| Номер в госреестре | 83667-21 |
| Наименование СИ | Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии АИИС КУЭ ЕНЭС ПС 220 кВ Котельниково |
| Обозначение типа СИ | Обозначение отсутствует |
| Изготовитель | Публичное акционерное общество "Федеральная сетевая компания Единой энергетической системы" (ПАО "ФСК ЕЭС"), г. Москва |
| Год регистрации | 2021 |
| МПИ (интервал между поверками) | 4 года |
| Описание типа | скачать |
| Методика поверки | скачать |
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии АИИС КУЭ ЕНЭС ПС 220 кВ Котельниково (далее по тексту - АИИС КУЭ) предназначена для измерений активной и реактивной электроэнергии, сбора, обработки, хранения и передачи полученной информации.
АИИС КУЭ представляет собой многофункциональную многоуровневую автоматизированную систему с централизованным управлением и распределенной функцией измерения.
АИИС КУЭ включают в себя следующие уровни.
Первый уровень - измерительно-информационные комплексы (ИИК), включающие измерительные трансформаторы тока (ТТ), измерительные трансформаторы напряжения (ТН), счетчики активной и реактивной электроэнергии (счетчики), вторичные измерительные цепи и технические средства приема-передачи данных.
Второй уровень - информационно-вычислительный комплекс электроустановки (ИВКЭ), включающий устройство сбора и передачи данных (УСПД), устройство синхронизации системного времени (УССВ), технические средства приема-передачи данных, каналы связи для обеспечения информационного взаимодействия между уровнями системы, коммутационное оборудование.
Третий уровень - информационно-вычислительный комплекс (ИВК) АИИС КУЭ ЕНЭС, включающий центры сбора и обработки данных (ЦСОД) Исполнительного аппарата (ИА) и Магистральных электрических сетей (МЭС), УССВ, автоматизированные рабочие места (АРМ), каналообразующую аппаратуру, средства связи и приема-передачи данных.
АИИС КУЭ обеспечивает выполнение следующих функций:
- сбор информации о результатах измерений активной и реактивной электрической энергии;
- синхронизация времени компонентов АИИС КУЭ с помощью системы обеспечения единого времени (СОЕВ), соподчиненной национальной шкале координированного времени UTC (SU);
- хранение информации по заданным критериям;
- доступ к информации и ее передача в организации-участники оптового рынка электроэнергии и мощности (ОРЭМ).
Первичные токи и напряжения преобразуются измерительными трансформаторами в аналоговые унифицированные сигналы, которые по кабельным линиям связи поступают на входы счетчика электроэнергии, где производится измерение мгновенных и средних значений активной и реактивной мощности. На основании средних значений мощности измеряются приращения электроэнергии за интервал времени 30 мин.
УСПД автоматически проводит сбор результатов измерений и состояния средств измерений со счетчиков электрической энергии (один раз в 30 минут) по проводным линиям связи (интерфейс RS-485).
Сервер сбора ИВК АИИС КУЭ единой национальной (общероссийской) электрической сети (далее по тексту - ЕНЭС) автоматически опрашивает УСПД. Опрос УСПД выполняется с помощью выделенного канала (основной канал связи), присоединенного к единой цифровой сети связи электроэнергетики (ЕЦССЭ). При отказе основного канала связи опрос УСПД выполняется по резервному каналу связи.
По окончании опроса сервер сбора автоматически производит обработку измерительной информации (умножение на коэффициенты трансформации) и передает полученные данные в сервер баз данных ИВК. В сервере баз данных ИВК информация о результатах измерений приращений потребленной электрической энергии автоматически формируется в архивы и сохраняется на глубину не менее 3,5 лет по каждому параметру.
Один раз в сутки оператор ИВК АИИС КУЭ ЕНЭС формирует файл отчета с результатами измерений, в формате ХМЬ и передает его в ПАК АО «АТС» и в АО «СО ЕЭС» и смежным субъектам ОРЭМ посредством электронной почты с использованием электронно -цифровой подписи.
Каналы связи не вносят дополнительных погрешностей в измеренные значения энергии и мощности, которые передаются от счетчиков в ИВК, поскольку используется цифровой метод передачи данных.
