| Номер в госреестре | 92321-24 |
| Наименование СИ | Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии ПАО "Саратовэнерго" |
| Обозначение типа СИ | Обозначение отсутствует |
| Изготовитель | Общество с ограниченной ответственностью "Интер РЭК" (ООО "Интер РЭК"), г. Москва |
| Год регистрации | 2024 |
| МПИ (интервал между поверками) | 4 года |
| Описание типа | скачать |
| Методика поверки | скачать |
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии ПАО «Саратовэнерго» (далее - АИИС КУЭ) предназначена для измерений активной и реактивной электроэнергии, сбора, обработки, хранения, формирования отчетных документов и передачи полученной информации.
АИИС КУЭ представляет собой многофункциональную трехуровневую автоматизированную систему с централизованным управлением и распределённой функцией измерения.
АИИС КУЭ включает в себя следующие уровни:
1-й уровень - измерительно-информационные комплексы (ИИК), включающие 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 электроустановки (ИВКЭ), включающий в себя устройства сбора и передачи данных (далее-УСПД) типа «ЭКОМ-3000», каналообразующую аппаратуру для обеспечения информационного взаимодействия между уровнями системы.
3-й уровень - информационно-вычислительный комплекс (далее - ИВК ПАО «Саратовэнерго»), включающий в себя сервер сбора данных (сервер СД) на базе виртуальной машины Citrix XenCenter 7.0 с установленным программным обеспечением (ПО) «АльфаЦЕНТР», сервер базы данных (сервер БД) на базе виртуальной машины Citrix XenCenter 7.0 с установленным программным обеспечением (ПО) «Энфорс АСКУЭ», устройство синхронизации времени (далее-УСВ) типа УСВ-3, автоматизированные рабочие места (АРМ), технические средства приема-передачи данных, каналы связи для обеспечения информационного взаимодействия между уровнями системы, технические средства для обеспечения локальной вычислительной сети (ЛВС) и разграничения прав 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.
Средняя за период реактивная мощность вычисляется по средним за период значениям активной и полной мощности. Измерительная информация на выходе счетчика без учета коэффициента трансформации.
Электрическая энергия активная (реактивная), как интеграл по времени от средней за период 0,02 с активной и реактивной мощности, соответственно, вычисляемая для интервалов времени 30 мин.
Средняя активная (реактивная) электрическая мощность вычисляется как среднее значение мощности на интервале времени усреднения 30 мин.
Измеренные значения приращений активной и реактивной энергии на 30-минутных интервалах времени сохраняются в энергонезависимой памяти счетчиков электроэнергии с привязкой к шкале времени UTC(SU).
Цифровой сигнал с выходов счётчиков для ИК № 1-5 при помощи технических средств приема-передачи данных поступает на входы соответствующего УСПД, где осуществляется обработка измерительной информации, накопление, хранение и передача полученных данных на сервер СД, а также отображение информации по подключенным к УСПД устройствам. УСПД с периодичностью опроса не реже 1 раза в сутки опрашивает счетчики электроэнергии и считывает с них тридцатиминутный профиль мощности для каждого канала учета и журналы событий.
Цифровой сигнал с выходов счетчиков для ИК № 6-12 при помощи технических средств приема-передачи данных передаются непосредственно на сервер СД. Сервер автоматически с периодичностью опроса не реже 1 раза в сутки опрашивает счетчики электроэнергии и УСПД, считывает с них тридцатиминутный профиль мощности для каждого канала учета и журналы событий.
На сервере СД осуществляется вычисление электрической энергии и мощности с учетом коэффициентов трансформации ТТ и ТН. Далее результаты измерений поступают на сервер БД, где осуществляется формирование и хранение полученных данных, оформление отчётных документов, отображение информации на АРМ.
ИВК АИИС КУЭ раз в сутки формирует отчеты в формате XML-макетов в соответствии с регламентами ОРЭМ, подписывает электронной цифровой подписью (ЭЦП) и отправляет по выделенному каналу связи сети Internet в программно-аппаратный комплекс АО «АТС», региональному филиалу АО «СО ЕЭС» и всем заинтересованным субъектам оптового рынка электроэнергии и мощности (ОРЭМ).
ИВК ПАО «Саратовэнерго» обеспечивает прием измерительной информации от АИИС КУЭ утвержденного типа третьих лиц зарегистрированных в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений, получаемой в формате XML-макетов в соответствии с регламентами ОРЭМ в автоматизированном режиме посредством электронной почты сети Интернет.
АИИС КУЭ имеет систему обеспечения единого времени (СОЕВ). СОЕВ предусматривают поддержание шкалы всемирного координированного времени на всех уровнях АИИС КУЭ (ИИК, ИВКЭ, ИВК). В состав СОЕВ входит устройство синхронизации времени типа УСВ-3, синхронизирующее собственную шкалу времени со шкалой всемирного координированного времени UTC (SU) по сигналам навигационной системы ГЛОНАСС.
