АСУ ТП для ПС 110/35/10/6 кВ представляет собой многоуровневый территориально-распределенный программно-технический комплекс, работающий в автоматическом режиме и обеспечивающий сбор технологической и измерительной информации с контрольно-измерительных приборов, установленных на объектах, и передачу информации в центр сбора данных.

Структура АСУ ТП основывается на принципах распределенного сбора данных, открытой архитектуры и предполагает деление на три основных уровня:

• Нижний уровень – уровень первичных источников информации, обеспечивающих формирование данных телеметрии с привязкой к астрономическому времени (измерение электрических параметров присоединений, сбор дискретных сигналов, выдачу сигналов управления на исполнительные механизмы) и передачу данных на уровень сбора информации;
• Средний уровень – уровень измерения и сбора данных телеметрии непосредственно с технологического оборудования объектов, выдачу сигналов управления на исполнительные механизмы, промежуточное хранение данных с привязкой к астрономическому времени и передачу данных на уровень сбора информации;
• Верхний уровень – уровень сбора, обработки, хранения и визуализации информации на АРМ пользователей и диспетчерский видеощит.

Структура построения АСУ ТП обеспечивает возможность поэтапного ввода в эксплуатацию, расширение функциональных возможностей и добавления новых объектов автоматизации и компонентов, совместимых для интеграции с комплексом.

Объекты нижнего и среднего уровней комплекса представляют собой часть информационно-измерительной и управляющей системы, обеспечивающей сбор данных телеизмерений, телесигнализации и телеуправления, промежуточное хранение и обмен данными с серверным оборудованием верхнего уровня.

Комплекс технических средств нижнего уровня включает:

• Устройства КПР-01М;
• Устройства КПР-01МА;
• Модули ввода-вывода МИР МВ-01;
• Устройства РЗА;
• Датчики телесигналов (источники сигнализации аварийных и предупредительных событий, датчики положения коммутационной аппаратуры);
• Объекты телеуправления (исполнительные механизмы коммутационных аппаратов 110/35/10/6 кВ и др.).

Средний уровень комплекса представляет собой контроллеры, обеспечивающие сбор информации на уровне объекта или отдельного присоединения, промежуточное хранение и передачу данных на сервер сбора данных.

Верхний уровень комплекса представлен сервером сбора данных и управления (или резервированной парой серверов) и автоматизированными рабочими местами, взаимодействие между которыми организовано программным комплексом на базе SCADA-системы, разработки ООО «НПО «МИР».

Подробнее http://mir-omsk.ru/products/avtomatizirovannye-sistemy/resheniya-dlya-tsifrovykh-setey/programmno-tekhnicheskiy-kompleks-luch/?utm_source=energybase

Назначение

Автоматизированная система управления объектами распределительной сети 6 – 10/0,4 кВ предназначена для организации непрерывного мониторинга режимов работы и состояния оборудования трансформаторных подстанций 6 - 10/0,4 кВ, управления их основным и вспомогательным оборудованием, коммерческого (технического) учета электроэнергии и контроля несанкционированного доступа к данным объектам.

Задачи АСУ трансформаторных подстанций

• Повышение наблюдаемости большого кол-ва трансформаторных подстанций 6 – 10/0,4 кВ городских электрических сетей и получение возможности эффективно отслеживать состояние сети в реальном времени;
• Повышение безопасности энергообъектов, снижение ущерба от аварий, резкое сокращение сроков ликвидации аварий и как следствие снижения затрат сетевого предприятие на текущую деятельность;
• Минимизация инвестиционных затрат на автоматизацию большого кол-ва объектов;
• Минимизация потерь электроэнергии за счет автоматизации учета, появления возможность сведения балансов по узлам питания 0,4 кВ и наличия дополнительных возможностей счетчиков МИР С-03 по ведению профиля потерь от не симметричной нагрузки в силовых трансформаторов 6 – 10/0,4 кВ;
• Обеспечение требуемых качественных показателей электроэнергии и уровня обслуживания участников рынка при решении задач распределения энергии;
• Снижения затрат на ремонты, обеспечение охраны ТП, КТП и пожарной безопасности.

