Заказать поверку
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии ООО "Ставролен"
ГРСИ 78116-20

Общество с ограниченной ответственностью
"Специализированное управление программ регионального развития"
ООО "СУПРР"
ИНН 7813337035 КПП 781301001 ОГРН 1057813279919
197198, Санкт-Петербург, ул. Шамшева, д. 8, лит. А, пом. 230
8(812)209-15-19
info@saprd.ru
ООО "СУПРР"
Санкт-Петербург
8(812)209-15-19
info@saprd.ru
Заказать
поверку данных СИ
в аккредитованной лаборатории
Заказать
поверку
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии ООО "Ставролен" , ГРСИ 78116-20
Номер госреестра:
78116-20
Наименование СИ:
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии ООО "Ставролен"
Обозначение типа:
Производитель:
ООО "Энергометрология", г.Москва
Межповерочный интервал:
4 года
Сведения о типе СИ:
Заводской номер
Заводской номер:
зав.№ 01
Описание типа:
Методика поверки:
-
Поверка<br>Аккредитованная лаборатория<br>8(812)209-15-19, info@saprd.ru
Поверка<br>Аккредитованная лаборатория<br>8(812)209-15-19, info@saprd.ru Поверка
Аккредитованная лаборатория
8(812)209-15-19, info@saprd.ru
×
К сожалению, комментарии пока что отсутствуют. Вы можете быть первым.
Оставить комментарий:

Описание типа средства измерения:
Читать в отдельном окне
Untitled document
Приложение к свидетельству № 77134
об утверждении типа средств измерений
Лист № 1
Всего листов 10
ОПИСАНИЕ ТИПА СРЕДСТВА ИЗМЕРЕНИЙ
Системаавтоматизированнаяинформационно-измерительнаякоммерческого
учета электроэнергии ООО «Ставролен»
Назначение средства измерений
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета
электроэнергии ООО «Ставролен» (далее по тексту - АИИС КУЭ) предназначена для
измерений активной и реактивной электроэнергии, сбора, обработки, хранения, формирования
отчетных документов и передачи полученной информации.
Описание средства измерений
АИИСКУЭпредставляетсобоймногофункциональную,двухуровневую
автоматизированную систему с централизованным управлением и распределенной функцией
измерения.
АИИС КУЭ включает в себя следующие уровни:
1-й уровень измерительно-информационные комплексы (ИИК), которые включают в
себя трансформаторы тока (ТТ), трансформаторы напряжения (ТН), счетчики активной и
реактивной электроэнергии, вторичные измерительные цепи и технические средства приема-
передачи данных;
2-й уровень информационно-вычислительный комплекс (ИВК), включающий в себя
сервер баз данных (СБД) Fujitsu Siemens RX300 (основной) и Fujitsu Siemens RX300
(резервный), устройство синхронизации системного времени УСВ-2 (УССВ), локально-
вычислительнуюсеть,программноеобеспечение(ПО)«С300»Landis+Gyr,
автоматизированные рабочие места, технические средства приема-передачи данных, каналы
связи для обеспечения информационного взаимодействия между уровнями системы,
технические средства для обеспечения локальной вычислительной сети (ЛВС) и разграничения
доступа к информации.
Первичные токи и напряжения преобразуются измерительными трансформаторами в
аналоговые унифицированные сигналы, которые по проводным линиям связи поступают на
соответствующие входы электронного счетчика электрической энергии. В счетчике мгновенные
значения аналоговых сигналов преобразуются 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. Измерительная
информация на выходе счетчика без учета коэффициента трансформации:
-
активная и реактивная электрическая энергия, как интеграл по времени от средней за
период 0,02
с
активной и реактивной мощности, соответственно, вычисляемая для интервалов
времени 30 мин;
-
средняя на интервале времени 30 мин активная (реактивная) электрическая
мощность.
Результаты измерений для каждого интервала измерения и 30-минутные данные
коммерческого учета соотнесены с текущим московским временем. Результаты измерений
передаются в целых числах кВт·ч.
Цифровой сигнал с выходов счетчиков при помощи технических средств приема-
передачи данных поступает на входы ИВК, где осуществляется вычисление электрической
энергии и мощности с учетом коэффициентов трансформации ТТ и ТН, хранение и передача
измерительной информации.