СОЕВ функционирует на всех уровнях АИИС КУЭ. В состав ИВК входит УССВ ИВК, принимающее сигналы точного времени от спутниковых навигационных систем. УССВ ИВК обеспечивает автоматическую непрерывную синхронизацию часов сервера сбора ИВК с национальной шкалой РФ координированного времени UTC (SU).
УССВ ИВК выполняет функцию источника точного времени для уровня ИВКЭ. УСПД оснащено собственным резервным устройством синхронизации системного времени, принимающим сигналы точного времени национальной шкалы РФ координированного времени UTC (SU) от спутниковых навигационных систем. Переключение на резервный источник точного времени в УСПД происходит автоматически/вручную при отсутствии связи с УССВ ИВК. Коррекция часов УСПД проводится при расхождении времени УСПД и времени национальной шкалы РФ координированного времени UTC (SU) более чем на 1 с, с интервалом проверки текущего времени не более 60 мин.
В процессе сбора информации со счетчиков с периодичностью один раз в 30 минут УСПД автоматически выполняет проверку текущего времени в счетчиках электрической энергии, и, в случае расхождения более чем 2 с, автоматически выполняет синхронизацию текущего времени в счетчиках электрической энергии.
СОЕВ обеспечивает синхронизацию времени компонентов АИИС КУЭ от источника точного времени, регистрацию даты, времени событий с привязкой к ним данных измерений количества электрической энергии с точностью ±5 с.
Нанесение знака поверки на средство измерений не предусмотрено. Нанесение заводского номера на средство измерений не предусмотрено. Заводской номер указывается в формуляре АИИС КУЭ.
В АИИС КУЭ используется специализированное программное обеспечение автоматизированной информационно-измерительной системы коммерческого учета электроэнергии ЕНЭС (Метроскоп) (далее по тексту - СПО АИИС КУЭ ЕНЭС (Метроскоп)). СПО АИИС КУЭ ЕНЭС (Метроскоп) используется при учете электрической энергии и обеспечивает обработку, организацию учета и хранения результатов измерений, а также их отображение, распечатку с помощью принтера и передачу в форматах, предусмотренных регламентом оптового рынка электроэнергии.
Идентификационные данные СПО АИИС КУЭ ЕНЭС (Метроскоп), установленного в ИВК, указаны в таблице 1.
Таблица 1 - Идентификационные данные программного обеспечения
| Идентификационные данные (признаки) | Значение |
| Идентификационное наименование ПО | СПО АИИС КУЭ ЕНЭС (Метроскоп) |
| Номер версии (идентификационный номер) ПО | не ниже 1.0.0.4 |
| Цифровой идентификатор ПО | 26B5C91CC43 C05945AF7A39C9EBFD218 |
| Другие идентификационные данные (если имеются) | DataServer. exe, DataServer_USPD. exe |
Уровень защиты программного обеспечения «высокий» в соответствии с Р 50.2.077-2014.