Структура

Структура с минимальным объемом функций

• Контроль состояния вводов 0,4 кВ с инициативными сообщениями по превышению уставок и пропаданию напряжения;
• Учет электроэнергии, контроль ПКЭ и несимметрии, инициативная передача сообщение о НСД к счетчикам;
• Охранно-пожарная сигнализация – 2 входа ТС;
• Возможен отказ от гарантированного питания 12-24 В (но в этом случае не будет обеспечена работоспособность охранной сигнализации при полном отключении питания ТП);
• Возможность подключения через «туннель» блоков управления автоматических выключателей вводов 0,4 кВ или другого оборудования.

Структура с максимальным объемом функций

Дополнительно появляются следующие возможности:

• Контроль наличия напряжения на отходящих фидерах с инициативной передачей событий об изменении состояния;
• Охранная сигнализация и пожарная сигнализация – доп. датчики;
• Контроль состояния коммутационных аппаратов и РЗА в РУ 6-10 кВ и вводных автоматов 0,4 кВ с инициативной передачей событий об изменении состояния;
• Телеуправления коммутационными аппаратами в РУ 6-10 кВ и вводными автоматами 0,4 кВ;
• Резервирования задачи телемеханики (связь и опрос с модулей расширения).

Дополнительные возможности системы при использовании функции «туннеля»

Система позволяет не только организовать возможность расширения количества датчиков охранной и пожарной сигнализации и контроля коммутационной аппаратуры, но и с использованием функции «туннеля» подключить к одному из счетчиков МИР С-03 PLC-коммуникаторы для опроса счетчиков установленных у абонентов, во ВРУ зданий, других типов счетчиков на самой ТП.

НАЗНАЧЕНИЕ

Цифровой район электрических сетей (ЦРЭС) представляет собой единый программно-аппаратный комплекс создаваемый на основе интеллектуальной системы учета бытовых и мелкомоторных потребителей в сетях 0,4 кВ. При установке интеллектуальной системы учета электросетевая компания получает возможность реализации следующих задач по цифровизации сетей 10-0,4 кВ:

• телемеханики ТП/КТП 6-10 кВ;
• контроля пожарной и охранной сигнализации;
• создание собственных каналов передачи информации как межу абонентами 0,4 кВ и ТП/КТП 6-10/0,4 кВ, так и между ТП/КТП 6-10/0,4 кВ и узловыми ПС 110 – 35 кВ с автоматическим резервированием;
• интеграцию реклоузеров в общую систему передачи информации;
• контроля ПКЭ.

РЕЗУЛЬТАТ ОТ ВНЕДРЕНИЯ

• Снизить технические и коммерческие потери электроэнергии;
• Улучшить показатели SAIDI и SAIFI за счет 100% наблюдаемости сетей 10/0,4 кВ (ТП/КТП) и реализации функции автоматического самовосстановления электрических сетей с использованием реклоузеров.

АРХИТЕКТУРА ЦРЭС

Задачи цифровизации сетей 10 – 0,4 кВ выполняется путем создания собственной инфраструктуры каналов передачи информации между ТП/КТП и ПС 110/35 кВ:

• Беспроводные MESH-сети в не лицензируемом диапазоне частот 868 МГц,
• PLC MESH-сеть по высоковольтным линиям 6-10 кВ.

Подробнее http://mir-omsk.ru/products/avtomatizirovannye-sistemy/resheniya-dlya-tsifrovykh-setey/tsifrovoy-rayon-elektricheskikh-setey-tsres/?utm_source=energybase

Подробнее http://www.mir-omsk.ru/products/oborudovanie-dlya-tsifrovykh-setey/intellektualnye-pribory-uchyeta/?utm_source=energybase

НАЗНАЧЕНИЕ СИСТЕМЫ

Автоматизированная информационно-измерительная система коммерческого учета электроэнергии и мощности (АИИС КУЭ ОРЭМ) предназначена для организации учета электроэнергии и мощности с целью осуществления коммерческих расчетов с поставщиком/потребителями электроэнергии, в т.ч. на оптовом рынке электроэнергии, в соответствии с требованиями ОАО «АТС», АО «KEGOC».

