Требования сотиассо

СОТИ АССО — система обмена технологической информацией с автоматизированной системой СО

СОТИ АССО – система обмена технологической информацией с Автоматизированной системой Системного оператора (АССО). Предназначена для измерения и сбора оперативной технологической информации о функционировании основного и вспомогательного оборудования электрического оборудования и передачи её в диспетчерские пункты филиалов СО ЕЭС. Может также называться как система телемеханики и связи (СТМиС) или система сбора и передачи информации (ССПИ).

Мы предлагаем следующее решение для СОТИ АССО (см. Рисунок 1).

Ядром системы являются программируемые логические контроллеры (ПЛК) реального времени промышленного исполнения. Контроллеры сбора и обработки информации с нижнего уровня осуществляют сбор телеинформации с нижнего уровня с требуемой периодичностью (1 раз в секунду). Также они выполняют следующие функции: самодиагностику, диагностику каналов связи и устройств нижнего уровня, выбор данных с исправного канала или от источника данных при возникновении неисправности на одном из каналов или источнике данных, первичную обработку данных, проставление сигналам признаков качества (достоверности, замещения и др.), синхронизацию времени с GPS/ГЛОНАСС-приемником и проставление сигналам меток единого времени, прием и передачу данных в SCADA-систему, выбор данных для передачи в Автоматизированную систему Системного оператора и их передачу в ПЛК связи с СО.

Контроллеры связи с СО осуществляют информационный обмен с Автоматизированной системой Системного оператора по протоколам МЭК 60870-5-101/104 в соответствии с утвержденным формуляром информационного обмена и с требуемой периодичностью (1 раз в секунду). При наличии необходимых вычислительных мощностей и свободных портов ввода/вывода эту функцию могут выполнять также контроллеры сбора и обработки информации. На Рисунке 1 отображен первый вариант. Контроллеры связи с СО выполняют также: самодиагностику, диагностику каналов связи с АССО, передачу данных о состоянии оборудования в SCADA-систему.

И контроллеры сбора и обработки информации, и контроллеры связи с СО для обеспечения резервирования устанавливаются попарно. Контроллеры в каждой паре работают параллельно, контролируя работоспособность и резервируя друг друга и предоставляя возможность горячей замены или проведения сервисного обслуживания без необходимости останова работы всей системы.

Источниками данных нижнего уровня может являться различное оборудование любых производителей: от аналоговых и дискретных датчиков, многофункциональных измерительных приборов (МИП) и до полномасштабных существующих АСУ ТП. Для ряда стандартных протоколов передачи данных уже существуют готовые библиотеки, позволяющие наладить информационный обмен быстро и легко: МЭК 60870-5-101, МЭК-60870-5-104, Modbus RTU, Modbus TCP, PROFINET, OPC, МЭК 61850 и др. Для нестандартных или мало распространенных протоколов программируемые логические контроллеры предоставляют возможность самостоятельной разработки необходимых библиотек.

Серверы, промышленного исполнения, под управлением серверной операционной системы семейства Windows, обеспечивают работу SCADA-системы, а также служат для установки прикладного программного обеспечения. Для обеспечения резервирования серверы устанавливаются парой.

Основными функции SCADA-системы являются: считывание данных с контроллеров сбора и обработки информации и их архивирование, отображение информации о ходе технологического процесса на экране монитора, аварийная сигнализация и генерация отчетов. SCADA-система может поставляться как в составе СОТИ АССО, так и использоваться уже имеющаяся и используемая на объекте. В последнем случае информационный обмен между ПЛК и SCADA-системой настраивается с использованием одного из стандартных протоколов, поддерживаемых обеими сторонами.

Локальная вычислительная сеть СОТИ АССО (технологическая ЛВС) строится на основе ВОЛС, витой медной пары, оптических медиаконвертеров и промышленных коммутаторов и маршрутизаторов. Все каналы связи в технологической ЛВС, в том числе каналы связи с источниками данных и с АССО, выполняются дублированными для обеспечения резервирования.

Рис.1. Структура СОТИ АССО

Наш опыт реализации СОТИ АССО основывается на успешно выполненном и сданном в промышленную эксплуатацию в 2011 году проекте модернизации системы телемеханики и связи (СТМиС) филиала ОАО «Фортум» Тобольской ТЭЦ. Проект предусматривал внедрение центральной приёмо-передающей станции (ЦППС) СТМиС Тобольской ТЭЦ (см. Рисунок 2) и ввод её в промышленную эксплуатацию.