| Таблица 2 - Состав ИК АИ | ИС КУЭ | ||||
| Состав ИК АИ | ИС КУЭ | ||||
| № ИК | Наименование ИК | Трансформатор тока | Трансформатор напряжения | Счетчик электрической энергии | УСПД УССВ ИВКЭ УССВ ИВК |
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 |
| 1 | ВЛ 220 кВ Ростовская АЭС - Котельниково | ТГФМ-220 кл.т. 0,2S Ктт = 600/5 рег. № 52260-12 | НКФ-220-58 кл.т. 0,5 Ктн = (220000/V3)/(100/V3) рег. № 14626-00 | EPQS кл.т. 0,2S/0,5 рег. № 25971-06 | TC16L рег. № 36643-07 РСТВ-01 рег. № 40586-09 РСТВ-01 рег. № 40586-12 |
| 2 | ВЛ 220 кВ Заливская -Котельниково | ТФНД-220-1 кл.т. 0,5 Ктт = 600/1 рег. № 3694-73 | НКФ 220-58 кл.т. 0,5 Ктн = (220000/V3)/(100/V3) рег. № 78970-20 | Альфа А1800 кл.т. 0,2S/0,5 рег. № 31857-20 | |
| 3 | Ввод 220 кВ АТ-3 | ТГФМ-220 кл.т. 0,2S Ктт = 200/5 рег. № 52260-12 | НКФ-220-58 кл.т. 0,5 Ктн = (220000/V3)/(100/V3) рег. № 14626-00 | EPQS кл.т. 0,2S/0,5 рег. № 25971-06 | |
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 |
| 4 | ВЛ 110 кВ Караичевская c отпайкой на ПС Пимено-Черни (ВЛ 110 кВ Караичевская-1) | ТГФМ-110 кл.т. 0,2S Ктт = 200/1 рег. № 52261-12 | НКФ 110-57 кл.т. 0,5 Ктн = (110000/V3)/(100/V3) рег. № 80014-20 ф. А, С НКФ110-83У1 кл.т. 0,5 Ктн = (110000/V3)/(100/V3) рег. № 1188-84 ф. В | Альфа А1800 кл.т. 0,2S/0,5 рег. № 31857-20 | TC16L рег. № 36643-07 РСТВ-01 рег. № 40586-09 РСТВ-01 рег. № 40586-12 |
| 5 | ВЛ 110 кВ Котельниково -Караичевская (ВЛ 110 кВ Караичевская-2) | ТГФМ-110 кл.т. 0,2S Ктт = 200/1 рег. № 52261-12 | НКФ 110-57 кл.т. 0,5 Ктн = (110000/V3)/(100/V3) рег. № 80014-20 | Альфа А1800 кл.т. 0,2S/0,5 рег. № 31857-20 | |
| 6 | ВЛ 110 кВ Котельниково -ЭЧЭ-25 РЖД №1 (ВЛ 110 кВ Тяговая 1) | ТГФМ-110 кл.т. 0,2S Ктт = 300/1 рег. № 52261-12 | НКФ 110-57 кл.т. 0,5 Ктн = (110000/V3)/(100/V3) рег. № 80014-20 ф. А, С НКФ11 0-83У1 кл.т. 0,5 Ктн = (110000/V3)/(100/V3) рег. № 1188-84 ф. В | Альфа А1800 кл.т. 0,2S/0,5 рег. № 31857-20 | |
| 7 | ВЛ 110 кВ Котельниково -ЭЧЭ-25 РЖД №2 (ВЛ 110 кВ Тяговая 2) | ТГФМ-110 кл.т. 0,2S Ктт = 300/1 рег. № 52261-12 | НКФ 110-57 кл.т. 0,5 Ктн = (110000/V3)/(100/V3) рег. № 80014-20 | Альфа А1800 кл.т. 0,2S/0,5 рег. № 31857-20 | |
| 8 | ВЛ 110 кВ Котельниково -Родина с отпайками (ВЛ 110 кВ Майоровская) | ТГФМ-110 кл.т. 0,2S Ктт = 200/1 рег. № 52261-12 | НКФ 110-57 кл.т. 0,5 Ктн = (110000/V3)/(100/V3) рег. № 80014-20 ф. А, С НКФ110-83У1 кл.т. 0,5 Ктн = (110000/V3)/(100/V3) рег. № 1188-84 ф. В | Альфа А1800 кл.т. 0,2S/0,5 рег. № 31857-20 |
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 |
| 9 | ВЛ 110 кВ Котельниково - ГОК | ТРГ-110-II кл.т. 0,2S Ктт = 750/1 рег. № 68633-17 | НКФ 110-57 кл.т. 0,5 Ктн = (110000/V3)/(100/V3) рег. № 80014-20 ф. А, С НКФ11 0-83У1 кл.т. 0,5 Ктн = (110000/V3)/(100/V3) рег. № 1188-84 ф. В | Альфа А1800 кл.т. 0,2S/0,5 рег. № 31857-20 | ТК16Ь рег. № 36643-07 РСТВ-01 рег. № 40586-09 РСТВ-01 рег. № 40586-12 |