ФУНКЦИИ СИСТЕМЫ

В автоматическом режиме:

• измерение средних значений потребленной активной и реактивной мощности за интервал интегрирования 30 мин, средних значений потребленной активной и реактивной электроэнергии;
• автоматический (не менее одного раза в сутки) сбор результатов измерений и данных о состоянии средств измерений;
• измерение времени, интервалов времени и синхронизация времени во всех элементах АИИС КУЭ (ведение системы обеспечения единого времени);
• обработка результатов измерений;
• хранение информации в специализированной БД, отвечающей требованию повышенной защищенности от потери информации (резервирование БД), с разграничением прав доступа;
• визуализация данных измерений и событий;
• подготовка результатов измерений и данных о состоянии средств измерений в формате ХML;
• передача коммерческой информации в ПАК ОАО «АТС» (и прием контрольной информации отПАК ОАО «АТС») с использованием средств шифрования и электронной цифровой подписи;
• передача коммерческой информации смежным субъектам ОРЭ;
• сведение баланса по сетевым элементам;
• защита оборудования, программного обеспечения и данных от НСД на программном уровне;
• диагностика технических и программных средств.

В автоматизированном режиме:

• автоматизированный по запросу сбор результатов измерений и данных о состоянии средств измерений;
• контроль достоверности измерений;
• конфигурирование и настройка параметров АИИС КУЭ.

СОСТАВ АСКУЭ

• ПУ электрической энергии МИР С-03,МИР С-04, МИР С-05, МИР С - 07
• УСПД контроллер МИР КТ-51М.
• ПО верхнего уровня ПК «Учет энергоресурсов».

СИНХРОНИЗАЦИЯ ВРЕМЕНИ

Синхронизация времени в системе осуществляется по протоколу NTP от серверов точного времени, которые принимают сигнал спутниковых систем GPS или ГЛОНАСС.

РЕЗЕРВИРОВАНИЕ

В системе резервируется:

• питание УСПД, сервера и АРМ пользователей;
• каналы связи.

Подробнее http://mir-omsk.ru/products/avtomatizirovannye-sistemy/intellektualnye-sistemy-ucheta-energoresursov/avtomatizirovannaya-informatsionno-izmeritelnaya-sistema-kommercheskogo-ucheta-elektroenergii-i-moshch/?utm_source=energybase

Автоматизированная система технического учета электроэнергии (АСТУЭ) предназначена для автоматизированного сбора информации о потреблении электроэнергии (а также других ресурсов – например, воды, пара, газа, сжатого воздуха) предприятием в целом и его структурными подразделениями.

Функции автоматизированной системы технического учета электроэнергии:

• Автоматический сбор информации со счетчиков электроэнергии и мощности, первичная обработка собранной информации, передача ее по каналу связи в пункт управления (ПУ);
• Представление информации по измеряемым параметрам в графической форме операторам и удаленным пользователям;
• Автоматизированный централизованный контроль и учет электроэнергии;
• Определение потребления активной и реактивной энергии за заданные временные интервалы по отдельным счетчикам и заданным группам счетчиков с учетом многотарифности;
• Контроль превышения заданных лимитов по потреблению;
• Формирование базы данных технологического учета потребления электроэнергии и последующего использования этой базы на верхних уровнях управления;
• Ведение протокола текущих и аварийных событий, происходящих как на контролируемом объекте, так и в ПУ;
• Формирование и печать отчетов;
• Поддержание в системе единого времени;
• Полная многоуровневая защита системы от несанкционированного доступа;
• Формирование и отправка отчетов о потреблении электроэнергии в автоматизированном режиме.

АСКУЭ РРЭ предназначена для контроля и коммерческого учета электроэнергии и мощности, автоматизированного сбора, хранения и обработки и отображения данных об энергопотреблении, а также для отключения и ограничения энергопотребления абонентов.

• Учет, сбор, хранение и отображение данных об энергопотреблении
• Борьба с хищениями посредством реализации в счетчиках:
  
  • Датчика дифференциального тока;
  • Датчика магнитного поля;
  • Электронных пломб крышки зажимов и крышки корпуса;
  • Контроля наличия тока на отключенном абоненте;
  • Использования шунта в качестве датчика тока;
  • сбора информации со счетчика по двум каналам – PLC и Zigbee.

Подробнее http://mir-omsk.ru/products/avtosistem/AIIS_KUE_RRE/?utm_source=energybase

Автоматизированная система постоянно действующего аудита (АСПДА) предназначена для поиска, контроля и анализа участков производства с повышенным энергопотреблением в нефтедобывающих, нефтеперерабатывающих компаниях и предприятиях, специализирующихся на транспортировке электрической энергии.

