |
| 5 | 0,87 | ±2,5 | ±2,6 | ±5,7 | ±0,8 | ±1,1 | ±2,1 | ±2,5 | ±2,6 | ±5,6 |
| 5 | 1,00 | ±1,8 | ±1,9 | - | ±0,6 | ±0,8 | - | ±1,8 | ±1,8 | - |
| 20 | 0,50 | ±2,9 | ±3,0 | ±2,1 | ±0,9 | ±1,2 | ±1,7 | ±2,9 | ±3,0 | ±1,6 |
| 20 | 0,80 | ±1,6 | ±1,8 | ±2,8 | ±0,6 | ±1,0 | ±1,8 | ±1,6 | ±1,7 | ±2,5 |
| 20 | 0,87 | ±1,4 | ±1,6 | ±3,3 | ±0,6 | ±0,9 | ±1,8 | ±1,4 | ±1,5 | ±3,0 |
| 20 | 1,00 | ±1,1 | ±1,2 | - | ±0,5 | ±0,7 | - | ±1,1 | ±1,1 | - |
| 100, 120 | 0,50 | ±2,2 | ±2,3 | ±1,9 | ±0,9 | ±1,2 | ±1,7 | ±2,2 | ±2,2 | ±1,3 |
| 100, 120 | 0,80 | ±1,2 | ±1,4 | ±2,4 | ±0,6 | ±1,0 | ±1,8 | ±1,2 | ±1,3 | ±1,9 |
| 100, 120 | 0,87 | ±1,1 | ±1,3 | ±2,7 | ±0,6 | ±0,9 | ±1,8 | ±1,1 | ±1,2 | ±2,3 |
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | 8 | 9 | 10 | 11 |
| 100, 120 | 1,00 | ±0,9 | ±1,0 | - | ±0,5 | ±0,7 | - | ±0,9 | ±0,9 | - |
| П Н ИЛГШ.41 П относител S при вероя мощности S ности Р=0 рабочих у S ности Р= ности в р | римечания ормальные условия измерений - по ГОСТ Р 52320-2005, ГОСТ Р 52323-2005, 1152.145ТУ ределы допускаемого значения поправки часов счетчиков электрической энергии гьно шкалы времени UTC(SU) не более ±5 с \¥оА - доверительные границы допускаемой основной относительной погрешности [тности Р=0,95 при измерении активной электрической энергии и активной средней I WA - доверительные границы допускаемой относительной погрешности при вероят-,95 при измерении активной электрической энергии и активной средней мощности в словиях применения WP - доверительные границы допускаемой относительной погрешности при вероят-,95 при измерении реактивной электрической энергии и реактивной средней мощ-1бочих условиях применения | |||||||||
Таблица 4 - Основные технические характеристики АИИС КУЭ
| Наименование | Значение |
| Количество измерительных каналов (ИК) | 10 |
| Период измерений активной и реактивной средней электрической энергии, мин | 30 |
| Период сбора данных со счетчиков электрической энергии, минут | 30 |
| Формирование XML-файла для передачи внешним системам | автоматическое |
| Формирование базы данных с результатами измерений | автоматическое |
| Глубина хранения результатов измерений в базе данных ИВК, лет, не менее | 3,5 |
| Глубина хранения результатов измерений в ИИК ТИ, суток, не менее | 90 |
| Ведение журналов событий ИВК и ИИК ТИ | автоматическое |
| Температура окружающего воздуха для: | |
| измерительных трансформаторов, °С | от -45 до +40 |
| счетчиков, связующих компонентов, °С | от 0 до +40 |
| оборудования ИВК, °С | от +10 до +35 |
| Частота сети, Гц | от 49,5 до 50,5 |
| Напряжение сети питания, % от ином | от 90 до 110 |
| Индукция внешнего магнитного поля, мТл, не более | 0,5 |
| Допускаемые значения информативных параметров: | |
| ток, % от 1ном | от 2 до 120 |
| напряжение, % от ином | от 90 до 110; |
| коэффициент мощности, cos ф | 0,5 инд. -1,0 - 0,5 емк. |
наносится на титульный лист формуляра 10.04.00ФО «Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии периметра генерации филиала ОАО «ТГК-16» - «Нижнекамская ТЭЦ» (ПТК-1). Формуляр».