| 10 | ВЛ 110 кВ Котельниково -Вишнёвая (ВЛ 110 кВ Вишневая) | ТГФМ-110 кл.т. 0,2S Ктт = 200/1 рег. № 52261-12 | НКФ 110-57 кл.т. 0,5 Ктн = (110000/V3)/(100/V3) рег. № 80014-20 | Альфа А1800 кл.т. 0,2S/0,5 рег. № 31857-20 | |
| 11 | ОВ 110 кВ | ТГФМ-110 кл.т. 0,5S Ктт = 500/1 рег. № 52261-12 | НКФ 110-57 кл.т. 0,5 Ктн = (110000/V3)/(100/V3) рег. № 80014-20 ТН-1-110 ф. А, С НКФ110-83У1 кл.т. 0,5 Ктн = (110000/V3)/(100/V3) рег. № 1188-84 ТН-1-110 ф. В НКФ 110-57 кл.т. 0,5 Ктн = (110000/V3)/(100/V3) рег. № 80014-20 ТН-2-110 ф.А, В, С | Альфа А1800 кл.т. 0,2S/0,5 рег. № 31857-20 | |
| Примечания 1 Допускается замена измерительных трансформаторов, счетчиков, УСПД, УССВ на аналогичные утвержденных типов с метрологическими характеристиками не хуже, чем у перечисленных в таблице 2 и в других разделах описания типа, при условии, что владелец АИИС КУЭ не претендует на улучшение указанных в таблице 3 метрологических характеристик. Замена оформляется техническим актом в установленном владельцем порядке с внесением изменений в эксплуатационные документы. Технический акт хранится совместно с эксплуатационными документами на АИИС КУЭ как их неотъемлемая часть. 2 Виды измеряемой электроэнергии для всех ИК, перечисленных в таблице 2, -активная, реактивная. | |||||
| Номер ИК | cos9 | Границы интервала допускаемой относительной погрешности ИК при измерении активной электрической энергии в нормальных условиях (±5), %, при доверительной вероятности, равной 0,95 | |||
| §1(2)%, | §5 %, | §20 %, | §100 %, | ||
| I1(2)% Л I изм< I 5 % | I5 %Л изм< 20 % | I 2 0 % Л НН и W м < 1 0 0 % 6х | I100 %ЛIизмЛI 120% | ||
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 |
| 1, 3 - 10 (Счетчик 0,2S; ТТ 0,2S; ТН 0,5) | 1,0 | 1,1 | 0,8 | 0,7 | 0,7 |
| 0,8 | 1,3 | 1,0 | 0,9 | 0,9 | |
| 0,5 | 2,1 | 1,7 | 1,4 | 1,4 | |
| 2 (Счетчик 0,2S; ТТ 0,5; ТН 0,5) | 1,0 | - | 1,8 | 1,1 | 0,9 |
| 0,8 | - | 2,8 | 1,6 | 1,2 | |
| 0,5 | - | 5,4 | 2,9 | 2,2 | |
| 11 (Счетчик 0,2S; ТТ 0,5S; ТН 0,5) | 1,0 | 1,8 | 1,1 | 0,9 | 0,9 |
| 0,8 | 2,5 | 1,6 | 1,2 | 1,2 | |
| 0,5 | 4,8 | 3,0 | 2,2 | 2,2 | |
| Номер ИК | cos9 | Границы интервала допускаемой относительной погрешности ИК при измерении реактивной электрической энергии в нормальных условиях (±5), %, при доверительной вероятности, равной 0,95 | |||
| §2%, | §5 %, | §20 %, | §100 %, | ||
| I 2 % 1Л I к W м < I 5 % 6х | I5 %Л изм< 20 % | I20 %ЛIизм<I 100% | I100 %ЛIизмЛI 120% | ||
| 1, 3 - 10 (Счетчик 0,5; ТТ 0,2S; ТН 0,5) | 0,8 | 2,0 | 1,6 | 1,3 | 1,3 |
| 0,5 | 1,6 | 1,1 | 1,0 | 1,0 | |
| 2 (Счетчик 0,5; ТТ 0,5; ТН 0,5) | 0,8 | - | 4,6 | 2,8 | 2,3 |
| 0,5 | - | 2,8 | 1,9 | 1,7 | |
| 11 (Счетчик 0,5; ТТ 0,5S; ТН 0,5) | 0,8 | 4,0 | 2,5 | 1,9 | 1,9 |
| 0,5 | 2,4 | 1,5 | 1,2 | 1,2 | |
| Номер ИК | cos9 | Границы интервала допускаемой относительной погрешности ИК при измерении активной электрической энергии в рабочих условиях (±5), %, при доверительной вероятности, равной 0,95 | |||
| 51(2)%, | 55 %, | 520 %, | 5ю0 %, | ||
| I1(2)% Л I изм< I 5 % | I5 %Л изм< 20 % | I 2 0 % Л нн и W м < 1 0 0 % 6х | I100 %Л1измЛ1 120% | ||