Лист № 2
Всего листов 10
ИВК АИИС КУЭ раз в сутки формирует и отправляет по выделенному каналу связи
отчеты в формате XML на автоматизированное рабочее место (АРМ) энергосбытовой
организации. АРМ энергосбытовой организации подписывает данные отчеты электронной
цифровой подписью (ЭЦП) и отправляет по каналу связи сети Интернет в АО «АТС»,
региональному филиалу АО «СО ЕЭС» и всем заинтересованным субъектам оптового рынка
электроэнергии и мощности (ОРЭМ).
АИИС КУЭ оснащена системой обеспечения единого времени (СОЕВ), созданной на
основе устройства синхронизации системного времени УСВ-2, принимающего сигналы точного
времениотспутниковглобальныхсистемпозиционирования(GPS/ГЛОНАСС)и
синхронизирующим собственное время по сигналам времени, получаемым от ГЛОНАСС/GPS-
приёмника. Измерение времени АИИС КУЭ происходит автоматически на всех уровнях
системы внутренними таймерами устройств, входящихвсистему.ЧасыИВК
синхронизированы со временем УСВ-2, корректировка часов ИВК выполняется при
расхождении времени часов ИВК и УСВ-2 на ±1 с. Сличение времени часов счетчиков с
временем часов ИВК происходит 1 раз в сутки, при расхождении времени часов счетчиков с
временем часов сервера на ±3 с выполняется их корректировка.
Журналы событий счетчика электрической энергии, сервера отражают: время (дата,
часы, минуты, секунды) до и после проведения процедуры коррекции часов устройств.
Программное обеспечение
В АИИС КУЭ используется ПО «С300» Landis + Gyr (версия не ниже 1.2). Уровень
защиты ПО от непреднамеренных и преднамеренных изменений соответствует уровню -
«высокий» в соответствии Р 50.2.077-2014. Идентификационные признаки ПО приведены в
таблице 1.
Значение
2
Tracer.exe
E0A18381CAC87713F96B7CFE21631A91
RTUProcessor400.exe
FAB18281440ADE6784DCC846EEDCD8AA
Таблица 1 – Идентификационные признаки ПО
Идентификационные признаки
1
Идентификационное наименование модулей ПО
Цифровой идентификатор ПО
Идентификационное наименование модулей ПО
Цифровой идентификатор ПО
Идентификационное наименование модулей ПО
RTUProcessor.exe
72B6C87A763898DD8EA5FF176E65260E
MonitorCenter.exe
30BFCF28269AA5D0D6056FED2B586E68
DataReplicator.exe
Цифровой идентификатор ПО
Идентификационное наименование модулей ПО
Цифровой идентификатор ПО
Идентификационное наименование модулей ПО
Цифровой идентификатор ПО
08B88D0CE04BB362DFB2C7BAE0472423
DataAnalyser.exe
F1368A8EB2AECB87C93B4B1EEB631E40
Container.exe
E61CD747C8FA9C5EA77018645EECEBD0
Идентификационное наименование модулей ПО
Цифровой идентификатор ПО
Идентификационное наименование модулей ПО
Цифровой идентификатор ПО
Идентификационное наименование модулей ПО
Aliens.dll
2D83F45AE9A18D7EA2E5B3A986EB4959
Auth.dll
0012596B71E943992B092A08EF34417F
DataCleaner.dll
Цифровой идентификатор ПО