Рис.2. ЦППС СТМиС Тобольской ТЭЦ на этапе наладки

Рис.3. Отзыв Филиала ОАО «Фортум» Тобольская ТЭЦ

Необычность и сложность этого проекта, которые были вызваны сжатостью сроков, необходимостью встроиться в уже существующую систему телемеханики, большим разнообразием существующих и вновь устанавливаемых программных и аппаратных средств сбора данных, дали нам бесценный опыт.

Суммируя этот опыт, все наши знания и высокую квалификацию, мы предлагаем Вам свои услуги по созданию СОТИ АССО!

Решения и продукты

СОТИАССО — система обмена технологической информацией энергообъектов Потребителя с
автоматизированной системой Системного оператора.

Требования к организации СОТИАССО приведены в приложении № 3 ТИПОВОГО СОГЛАШЕНИЯ о технологическом взаимодействии между ОАО «СО ЕЭС» и потребителем электрической энергии, владеющим объектами электросетевого хозяйства и (или) объектами по производству электрической энергии, в целях обеспечения надежности функционирования единой энергетической системы России.
С полным текстом документа Вы можете ознакомиться по ссылке.

Указанные выше технические требования определяют:
— принципы организации каналов связи;
— требования к организации телефонной связи диспетчерского персонала и организации производственно-технологической телефонной связи;
— общие требования по организации обмена телеинформацией;
— требования к составу передаваемой телеинформации;
— требования к регистраторам аварийных событий и к составу и обмену информацией об аварийных событиях и процессах.

Функциональная структура СОТИАССО приведена на рисунке 1.

В рамках реализации СОТИАССО ООО «А2 Систем» предлагает следующий комплекс услуг:
— техническое обследование объекта;
— составление технического задания, согласование с Заказчиком и с Системным оператором способа организации каналов связи и перечня передаваемой информации;
— разработку проектной и рабочей документации;
— согласование документации с Системным оператором и другими надзорными органами;
— работу с операторами связи по заключению договоров на оказание услуг по предоставлению каналов связи – при необходимости;
— поставку оборудования, производство монтажных и пусконаладочных работ;
— сдачу в опытную и промышленную эксплуатацию;
— сервис.

Другие публикации:  Поставить машину на учет без осаго

Референс-лист ООО «А2 Систем» в части реализации СОТИАССО:
— ПС110кВ «Инская», ПС110кВ «Заречная», ПС110кВ «Посевная», ПС110кВ «Искитимская», ПС110кВ «Ново-Черепановская», ОАО «Региональные электрические сети», г.Новосибирск;
— ПС110кВ «Олимпийская», ПАО «Новосибирский завод химконцентратов»;
— ПС220кВ «Научная», ПС110кВ «Академическая», ПС110кВ «Шлюзовая», ПС110кВ «Пиковая котельная», ФГУП «Управление энергетики и водоснабжения», г.Новосибирск;
— ПС110кВ «Западная», ПС110кВ «Усть-Бакчар», ПАО «Томская распределительная компания», г.Томск;
— ПС110кВ «ВАСХНИЛ», ФГУП «Энергетик», г.Новосибирск;
— ПС110кВ «Чернореченская», АО «Новосибирский завод искусственного волокна», г.Искитим.

Требования сотиассо

Система обмена технологической информацией с автоматизированной системой системного оператора (СОТИ АССО) обеспечивает сбор и передачу телеинформации с основного электротехнического оборудования СЭС в АССО по каналам связи без промежуточной обработки (напрямую).

СОТИ АССО строится на базе ПТК АСУ ТП и использует одни и те же аппаратные средства.

Основной функцией СОТИ АССО является сбор и передача телеинформации о состоянии и режимах работы оборудования электрической части оборудования и действиях эксплуатационного персонала, в соответствии с требованиями к системам СОТИ АССО. Также СОТИ АССО должна осуществлять сбор технологической информации по блочно-модульным инверторным установкам.

Комплекс СОТИ АССО представляет собой систему обмена технологической информацией с автоматизированной системой системного оператора, предназначенную для измерения и сбора оперативной технологической информации о функционировании основного и вспомогательного электрического оборудования и передачи её в диспетчерские пункты филиалов ОАО «СО ЕЭС».