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 |
| 1, 3 - 10 (Счетчик 0,2S; ТТ 0,2S; ТН 0,5) | 1,0 | 1,3 | 1,0 | 0,9 | 0,9 |
| 0,8 | 1,5 | 1,2 | 1,1 | 1,1 | |
| 0,5 | 2,2 | 1,8 | 1,6 | 1,6 | |
| 2 (Счетчик 0,2S; ТТ 0,5; ТН 0,5) | 1,0 | - | 1,8 | 1,1 | 0,9 |
| 0,8 | - | 2,8 | 1,6 | 1,2 | |
| 0,5 | - | 5,4 | 2,9 | 2,2 | |
| 11 (Счетчик 0,2S; ТТ 0,5S; ТН 0,5) | 1,0 | 1,9 | 1,2 | 1,0 | 1,0 |
| 0,8 | 2,6 | 1,7 | 1,4 | 1,4 | |
| 0,5 | 4,8 | 3,0 | 2,3 | 2,3 | |
| Номер ИК | cos9 | Границы интервала допускаемой относительной погрешности ИК при измерении реактивной электрической энергии в рабочих условиях (±5), %, при доверительной вероятности, равной 0,95 | |||
| 52%, | 55 %, | 520 %, | 5ю0 %, | ||
| I 2 % 1Л I к W м < I 5 % 6х | I5 %Л изм<I 20 % | I20 %ЛIизм<I 100% | 1I 0 0 % Л НН и з м Л 1 2 0 % 6х | ||
| 1, 3 - 10 (Счетчик 0,5; ТТ 0,2S; ТН 0,5) | 0,8 | 2,4 | 2,1 | 1,9 | 1,9 |
| 0,5 | 2,0 | 1,7 | 1,6 | 1,6 | |
| 2 (Счетчик 0,5; ТТ 0,5; ТН 0,5) | 0,8 | - | 4,6 | 2,8 | 2,3 |
| 0,5 | - | 2,8 | 1,9 | 1,7 | |
| 11 (Счетчик 0,5; ТТ 0,5S; ТН 0,5) | 0,8 | 4,2 | 2,9 | 2,3 | 2,3 |
| 0,5 | 2,7 | 2,0 | 1,7 | 1,7 | |
| Пределы допускаемой абсолютной погрешности смещения шкалы времени компонентов АИИС КУЭ, входящих в состав СОЕВ, относительно шкалы времени UTC (SU), (±Л), с | |||||
| Примечания 1 Границы интервала допускаемой относительной погрешности 81(2)%p для соБф=1,0 нормируются от 11%, границы интервала допускаемой относительной погрешности 51(2)%p и §2%Q для COSф<1,0 нормируются от 12%. 2 Метрологические характеристики ИК даны для измерений электроэнергии и средней мощности (получасовой). | |||||
| Наименование характеристики | Значение |
| 1 | 2 |
| Нормальные условия: | |
| параметры сети: | |
| - напряжение, % от ином | от 99 до 101 |
| - ток, % от 1ном | от 1(5) до 120 |
| - коэффициент мощности | 0,87 |
| - частота, Гц | от 49,85 до 50,15 |
| температура окружающей среды, °C: | |
| - для счетчиков электроэнергии | от +21 до +25 |
| Условия эксплуатации: | |
| параметры сети: | |
| - напряжение, % от ином | от 90 до 110 |
| - ток, % от 1ном | от 1(5) до 120 |
| - коэффициент мощности, не менее | 0,5 |
| - частота, Гц | от 49,6 до 50,4 |
| диапазон рабочих температур окружающей среды, °C: | |
| - для ТТ и ТН | от -40 до +40 |
| - для счетчиков | от +10 до +30 |
| - для УСПД, УССВ ИВКЭ | от +10 до +30 |
| - для сервера, УССВ ИВК | от +18 до +24 |
| Надежность применяемых в АИИС КУЭ компонентов: | |
| счетчики электроэнергии Альфа А1800: | |
| - средняя наработка до отказа, ч, не менее | 120000 |
| - среднее время восстановления работоспособности, ч | 72 |
| счетчики электроэнергии EPQS: | |
| - средняя наработка на отказ, ч, не менее | 70000 |
| - среднее время восстановления работоспособности, ч | 72 |
| УСПД ТК16Ь: | |
| - средняя наработка на отказ, ч, не менее | 55000 |
| радиосервер точного времени РСТВ-01: | |
| - средняя наработка на отказ, ч, не менее | 55000 |