Идентификационное наименование модулей ПО
Цифровой идентификатор ПО
Идентификационное наименование модулей ПО
Цифровой идентификатор ПО
Идентификационное наименование модулей ПО
Цифровой идентификатор ПО
9EBDCAC7F46C71E8D8C2B6C590749753
DataProfiler.dll
C6C14229716EFD63FD0FC0616409D160
Лист № 3
Всего листов 10
2
DataProvider.dll
0158B7B1791DD738D540C5D27A6B790A
EMFFLAG.dll
Продолжение таблицы 1
1
Идентификационное наименование модулей ПО
Цифровой идентификатор ПО
Идентификационное наименование модулей ПО
Цифровой идентификатор ПО
879F12F774A4E1AC2C8565EECBD83288
Exchanger.dll
595C8DAED010D91EDFDEC3E649D6C590
IEC1107.dll
77AA15336EA7C2FC3F1CE71E26AC7881
Идентификационное наименование модулей ПО
Цифровой идентификатор ПО
Идентификационное наименование модулей ПО
Цифровой идентификатор ПО
Идентификационное наименование модулей ПО
IECParser.dll
88AA8CFBE9D6A85E89CEB9731898145B
LUCA.DLL
E7B292A914497B1124673DE91AC5430E
Mailer.dll
Цифровой идентификатор ПО
Идентификационное наименование модулей ПО
Цифровой идентификатор ПО
Идентификационное наименование модулей ПО
Цифровой идентификатор ПО
Идентификационное наименование модулей ПО
Цифровой идентификатор ПО
Идентификационное наименование модулей ПО
Цифровой идентификатор ПО
Идентификационное наименование модулей ПО
Цифровой идентификатор ПО
Идентификационное наименование модулей ПО
Цифровой идентификатор ПО
Идентификационное наименование модулей ПО
Цифровой идентификатор ПО
Идентификационное наименование модулей ПО
Цифровой идентификатор ПО
B6B1B5FC3992C27CCE006D42A098ADDE
RepGen.dll
20F75F2146553A2EAE1DE4709F6CF565
script.dll
343741F1F9153DCF35F37DE317C72318
SCTM.dll
9AAE28CDC61CD090D7CCCC846335E5BF
SerialChannel.dll
C167771F5A08C45376590AC3F8ACB109
SLb.dll
02A1216ED408C826C7B1338C2977B264
TapiChannel.dll
0E5675675325966C9FC06753A2539B2C
Метрологические и технические характеристики
Состав измерительных каналов приведен в таблице 2.
Состав измерительного канала
Номер ИК
Наименование
измерительного
канала
Трансформатор
тока
Трансформатор
напряжения
Счетчик
электрической
энергии
УССВ /
Сервер
1
ПС 330 кВ
Прикумск, ОРУ
110 кВ, ВЛ 110
кВ Прикумск -
ГПП (ВЛ-110
кВ Л-212)
TGN145N
750/1, КТ 0,2S
Рег. № 30489-09
НКФ-110-57 У1
110000:√3/100:√3
КТ 0,5
Рег. № 14205-94
ZMD405CT44.0257.00
КТ 0,5S/1,0
Рег. № 22422-02
УСВ-2,
рег.№ 41681-10
/ Fujitsu Siemens
RX300S7
Таблица 2 - Состав измерительных каналов АИИС КУЭ
1
2
3
4
56
Лист № 4
Всего листов 10
2
ПС 330 кВ
Прикумск, ОРУ
110 кВ, ВЛ 110
кВ Прикумск -
ГПП (ВЛ-110
кВ Л-213)
TGN145N
750/1, КТ 0,2S
Рег. № 30489-09
НКФ-110-83 У1
НКФ-110-57 У1
110000:√3/100:√3
КТ 0,5
Рег. № 1188-84
Рег. № 14205-94
ZMD405CT44.0257.00
КТ 0,5S/1,0
Рег. № 22422-02
3
ПС 330 кВ
Прикумск, ОРУ
110 кВ, ОМВ
110 кВ
ТФНД-110М-II
1500/1, КТ 0,5
Рег. № 2793-71