Система СОТИ АССО реализует следующие функции:

— сбор и первичная обработка дискретной информации;

— сбор и первичная обработка аналоговой информации;

— самодиагностика и ведение журнала событий;

— ведение единого времени;

— отображение информации на АРМ диспетчера;

— передача информации на вышестоящие диспетчерские пункты.

СОТИ АССО также реализовывает функции управления основным электротехническим оборудованием. Управление указанным оборудованием обеспечивается путем ретрансляции и выполнения (реализации) инициализируемых с сервера СОТИ АССО команд телеуправления, а управление с АССО должно обеспечиваться через сервер СОТИ АССО и через оборудование средств связи, командами телеуправления.

Функции СОТИ АССО выполняются в основном и резервном сервере (СОТИ АССО).

Сервер представляет собой промышленный компьютер с интегрированными интерфейсами связи и установленным программным обеспечением и шлюзом протокола МЭК 60870-5-101(104). Данное программное обеспечение обеспечивает сбор, обработку, хранение и передачу информации, включая данные собираемые с МП устройств РЗА по цифровым каналам связи, и обеспечивает передачу данных по протоколу МЭК 60870-5-101(104) к АО «СО ЕЭС».

Системы телемеханики, ССПИ, СОТИ АССО, АСДУ Э, АСКУЭ

Системы телемеханики, ССПИ (системы сбора и передачи информации), СОТИ АССО (системы обмена технологической информацией с автоматизированной системой системного оператора, АСДУ Э (автоматизированная система диспетчерского управления электроустановками) предназначены для:

  • автоматизированного сбора информации о функционировании основного и вспомогательного оборудования объекта электроэнергетики, электротехнического оборудования промышленного предприятия;
  • первичной обработки собираемой информации;
  • отображения информации на рабочих местах пользователей систем;
  • передачи информации на уровень диспетчерской службы, филиалов ОАО «СО ЕЭС» и другим субъектами ОРЭ в объемах и темпах, определяемых нормативными документами, регламентами и правилами ОРЭ;
  • предоставления собираемой информации в другие подсистемы АСУТП/АСУП объекта электроэнергетики, промышленного предприятия.

Структура систем телемеханики, ССПИ, СОТИ АССО

Системы регистрации аварийных событий на базе «НЕВА-РАС» успешно работают на многих энергообъектах. Добавление к системе РАС телекоммуникационного сервера и устройств сбора данных нормального режима, позволяет создать системы телемеханики (ТМ), системы сбора и передачи информации (ССПИ), системы обмена технологической информацией с автоматизированной системой cистемного оператора (СОТИ АССО) в соответствии с требованиями ОАО «СО ЕЭС», ОАО «ФСК EЭС».

Функциональные особенности

  • модульный принцип построения и масштабируемость системы;
  • использование различных каналов передачи данных: ВЧ-каналов по ЛЭП, цифровых каналов, телефонных каналов, каналов сотовой связи (GSM, GPRS), радиоканалов;
  • поддержка ТМ-протоколов ТМ-512, Гранит, МЭК 870-5-101/104;
  • совместимость с программным обеспечением диспетчерских центров типа ОИК «Диспетчер», СК-2007.

Структура системы диспетчерского управления электроснабжением промышленного предприятия

На схеме приведена обобщенная структура системы диспетчеризации электроснабжением промышленного предприятия. Система обвязывает все объекты энергохозяйства, начиная с ГПП любого класса напряжения, и заканчивая цеховыми РП и ТП. На каждом таком объекте осуществляется сбор информации о текущем, нормальном режиме работы (ТИ, ТС, при необходимости, с реализацией ТУ) с использованием аналоговых (ИП) или цифровых преобразователей (МИП) или информации с терминалов РЗА (МП РЗА) и различных устройств связи с объектами (УСО). На наиболее ответственных подстанциях также осуществляется регистрация аварийных событий и контроль качества электрической энергии (КК ЭЭ).

Основой АСДУ Э является многофункциональный контроллер ­­«БРКУ 2.0». Производительность и комплектация контроллера выбирается в зависимости от объема собираемых данных и выполняемых функций, что позволяет технически и финансово оптимизировать затраты по каждому из заводимых в систему объектов.