Целью внедрения АСПДА является представление информации пользователю об эффективности производственных процессов в интуитивно понятном интерфейсе на основании данных о технологических режимах работы и энергопотребления установок и агрегатов. Обработка технологических параметров работы и энергопотребления оборудования по специальным методикам и алгоритмам позволяет обеспечить:

• Постоянный контроль расхода электроэнергии по технологическим направлениям и экономию энергетических ресурсов;
• Отслеживать энергоэффективность и определять изменение КПД оборудования;
• Своевременно планировать ремонт/замену оборудования.

Для нефтедобывающих компаний АСПДА позволяет в режиме реального времени:

• Произвести оценку энергетической эффективности работы насосного оборудования;
• Визуализировать потери по технологическим процессам;
• Осуществлять мониторинг эффективности энергосберегающих мероприятий.

Функции системы

Поддержание пластового давления, подготовка и транспортиров-
ка нефти:

• Расчет фактического удельного расхода электроэнергии (УРЭ) на процесс;
• Расчет фактического и нормативного УРЭ по каждому насосному агрегату и блоку;
• Расчет отклонения фактического УРЭ от целевых показателей;
• Визуализация в виде цветовой индикации эффективности работы насосных агрегатов в разрезе предприятия, цеха, месторождения;
• Расчет КПД фактического и теоретического;
• Оценка деградации насосных агрегатов за выбранный период.

Сбор и транспорт газа:

• Расчет фактического удельного расхода электроэнергии (УРЭ)
  на процесс;
• Расчет фактического и нормативного УРЭ по каждому компрессору;
• Расчет отклонения фактического УРЭ от целевых показателей;
• Визуализация в виде цветовой индикации эффективности работы установок в разрезе предприятия, цеха, месторождения;
• Расчет КПД фактического и теоретического;
• Оценка деградации насосных агрегатов за выбранный период.
  

Распределение электроэнергии:

• Определение расхода электроэнергии по каждому техпроцессу;
• Расчет и контроль небаланса на энергообъектах (ПС, ЗРУ, КТП);
• Учет электроэнергии у субабонентов;
• Расчет и мониторинг фактических потерь.

Механизированная добыча нефти:

• Расчет фактического УРЭ на процесс;
• Расчет фактического и нормативного УРЭ по УЭЦН, КТП, кустовым площадкам;
• Расчет отклонения фактического УРЭ от целевых показателей;
• Визуализация в виде цветовой индикации эффективности работы всех ЭЦН в разрезе предприятия, цеха, месторождения;
• Расчет наработки и межремонтного периода УЭЦН.
  

Расчет технологических потерь в электрических сетях:

• Расчет нормативных потерь в реальном времени в соответ-
  ствии с Приказом Министерства энергетики РФ от 30 декабря
  2008 г. № 326;
• Расчет фактических потерь в реальном времени;
• Интеграция с существующими системами АСТУЭ, АСКУЭ, АСДУЭ;
• Импорт положений коммутационных аппаратов из систем телемеханики для учета изменения схемы электроснабжения.

Подробнее http://mir-omsk.ru/products/avtosistem/ASPDA/?utm_source=energybase

Назначение системы

Автоматизированная система технического учета электроэнергии горнодобывающих механизмов (АСТУЭ ГДМ) предназначена для определения и контроля фактического потребления электроэнергии при ведении горных работ. АСТУЭ ГДМ позволяет:

• Снизить затраты, связанные с выполнением функции учета собственного энергопотребления за счет автоматизации процесса сбора и обработки данных со счетчиков электрической энергии;
• Снизить затраты на электроэнергию за счет выявления непроизводственных потерь;
• Снизить затраты на электроэнергию путем уменьшения заявленной мощности при неизменном среднесуточном потреблении за счет анализа оперативных данных по работе оборудования системы электроснабжения в часы максимумов нагрузок энергосистемы;
• Повысить надежность и устойчивость работы системы электроснабжения за счет наличия полной и оперативной информации по работе оборудования;
• Предоставить руководству объективный инструмент контроля реализации проводимых мероприятий и программ энергосбережения.

Структура

АСТУЭ ГДМ представляет собой территориально распределенную систему, функционирующую круглосуточно, без постоянного присутствия специалиста по обслуживанию на объектах.

Автоматизированная система технического учета электроэнергии включает в себя:

• Верхний уровень - информационно-вычислительный комплекс на базе ПК «СЕРВЕР СБОРА ДАННЫХ» (сервер АСТУЭ), ПК «УЧЕТ ЭНЕРГОРЕСУРСОВ» (АРМ АСТУЭ);
• Нижний уровень - измерительно-информационный комплекс точек технического учета электроэнергии.