НКФ-110-83 У1
НКФ-110-57 У1
110000:√3/100:√3
КТ 0,5
Рег. № 1188-84
Рег. № 14205-94
ZMD405CT44.0257.00
КТ 0,5S/1,0
Рег. № 22422-02
4
ТПЛ-10 У3
50/5, КТ 0,5
Рег. № 1276-59
ЗНОЛ.06-10 У3
10000:√3/100:√3
КТ 0,5
Рег. № 3344-04
ZMD405CT44.0257.00
КТ 0,5S/1,0
Рег. № 22422-02
5
ТПЛ-10 У3
50/5, КТ 0,5
Рег. № 1276-59
ЗНОЛ.06-10 У3
10000:√3/100:√3
КТ 0,5
Рег. № 3344-04
ZMD405CT44.0257.00
КТ 0,5S/1,0
Рег. № 22422-02
6
ТЛМ-10-2 У3
100/5, КТ 0,5
Рег. № 2473-00
НТМИ-10-66 У3
10000/100
КТ 0,5
Рег. № 831-69
ZMD405CT44.0257.00
КТ 0,5S/1,0
Рег. № 22422-02
7
ПС ГПП 1 СШ
ТПШЛ-10
3000/5, КТ 0,5
Рег. № 1423-60
НТМИ-10-66 У3
10000/100
КТ 0,5
Рег. № 831-69
ZMD405CT44.0257.00
КТ 0,5S/1,0
Рег. № 22422-02
8
ПС ГПП 2 СШ
ТПШЛ-10
3000/5, КТ 0,5
Рег. № 1423-60
НТМИ-10-66 У3
10000/100
КТ 0,5
Рег. № 831-69
ZMD405CT44.0257.00
КТ 0,5S/1,0
Рег. № 22422-02
9
ПС ГПП 3 СШ
ТПШЛ-10
3000/5, КТ 0,5
Рег. № 1423-60
НТМИ-10-66 У3
10000/100
КТ 0,5
Рег. № 831-69
ZMD405CT44.0257.00
КТ 0,5S/1,0
Рег. № 22422-02
УСВ-2, рег. № 41681-10
/ Fujitsu Siemens RX300S7
Продолжение таблицы 2
123456
РП-10 ФГУП
СКВК
"Буденновский
горводоканал"
РУ-10кВ I СШ
яч.1а
РП-10 ФГУП
СКВК
"Буденновский
горводоканал"
РУ-10кВ II СШ
яч.16
ПС 110кВ
"Почтовый
ящик-17/9"
(ЯП-17/9), РУ-
10кВ, яч.№6,
КЛ-10кВ
фид.262
Лист № 5
Всего листов 10
10
ПС ГПП 4 СШ
ТПШЛ-10
3000/5, КТ 0,5
Рег. № 1423-60
НТМИ-10-66 У3
10000/100
КТ 0,5
Рег. № 831-69
ZMD405CT44.0257.00
КТ 0,5S/1,0
Рег. № 22422-02
11
КТП-4/6 10кВ,
РУ-0,4кВ, яч.7
КЛ-0,4кВ ООО
"БГПБС"
Т-0,66У3
50/5, КТ 0,5S
Рег. № 29482-07
-
ZMD405CT44.0257.00
КТ 0,5S/1,0
Рег. № 22422-02
12
ТП №63 10кВ,
РУ-0,4кВ ввод
0,4кВ ГК
"Строитель"
Т-0,66У3
100/5, КТ 0,5S
Рег. № 29482-07
-
ZMD405CT44.0257.00
КТ 0,5S/1,0
Рег. № 22422-02
13
КТП-4/6 10кВ,
РУ-0,4кВ, яч.5
КЛ-0,4кВ ГК
"Кристалл"
Т-0,66У3
100/5, КТ 0,5S
Рег. № 29482-07
-
ZMD405CT44.0257.00
КТ 0,5S/1,0
Рег. № 22422-02
14
КТП №60
10кВ, РУ-0,4кВ
ввод 0,4кВ В/ч
52380
Т-0,66У3
400/5, КТ 0,5S
Рег. № 22656-02
-
ZMD405CT44.0257.00
КТ 0,5S/1,0
Рег. № 22422-02
15
ТП-101 10кВ
РУ-0,4кВ яч.7
КЛ-0,4кВ Ф-7
ООО "Агат"
Т-0,66У3
100/5, КТ 0,5S
Рег. № 22656-02
-
ZMD405CT44.0257.00
КТ 0,5S/1,0
Рег. № 22422-02
16
Т-0,66У3
50/5, КТ 0,5S
Рег. № 29482-07
-
ZMD405CT44.0257.00
КТ 0,5S/1,0
Рег. № 22422-02
17
ШР-2 0,4кВ
Корпус МЦК
РММ,1гр., КЛ-
0,4кВ ООО
"Буденновский
КАМА-Центр"
Т-0,66У3
50/5, КТ 0,5S
Рег. № 22656-02
-
ZMD405CT44.0257.00
КТ 0,5S/1,0
Рег. № 22422-02
18
ТП-34 10кВ
РУ-0,4кВ ШР-1
0,4кВ КЛ-0,4кВ
ООО "Фирма
Энерготекс"
Т-0,66У3
100/5, КТ 0,5S
Рег. № 22656-02
-
ZMD405CT44.0257.00
КТ 0,5S/1,0
Рег. № 22422-02
УСВ-2. рег. № 41681-10
/ Fujitsu Siemens RX300S7
Продолжение таблицы 2
123456
ШР-2 0,4кВ
Корпус МЦК
РММ, 2гр., КЛ-
0,4кВ ООО
"Дизайн-
Сервис"
Лист № 6
Всего листов 10
20
ПС 110кВ
"ГПП-2", ЗРУ-
10 кВ, I с.ш., яч.