Собранная информация с каждого объекта передается через локальную вычислительную сеть (ЛВС) предприятия на верхний уровень. С помощью программного обеспечения ­«СКАДА-НЕВА» обработанная информация может отображаться на Главном щите управления (ГЩУ) в виде мнемосхем, графиков и таблиц, а также на автоматизированных рабочих местах (АРМ) обслуживающего персонала.

В системе предусмотрена возможность управления коммутационным оборудованием, сигнализации о различных событиях в системе электроснабжения, о также передачи данных нормального режима и аварийных осциллограмм в РДУ с реализацией технических требований системного оператора по обмену технологической информацией.

Другие публикации:  Образец заявления родителей на индивидуальное обучение

Система АИИС КУЭ/ТУЭ

В состав ПТК «НЕВА» также входит автоматизированная информационно-измерительная система коммерческого/ технического учёта электроэнергии (АИИС КУЭ/ТУЭ) предназначенная для организации измерения, учёта, сбора, хранения, обработки, передачи результатов этих измерений и формирования, в том числе расчетным путем, данных о количестве произведенной и потребленной электрической энергии (мощности) различных субъектов: сетевых и генерирующих компаний, гарантирующих поставщиков и крупных потребителей электроэнергии.

В качестве приборов учёта в системе используются интеллектуальные счётчики различных производителей («ННПО имени М.В. Фрунзе» , ООО «Эльстер Метроника», АО «Концерн Энергомера», НПК «Инкотекс» и др.)

.Автоматическая система учета электроэнергии АИИС КУЭ/ТУЭ на базе ПТК «НЕВА» имеет иерархическую структуру, которая состоит из трех уровней:

  • Нижний уровень. Первичные измерители — интеллектуальные счетчики электроэнергии, обеспечивающие непрерывное измерение параметров и передачу данных на следующий уровень.
  • Средний уровень. Среда передачи данных, состоящая из устройств сбора и передачи данных (УСПД), которые обеспечивают непрерывный опрос измерителей, получая от них данные учета. Далее информация передается на верхний уровень.
  • Верхний уровень представляет центральный узел сбора данных, на сервера которого поступает информация со всех локальных УСПД. Связь обеспечивается специальным протоколом по высокоскоростному каналу передачи данных. На верхнем уровне применяется специальное программное обеспечение, позволяющее визуализировать полученные данные и осуществлять их анализ и подготовку отчетных документов.

АИИС КУЭ/ТУЭ на базе ПТК «НЕВА» обеспечивает:

  • измерение количества электроэнергии, получаемой и отпускаемой по расчетным (коммерческим) и техническим присоединениям;
  • автоматизированный сбор данных измерений;
  • анализ полноты данных измерений;
  • обработку и хранение данных измерений, их передачи по необходимым уровням иерархии системы;
  • технический учет электроэнергии, расчет баланса электрической энергии и мощности по распределительным устройствам электростанции и передачи на вышестоящие уровни диспетчерского управления;
  • формирования отчетных документов;
  • самодиагностику.

СОТИ АССО Концерна Росэнергоатом

ОАО «Концерн Росэнергоатом» (ФГУП концерн «Росэнергоатом»)

  • Смоленская АЭС
  • Балаковская АЭС
  • Нововоронежская АЭС
  • Белоярская АЭС
  • Кольская АЭС
  • Курская АЭС
  • Ленинградская АЭС
  • Волгодонская АЭС
  • Калининская АЭС

Создание Системы обмена технологической информацией с Автоматизированной системой Системного оператора на указанных объектах

Назначение системы

Система обмена технологической информацией с автоматизированной системой Системного оператора (СОТИ АССО) предназначена для измерения параметров электрооборудования главных схем атомных электростанций, сбора телемеханической информации и передачи ее на диспетчерские пункты филиалов ОАО «СО ЕЭС» и в Центральный аппарат Концерна Росэнергоатом, а также для создания информационной базы для последующего включения её в интегрированную АСУ ТП электростанций.

Цели модернизации системы

Целью модернизации системы являются обеспечение соответствия субъекта требованиям, предъявляемым к участникам балансирующего рынка в части обмена технологической информацией с автоматизированной системой Системного оператора и переход на более высокий качественный уровень для решения следующих основных технологических, организационных и экономических задач:

  • контроль режима работы каждой электрической части станции и его отображение для оперативного и другого персонала;
  • повышение эффективности диспетчерско-технологического управления атомных электростанций;
  • оптимизация режимов работы электрооборудования главных схем;
  • повышение надежности и безаварийности работы электрооборудования главных схем;
  • повышение эффективности управления процессом ремонта электрооборудования главных схем;
  • снижение эксплуатационных затрат;
  • создание информационно-технической базы для дальнейшего развития АСУ ТП атомных станций.