| Глубина хранения информации | |
| счетчики электроэнергии: | |
| - тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях, сут, | |
| не менее | 45 |
| УСПД: | |
| - суточные данные о тридцатиминутных приращениях | |
| электроэнергии по каждому каналу и электроэнергии, | |
| потребленной за месяц, сут, не менее | 45 |
| при отключенном питании, лет, не менее | 3 |
| ИВК: | |
| - результаты измерений, состояние объектов и средств измерений, | |
| лет, не менее | 3,5 |
Надежность системных решений:
- резервирование питания УСПД с помощью источника бесперебойного питания и устройства АВР;
- резервирование каналов связи: информация о результатах измерений может передаваться с помощью электронной почты и сотовой связи;
- в журналах событий счетчиков и УСПД фиксируются факты:
- параметрирования;
- пропадания напряжения;
- коррекция шкалы времени.
Защищенность применяемых компонентов:
- наличие механической защиты от несанкционированного доступа и пломбирование:
- счетчиков электроэнергии;
- промежуточных клеммников вторичных цепей напряжения;
- испытательной коробки;
- УСПД.
- наличие защиты на программном уровне:
- пароль на счетчиках электроэнергии;
- пароль на УСПД;
- пароли на сервере, предусматривающие разграничение прав доступа к измерительным данным для различных групп пользователей.
Возможность коррекции шкалы времени в:
- счетчиках электроэнергии (функция автоматизирована);
- УСПД (функция автоматизирована).
наносится на титульный лист формуляра АИИС КУЭ типографским способом.
Таблица 5 - Комплектность средства измерений
| Наименование | Обозначение | Количество |
| Трансформатор тока | ТГФМ-220 | 6 шт. |
| Трансформатор тока | ТФНД-220-1 | 3 шт. |
| Трансформатор тока | ТГФМ-110 | 21 шт. |
| Трансформатор тока | ТРГ-110-II | 3 шт. |
| Трансформатор напряжения | НКФ-220-58 | 3 шт. |
| Трансформатор напряжения | НКФ 220-58 | 3 шт. |
| Трансформатор напряжения | НКФ 110-57 | 5 шт. |
| Трансформатор напряжения | НКФ110-83У1 | 1 шт. |
| Счетчик электрической энергии многофункциональный | EPQS | 2 шт. |
| Счетчик электрической энергии многофункциональный | Альфа А1800 | 9 шт. |
| Устройство сбора и передачи данных | ТК16Ь | 1 шт. |
| Радиосервер точного времени | РСТВ-01 | 2 шт. |
| Формуляр | АУВП.411711.ПТР.Ю04.318.ФО | 1 экз. |
приведены в документе «Методика измерений электрической энергии и мощности с использованием системы автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии АИИС КУЭ ЕНЭС ПС 220 кВ Котельниково», аттестованной ООО «ИЦ ЭАК», уникальный номер записи об аккредитации RA.RU.311298 в Реестре аккредитованных лиц.
Нормативные документы, устанавливающие требования к системе автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии АИИС КУЭ ЕНЭС ПС 220 кВ Котельниково
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
ГОСТ Р 8.596-2002 ГСИ. Метрологическое обеспечение измерительных систем. Основные положения
| Зарегистрировано поверок | 4 |
| Поверителей | 1 |
| Актуальность данных | 21.11.2024 |