Нижний уровень обеспечивает сбор данных и включает в себя установленные на объектах автоматизации первичные источники информации:

• Счетчики электрической энергии;
• Измерительные трансформаторы тока;
• Преобразователи напряжения;
• Вторичные измерительные цепи;
• Коммутационные элементы (выключатели);
• Смежные системы учета параметров ГДМ (АСДКУ «Карьер». АСКУУР, устройство УРЭ-01, 04).

Верхний уровень, информационно-вычислительный комплекс, включает в себя:

• Каналы связи и каналообразующую аппаратуру;
• Систему обеспечения единого времени на базе устройства синхронизации времени радиочасы МИР РЧ-02;
• Сервер сбора данных и АРМ АСТУЭ.

Верхний уровень обеспечивает:

• Выполнение задачи автоматического или автоматизированного по запросу сбора и хранения результатов измерений со счетчиков, установленных в шкафах счетчиков на объектах автоматизации;
• Выполнение задачи автоматической диагностики состояния средств измерений и объектов измерения;
• Агрегирование показаний счетчиков с учетом возможного изменения электрической схемы;
• Конфигурирование технических средств и ПО;
• Автоматическую синхронизацию (коррекцию) системного времени от СОЕВ;
• Предоставление пользователям и эксплуатационному персоналу регламентированного доступа к информации в электронном (на экранах мониторов) и печатном видах;
• Выполнение задачи контроля достоверности результатов
  измерений.

Структура обеспечивает возможность добавления новых компонентов
и расширения функциональных возможностей.

Подробнее http://mir-omsk.ru/products/avtosistem/ASTUE_GDM/?utm_source=energybase

Назначение системы

Предназначена для решения следующих проблем при автоматизации учета электроэнергии механизированного фонда скважин:

• Необходимость прокладки большого объема кабельной продукции на кустовой площадке (контрольные, измерительные кабели и кабели интерфейса RS-485) в тяжелых климатических условиях;
• Постоянные повреждения кабельной продукции, обрывы в условиях эксплуатации;
• Необходимость установки измерительных трансформаторов тока в КТПН или в СУ ЭЦН (ШГН), отсутствие места для установки;
• Необходимость отключения мех. фонда при монтаже учета;
• Постоянный процесс оптимизации скважин с переносом оборудования и соответственно необходимостью монтажа и подключения интерфейсов RS-485 и наладкой оборудования системы учета.

Особенности решения

• Быстрый монтаж:
  • Установка в качестве приборов учета малогабаритных устройств измерения параметров сети МИР КПР 01М-Р;
  • Использование в качестве датчиков токов разъемных малогабаритных катушек Роговского с возможностью монтажа без отключения (входят в состав КПР-01М-Р);
  • Установка модема-коммуникатора МИР МК-01 с возможностью организации беспроводной MESH-сети в нелицензируемом диапазоне частот 868 МГц для сбора данных с КПР-01М-Р;
• Отказ от прокладки контрольных кабелей и кабелей интер-
  фейса RS-485 – переход на беспроводные MESH-технологии,
  автоматическое определение новых устройств в сети передачи
  данных – полная автоматизация пусконаладки;
• Интеграция в систему данных интеллектуальных СУ ЭЦН - возможность опроса СУ ЭЦН через многофункциональное устройство МИР КПР-01МА с использованием протокола ModBus;
• Реализация задачи регистрации аварийных событий – запись осциллограмм по программируемым параметрам;
• Контроль ПКЭ.

Подробнее http://www.mir-omsk.ru/products/avtomatizirovannye-sistemy/spetsializirovannye-sistemy-upravleniya-energoobektami-i-ucheta-energoresursov/avtomatizirovannaya-sistema-ucheta-elektroenergii-na-kustovykh-ploshchadkakh-neftedobyvayushchikh-ko/?utm_source=energybase

Автоматизированная система диспетчерского управления энергообъектами (АСДУ Э) является территориально распределенной многоуровневой информационно-измерительной централизованной системой реального времени и предназначена для контроля и управления технологическими процессами и оборудованием на объектах электроснабжения промышленных предприятий и городских электрических сетей.

Система может выполнять функции технического учета электроэнергии.