113
ТОЛ-10-I
600/5, КТ 0,5S
Рег. № 15128-07
ЗНОЛП-10У2
10000:√3/100:√3
КТ 0,5
Рег. № 46738-11
СЭТ-4ТМ.03М
КТ 0,2S/0,5
Рег. № 36697-12
21
ПС 110кВ
"ГПП-2", ЗРУ-
10 кВ, IV c.ш.,
яч. 402
ТОЛ-10-I
600/5, КТ 0,5S
Рег. № 15128-07
ЗНОЛП-10У2
10000:√3/100:√3
КТ 0,5
Рег. № 46738-11
СЭТ-4ТМ.03М
КТ 0,2S/0,5
Рег. № 36697-12
22
ПС 110/10кВ
"ГПП-2", ЗРУ-
10 кВ, I секция,
ячейка 112
ТОЛ-10-I
200/5, КТ 0,5S
Рег. № 15128-07
ЗНОЛП-10У2
10000:√3/100:√3
КТ 0,5
Рег. № 46738-11
BINOM339iU3.57I3.5
КТ 0,2S/0,5
Рег. № 60113-15
УСВ-2, рег. № 41681-10
/ Fujitsu Siemens RX300S7
456
Продолжение таблицы 2
123
ТП-34 10кВ,
РУ-0,4кВ,Т-0,66У3
19яч.№3 , ШУ-1 50/5, КТ 0,5S
КЛ-0,4кВ ОООРег. № 22656-02
"Автолэнд"
ZMD405CT44.0257.00
-КТ 0,5S/1,0
Рег. № 22422-02
10 кВ, IV
403
ТОЛ-10-I
ЗНОЛП-10У2
КТ 0,5
КТ 0,2S/0,5
ПС 110/10кВ
23
"ГПП-2", ЗРУ-
200/5, КТ 0,5S
10000:√3/100:√3
BINOM339iU3.57I3.5
секция, ячейка Рег. № 15128-07
Рег. № 46738-11
Рег. № 60113-15
Примечания:
1 Допускается замена ТТ, ТН и счетчиков на аналогичные утвержденных типов с
метрологическими характеристиками не хуже, чем у перечисленных в таблице 2, при условии,
что Предприятие-владелец АИИС КУЭ не претендует на улучшение указанных в таблице 2
метрологических характеристик.
2 Допускается замена УССВ на аналогичные утвержденных типов.
3 Замена оформляется техническим актом в установленном на Предприятии-владельце АИИС
КУЭ порядке, вносят изменения в эксплуатационные документы. Технический акт хранится
совместно с эксплуатационными документами на АИИС КУЭ, как их неотъемлемая часть.
Границы погрешности в
рабочих условиях ±δ, %
Таблица 3 – Основные метрологические характеристики ИК
Вид
погрешности ±δ, %
1, 2
3-10
11-19
20-23
Номер ИКэлектрической
Границы основной
энергии
123
Активная 1,0
Реактивная 1,6
Активная 1,3
Реактивная 2,0
Активная 1,1
Реактивная 1,8
Активная 1,2
Реактивная 1,8
4
1,8
3,2
3,2
5,2
2,1
3,6
1,7
2,7
Лист № 7
Всего листов 10
Продолжение таблицы 3
Примечания:
1 Характеристики погрешности ИК даны для измерений электроэнергии (получасовая).
2 В качестве характеристик относительной погрешности указаны границы интервала,
соответствующие вероятности Р = 0,95
3 Границы погрешности результатов измерений приведены для cosφ=0,8, токе ТТ, равном 100
% от Iном для нормальных условий и при cosφ=0,8, токе ТТ, равном 5 % от Iном для
рабочих условий, при температуре окружающего воздуха в месте расположения счетчиков от
+5 до +35 °С.