Критерием оценки достижения цели модернизации является получение от Системного оператора положительного заключения о соответствии обмена технологической информацией требованиям к участникам балансирующего рынка.

Функции системы

  • Получение своевременной и достоверной информации с технологических объектов;
  • Снижение трудоемкости управления технологическими процессами;
  • Повышение точности и оперативности измерения текущих значений технологических параметров (токов, напряжений, активной и реактивной мощностей и др.);
  • Ведение протокола текущих и аварийных событий;
  • Контроль работоспособности каналов связи;
  • Оптимизация режимов работы технологических объектов.

Структурная схема

Преимущества решения

  1. Модульность системы. Система выполнена на базе стандартного промышленного оборудования ведущих мировых фирм-производителей. Каждый элемент системы может быть заменён на любой аналогичный без потери функциональности и работоспособности системы.
  2. В системе применяются стандартные интерфейсы и протоколы.
  3. Созданная система представляет собой технологическую базу для развития АСУ ТП всех атомных электростанций концерна.
  4. В системе применяется программное обеспечение аналогичное установленному в филиалах ОАО «СО ЕЭС».

Перспективы развития системы

Система позволяет в будущем:

  • Увеличивать собственную информационную ёмкость;
  • Создавать технические основы для функционирования диспетчерских центров концерна;
  • Создать систему мониторинга переходных режимов за счёт наличия предусмотренных в системе свободных каналов связи.

В настоящее время в СОТИ АССО Центрального аппарата реализованы функции интеграции с:

  • АИИС КУЭ «АльфаЦентр» Центрального аппарата Концерна

Реализован доступ к отчётным данным АИИС КУЭ за период 30 минут серверов «АльфаЦентр» Центрального Аппарата. Задержка поступления данных АИИС КУЭ от счетчиков на АЭС до СОТИ АССО энергосбытовых служб не более 10 минут. Дорабатывается информационное обеспечение для сравнения показаний АИИС КУЭ и СОТИ АССО в режиме реального времени.

  • Сайтом Балансирующего рынка

Реализован автоматический доступ к сайту БР СО и запись всех параметров по ГТП генерации и потребления в БДРВ и исторический архив. При необходимости плановые параметры с сайта БР могут быть переданы на АЭС (при необходимости выборочно) для ведения режима коммерческим диспетчером и НСС.

  • Системой контроля выполнения режима филиалами Концерна

Реализован контроль выполнения режима по каждой ГТП генерации Концерна в реальном времени и выявление отклонения от режима более чем на 100МВт с задержкой не более 1 минуты

Система обмена технологической информацией с автоматизированной системой системного оператора (СОТИАССО) ТЭЦ АО «ЧМЗ»

Система обмена технологической информацией с автоматизированной системой системного оператора (СОТИАССО) ТЭЦ АО «ЧМЗ» (далее — система) предназначена для измерения изменяющихся во времени действующих значений силы электрического тока ( 1ь. ), действующих значений линейного напряжения (Uab), активной, реактивной суммарной мощности (P, Q), частоты переменного тока (f) электрической сети и электроустановок станции (телеизмерения ТИ), расчета интегральных значений электрических величин (ТИИ), сбора, обработки и архивирования телеизмерений в базе данных, отображения этих данных на главном щите управления (ГЩУ) и автоматизированных рабочих местах (АРМ), их передачи в реальном времени в региональное диспетчерское управление (РДУ).

Другие публикации:  Как получить выписку из банка адмиралтейский

Информация по Госреестру

Производитель / Заявитель

ООО «Телекор-Энергетика», г.Москва

Система обмена технологической информацией с автоматизированной системой системного оператора (СОТИАССО) ТЭЦ АО «ЧМЗ» (далее — система) предназначена для измерения изменяющихся во времени действующих значений силы электрического тока ( 1ь. ), действующих значений линейного напряжения (Uab), активной, реактивной суммарной мощности (P, Q), частоты переменного тока (f) электрической сети и электроустановок станции (телеизмерения ТИ), расчета интегральных значений электрических величин (ТИИ), сбора, обработки и архивирования телеизмерений в базе данных, отображения этих данных на главном щите управления (ГЩУ) и автоматизированных рабочих местах (АРМ), их передачи в реальном времени в региональное диспетчерское управление (РДУ).