Комплектность АИИС КУЭ приведена в таблице 5.
| Наименование | Тип, модификация | Кол-во, шт. |
| Трансформаторы тока | ТТТТВ-15 | 4 |
| Трансформаторы тока | ТШЛ-20 | 15 |
| Трансформаторы тока | ТШЛ-10У3 | 2 |
| Трансформаторы тока | ТШЛ | 3 |
| Трансформаторы напряжения | ЗНОМ-15-63 | 24 |
| Трансформаторы напряжения | ЗНОМ-15-63М | 3 |
| Трансформаторы напряжения | ЗНОЛ | 3 |
| Счетчик электрической энергии многофункциональный | СЭТ-4ТМ.03М | 9 |
| Счетчик электрической энергии многофункциональный | СЭТ-4ТМ.03 | 1 |
| Устройство синхронизации времени | УСВ-2 | 1 |
| Комплекс информационно-вычислительный | ИКМ-Пирамида | 1 |
| Система автоматизированная информационноизмерительная коммерческого учета электроэнергии периметра генерации филиала ОАО «ТГК-16» - «Нижнекамская ТЭЦ» (ПТК-1). Формуляр | 10.04.00ФО | 1 |
| Система автоматизированная информационноизмерительная коммерческого учета электроэнергии периметра генерации филиала ОАО «ТГК-16» - «Нижнекамская ТЭЦ» (ПТК-1). Методика поверки | МП-117-ВА^и.310556-2017 | 1 |
осуществляется по документу МП-117-RA.RU.310556-2017 «Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии периметра генерации филиала ОАО «ТГК-16» - «Нижнекамская ТЭЦ» (ПТК-1). Методика поверки», утвержденному ФГУП «СНИИМ» 23 ноября 2017 г.
Основные средства поверки:
- в соответствии с «Методикой выполнения измерений параметров вторичных цепей измерительных трансформаторов тока и напряжения», аттестованной ФГУП «СНИИМ» 24 апреля 2014 г. (регистрационный № ФР.1.34.2014.17814);
- NTP серверы, работающие от рабочих шкал Государственного первичного эталона времени, частоты и национальной шкалы времени, вторичных эталонов ВЭТ 1-5 или ВЭТ 1-7;
- для измерительных трансформаторов тока - в соответствии с ГОСТ 8.217;
- для измерительных трансформаторов напряжения - в соответствии с ГОСТ 8.216;
- для счетчиков электрической энергии СЭТ-4ТМ.03М - в соответствии с методикой поверки ИЛГШ.411152.145РЭ1, утвержденной ФБУ «Нижегородский ЦСМ» в мае 2012 г.;
- для счетчиков электрической энергии СЭТ-4ТМ.03 - в соответствии с методикой поверки ИЛГШ.411152.124РЭ1, утвержденной ФБУ «Нижегородский ЦСМ» в сентябре 2004 г.;
- для комплекса измерительно-вычислительного «ИКМ-Пирамида» - в соответствии с методикой поверки ВЛСТ 230.00.000И1, утвержденной ФГУП «ВНИИМС» в апреле 2005 г.
- для устройства синхронизации времени УСВ-2 - в соответствии с методикой поверки ВЛСТ 237.00.001И1, утвержденной ФГУП «ВНИИФТРИ» в августе 2009 г.
Допускается применение аналогичных средств поверки, обеспечивающих определение метрологических характеристик АИИС КУЭ с требуемой точностью.
Знак поверки наносится на свидетельство о поверке.
приведены в «Методика измерений электрической энергии с использованием системы автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии периметра генерации филиала ОАО «ТГК-16» - «Нижнекамская ТЭЦ» (ПТК-1)» Свидетельство
об аттестации методики измерений № 366-RA.RU.311735-2017 от 07 декабря 2017 г.
Нормативные документы, устанавливающие требования к системе автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии периметра генерации филиала ОАО «ТГК-16» - «Нижнекамская ТЭЦ» (ПТК-1)
ГОСТ 22261-94 средства измерений электрических и магнитных величин. Общие технические условия
ГОСТ Р 8.596-2002 Метрологическое обеспечение измерительных систем. Основные положения
| Зарегистрировано поверок | 13 |
| Поверителей | 4 |
| Актуальность данных | 21.11.2024 |