от 90 до 110
от 1 до 120
от 0,5
инд.
до 1
емк
от -40 до +60
165000
150000
235000
35000
Значение
2
23
от 98 до102
от 100 до 120
0,8
от +21 до +25
50
Таблица 4 – Основные технические характеристики АИИС КУЭ
Наименование характеристики
1
Количество измерительных каналов
Нормальные условия
параметры сети:
- напряжение, % от U
ном
- ток, % от I
ном
- коэффициент мощности
- температура окружающей среды для счетчиков, °С
- частота, Гц
Условия эксплуатации
параметры сети:
- напряжение, % от U
ном
- ток, % от I
ном
- коэффициент мощности cos
j
(sin
j
)
- температура окружающей среды для ТТ и ТН, °С
от -40 до +60
от -25 до +45
от -40 до +85
от +10 до + 30
от 80,0 до 106,7
98
от 49,6 до 50,4
- температура окружающей trial для счетчиков, °С
СЭТ-4ТМ.03М
BINOM334iU3
ZMD-405 СТ 44.0257.00
- температура окружающей среды для сервера, °С
- атмосферное давление, кПа
- относительная влажность, %, не более
- частота, Гц
Надежность применяемых в АИИС КУЭ компонентов
Счетчики:
- среднее время наработки на отказ, ч, не менее
СЭТ-4ТМ.03М
BINOM334iU3
ZMD-405 СТ 44.0257.00
УСВ-2
- среднее время наработки на отказ, ч, не менее
Сервер БД:
- среднее время наработки на отказ, ч, не менее
- среднее время восстановления работоспособности, ч
100000
1
Лист № 8
Всего листов 10
Продолжение таблицы 4
12
Глубина хранения информации
Счетчики:
СЭТ-4ТМ.03М
-каждого массива профиля при времени интегрирования 30
мин, сут114
BINOM334iU3
-первого (коммерческого) профиля при 30-ти минутном
интервале усреднения, сут340
Счетчики ZMD-405 СТ 44.0257.00:
- при отключенном питании (расчетные данные), лет10
- при отключенном питании (данные профиля нагрузки), лет 1
Сервер БД:
- хранение результатов измерений и информации
состояний средств измерений, лет, не менее3,5
Пределы допускаемой погрешности СОЕВ, с±5
Надежность системных решений:
- защита от кратковременных сбоев питания сервера с помощью источника
бесперебойного питания;
- резервирование каналов связи: информация о результатах измерений может
передаваться в организации–участники ОРЭМ с помощью электронной почты и сотовой связи.
В журналах событий фиксируются факты:
- в журнале событий счетчика:
- параметрирования;
- пропадания напряжения;
- коррекции времени в счетчике.
Защищенность применяемых компонентов:
- механическая защита от несанкционированного доступа и пломбирование:
- электросчетчика;
- промежуточных клеммников вторичных цепей напряжения;
- испытательной коробки;
- сервера БД;
- защита на программном уровне:
- результатов измерений (при передаче, возможность использования цифровой
подписи);
- установка пароля на счетчик;
- установка пароля на сервер БД.
Знак утверждения типа
наносится на титульные листы эксплуатационной документации на АИИС КУЭ.
Комплектность средства измерений
Комплектность АИИС КУЭ представлена в таблице 5.
Трансформатор тока
Таблица 5 - Комплектность АИИС КУЭ
Наименование
1
Обозначение
2
TGN145N
Т-0,66У3
Количество, шт.
3
6
27
Лист № 9
Всего листов 10
6
1
1
3
2
12
4
8
3
6
6
3
НКФ-110-83 У1
Продолжение таблицы 5
12
ТЛМ-10-2 У3
ТОЛ-10-I
ТПЛ-10 У3
ТПШЛ-10
ТФНД-110М-II
ЗНОЛ.06-10 У3
ЗНОЛП-10У2
Трансформатор напряжения
НКФ-110-57 У1
5
2
19
2
УСВ-2
1
НКФ-110-57 У1
НТМИ-10-66 У3
BINOM339iU3.57I3.5
Счетчик электрической энергииZMD405CT44.0257.00
СЭТ-4ТМ.03М
Устройство синхронизации системного
времени
Основной серверFujitsu Siemens RX300
Резервный сервер
Fujitsu Siemens
RX300S7