Система выполняет функции:

— измерение изменяющихся во времени параметров электрической сети и оборудования ТЭЦ на шинах генераторов, силовых трансформаторов, отходящих фидерах;

— отображение положения высоковольтных выключателей и разъединителей;

— регистрация параметров переходных процессов (осциллограмм) в нормальных и аварийных режимах работы оборудования;

— ведение единого времени в системе с точностью ±0,1 с;

— привязка меток реального времени к сигналам ТИ, ТИИ, ТС, f с точностью ±1 мс;

— нормализация и масштабирование измеряемых и расчетных величин;

— сбор данных измерений и состояний с датчиков и измерителей;

— архивирование информации в базе данных реального времени;

— предоставление доступа к информации обслуживающему персоналу;

— диагностика состояний аппаратных и программных средств;

— отображение текущих значений параметров электрической схемы на АРМе;

— передача информации по протоколу МЭК 870-5-101/104 в Пермское РДУ.

— разграничение доступа к данным различных групп пользователей;

— формирование отчетных документов;

Система представляет собой многофункциональную двухуровневую систему. По функциональному признаку в состав системы входят:

— подсистема телеизмерений P, Q, I, U, f;

— подсистема регистрации ТС;

— подсистема регистрации аварийных событий;

— сервер центральной приемо-передающей станции (ЦППС);

— локальная технологическая вычислительная сеть и каналы связи;

— автоматизированные рабочие места.

1-й уровень системы включает в себя:

— измерительные трансформаторы тока;

— измерительные трансформаторы напряжения;

— приборы для измерений показателей качества и учета электрической энергии (ППКЭ) РМ130P Plus;

— регистраторы аварийных событий АУРА-256.

2-й уровень системы включает в себя:

— сервер ЦППС HP DL360G6;

— сервер точного времени Метроном-300;

— терминальный сервер CN2650I-16-2AC RS-232/422/485 в 10/100Мбит Ethernet, конвертер интерфейсов Zelax WM-116$, модем Zyxel P-791R;

— АРМ AcerVeritonZ4810G (DQ.VKQER.068).

Первичные фазные токи и напряжения преобразуются измерительными трансформаторами в сигналы низкого уровня (57,7-V3 В, 5 А), которые по проводным линиям связи поступают на соответствующие входы ППКЭ PM130P Plus. ППКЭ измеряет действующие значения силы электрического тока (Ib), линейного напряжения (Uab), частоты переменного тока (f), вычисляет активную и реактивную мощность (P, Q), преобразует аналоговые сигналы в цифровой код. Частота переменного тока (f) в ППКЭ определяется по линейному напряжению Uab.

Цифровой сигнал с выходов ППКЭ по проводным линиям связи (электрическим RS-485) поступает на сервер ЦППС, где осуществляется приведение действующих значений линейного напряжения, действующих значений силы тока, активной и реактивной мощности в именованные величины с учетом коэффициентов трансформации ТТ и ТН, присвоение полученным данным меток времени, дальнейшая обработка измерительной информации, в частности, формирование и хранение поступающей информации, оформление справочных и отчетных документов, передача информации в РДУ по протоколу МЭК 870-5-101/104. Сервер ЦППС осуществляет ведение времени в системе с точностью ±0,1 с. Точность хода часов сервера ЦППС обеспечивает сервер точного времени Метроном-300.

Программное обеспечение

В системе применяется программное обеспечение (ПО) «К0ТМИ-2010». Состав и идентификационные данные ПО указаны в таблице 1. ПО «К0ТМИ-2010» обеспечивает выполнение функций сбора, обработки и архивирования телеизмерений, предоставления структурированной информации о режимах работы электрической схемы и параметрах оборудования, передачи команд телеуправления, обмена оперативной информацией с внешними информационными системами с использованием различных каналов связи, ведения времени в системе, архивирование информации с заданной дискретностью, глубиной и составом, обеспечение доступа к информации по WEB-интерфейсу, диагностики состояния программных и аппаратных средств системы.

Leave a Reply

Ваш e-mail не будет опубликован. Обязательные поля помечены *