Функции системы

• Определение текущих состояний коммутационных элементов, функция ТС;
• Измерение текущих значений технологических параметров (токов, напряжений, активной и реактивной мощностей и др.), функция ТИТ;
• Измерение интегральных значений технологических параметров, функция ТИИ;
• Включение и отключение контролируемых объектов, функция ТУ;
• Контроль оперативного напряжения цепей ТУ;
• Сбор информации с цифровых измерительных преобразователей;
• Сбор информации с устройств МП РЗА;
• Сбор информации с интеллектуальных счетчиков электроэнергии;
• Ретрансляция информации от других источников и систем;
• Предварительная обработка информации в контроллерах с целью масштабирования, фильтрации, подавления помех и искажений измерительных сигналов;
• Выявление изменений контролируемых параметров (выход за уставки или резкие изменения измеряемых параметров, срабатывание коммутационных элементов и т.п.) и оповещение об этом диспетчера;
• Представление информации по измеряемым параметрам в табличной и графической формах, формирование и печать отчетов;
• Ведение протокола текущих и аварийных событий, происходящих как на контролируемом пункте (КП), так и в пункте управления (ПУ);
• Ахивирование всех событий и измерений, ведение базы данных;
• Контроль работоспособности каналов связи;
• Технический и коммерческий учет электроэнергии.

НАЗНАЧЕНИЕ СИСТЕМЫ

Автоматизированная система диспетчерского управления наружным освещением (АСДУ НО) «МИР-СВЕТ» предназначена для централизованного управления сетями наружного освещения с непрерывным измерением и контролем текущих электрических параметров сетей, потарифным учетом электроэнергии, диагностикой состояния оборудования и линий наружного освещения.

ФУНКЦИИ СИСТЕМЫ

• независимое пофазное включение и отключение светильников (ДНаТ, ДРЛ, светодиодные) уличного освещения конкретного объекта, группы объектов, всех объектов:

― автоматически по расписанию в соответствии с заданным годовым графиком;
― по командам оператора с центрального диспетчерского пункта;
― в ручном режиме с местной панели управления пункта питающего (ПП);

• оперативное предоставление общей диагностической информации о текущем состоянии объектов управления ПП, параметрах сети НО;
• предоставление информации об отдельном ПП в расширенном виде;
• циклический (с задаваемым интервалом времени) и индивидуальный опрос ПП;
• инициативный выход ПП на связь (изменение ТС, превышение установок);
• сбор и сохранение в памяти сервера данных телеметрии о режимах работы, величине параметров сети и состояния оборудования НО с указанием времени регистрации события и приема информации;
• воспроизведение сохраненной информации в виде графиков, таблиц и мнемосхем с указанием текущих значений информации на экране дисплея, как за текущие сутки, так и за любой день из архивных данных;
• задание пределов (порогов) контролируемых параметров;
• передачу установок времени, расписания, команд управления от диспетчера к объектам КП;
• авторизованный, защищенный паролем доступ пользователей к системе в соответствии с предоставленными полномочиями;
• сохранение информации и установок при отключении питания;
• автоматический потарифный учет потребляемой НО электроэнергии;
• совмещение функций управления НО с функциями автоматизированного учета электроэнергии по отходящим фидерам питающей ТП и охранной сигнализации;
• оповещение обслуживающего и эксплуатационного персонала световой и звуковой сигнализацией об обнаруженных аварийных событиях с протоколированием действий диспетчера и работы системы;
• автоматическое документирование и квитирование по команде оператора контролируемых событий с выводом их на печать в виде оперативной сводки.

Подробнее http://mir-omsk.ru/products/avtomatizirovannye-sistemy/spetsializirovannye-sistemy-upravleniya-energoobektami-i-ucheta-energoresursov/avtomatizirovannaya-sistema-dispetcherskogo-upravleniya-naruzhnym-osveshche-niem-asdu-no-mir-svet/?utm_source=energybase

Подробнее http://mir-omsk.ru/products/equipment/preobrazovatels/?utm_source=energybase

Подробнее http://mir-omsk.ru/products/progr/?utm_source=energybase

Подробнее http://mir-omsk.ru/products/equipment/punkty-pitayuchie/?utm_source=energybase

Подробнее http://www.mir-omsk.ru/products/oborudovanie-dlya-tsifrovykh-setey/bloki-pitaniya/?utm_source=energybase