Сервер АИИС КУЭ, при каждом сеансе связи, сравнивает собственную шкалу времени со шкалой времени УСВ-3 и при расхождении ±1 с и более (параметр программируемый), сервер АИИС КУЭ производит синхронизацию собственной шкалы времени со шкалой времени УСВ-3. Сравнение шкалы времени УСПД со шкалой времени сервера СД осуществляется при каждом сеансе связи, и при расхождении ±1 с и более (параметр программируемый), УСПД производит синхронизацию собственной шкалы времени со шкалой времени сервера СД.
Для ИК № 1-5 сравнение шкалы времени счетчиков со шкалой времени УСПД осуществляется при каждом сеансе связи, но не менее 1 раз в сутки.
При обнаружении расхождения шкалы времени счетчика от шкалы времени УСПД равного ±1 с и более (параметр программируемый), выполняется синхронизация шкалы времени счетчика.
Для ИК № 6-12 сравнение шкалы времени счетчиков со шкалой времени сервера СД осуществляется во время сеанса связи со счетчиком. При обнаружении расхождения шкалы времени счетчика от шкалы времени сервера СД равного ±1 с и более (параметр программируемый), выполняется синхронизация шкалы времени счетчика.
Журналы событий счетчика, УСПД и сервера отображают факты коррекции времени с обязательной фиксацией времени до и после коррекции или величины коррекции времени, на которую было скорректировано устройство.
Нанесение знака поверки на АИИС КУЭ не предусмотрено.
Нанесение заводского номера на АИИС КУЭ не предусмотрено. АИИС КУЭ присвоен заводской номер 003. Заводской номер указывается в формуляре на АИИС КУЭ. Сведения о форматах, способах и местах нанесения заводских номеров измерительных компонентов, входящих в состав измерительных каналов АИИС КУЭ приведены в формуляре на АИИС КУЭ.
В АИИС КУЭ используется программное обеспечение (ПО) «АльфаЦЕНТР» и ПО «Энфорс АСКУЭ». Уровень защиты ПО от непреднамеренных и преднамеренных изменений соответствует уровню - «средний» в соответствии Р 50.2.077-2014.
Идентификационные признаки ПО приведены в таблице 1.
Таблица 1 - Идентификационные признаки ПО
| Идентификационные признаки | Значение |
| 1 | 2 |
| ПО «АльфаЦ | ЕНТР» |
| Идентификационное наименование ПО | ac_metrology.dll |
| Номер версии (идентификационный номер) ПО | не ниже 12.1 |
| Цифровой идентификатор ПО | 3E736B7F380863F44CC8E6F7BD211C54 |
| Алгоритм вычисления цифрового идентификатора (контрольной суммы) ПО - MD5 | |
| ПО «Энфорс АСКУЭ» | |
| Идентификационное наименование ПО | Enfadmin.exe |
| Номер версии (идентификационный номер) ПО | 2.4 |
| Цифровой идентификатор ПО | 2BCD5602B5A6CFF5BBC2808EAAB76315 |
| Идентификационное наименование ПО | NewOpcon.exe |
| Номер версии (идентификационный номер) ПО | 2.4 |
| Цифровой идентификатор ПО | 18CE1FF72BEB15738F37825C74795BD3 |
| Идентификационное наименование ПО | NewReports.exe |
| Номер версии (идентификационный номер) ПО | 2.5 |
| Цифровой идентификатор ПО | C0E384BE38FBCB5CFEF31DDA19A188E2 |
| Идентификационное наименование ПО | CalcFormula.exe |
| Номер версии (идентификационный номер) ПО | 2.4 |
| Цифровой идентификатор ПО | 086F585262236B4C6F5CD68B10606E12 |
Продолжение таблицы 1
| 1 | 2 |
| Идентификационное наименование ПО | Alfa_repl.exe |
| Номер версии (идентификационный номер) ПО | 2.3 |
| Цифровой идентификатор ПО | 2B7C3A612D89EC5EBC90F3A526EEBFD5 |
| Идентификационное наименование ПО | M80020_IMP.exe |
| Номер версии (идентификационный номер) ПО | 2.3 |
| Цифровой идентификатор ПО | 7DC417504B8AD5C1B8496DB1BD9E2EFD |
| Идентификационное наименование ПО | NewMEdit.exe |
| Номер версии (идентификационный номер) ПО | 2.4 |
| Цифровой идентификатор ПО | 04632AF4A44AB5304E71A50612C24DC2 |
| Идентификационное наименование ПО | Dataproc.exe |
| Номер версии (идентификационный номер) ПО | 2.4 |
| Цифровой идентификатор ПО | C8158EA2CE9474FAFAF9669CA280F31D |
| Идентификационное наименование ПО | TradeGR.exe |
| Номер версии (идентификационный номер) ПО | 2.4 |
| Цифровой идентификатор ПО | DCA145843DC883810F0B96DC0440793F |
| Идентификационное наименование ПО | M80020.exe |
| Номер версии (идентификационный номер) ПО | 2.4 |
| Цифровой идентификатор ПО | E1CE2F29999F1131914E455F3CC03F43 |
| Идентификационное наименование ПО | M80030.exe |
| Номер версии (идентификационный номер) ПО | 2.2 |
| Цифровой идентификатор ПО | 9CFE5972D6918043EC85B8E0AFF18CDC |
| Идентификационное наименование ПО | NewM51070.exe |
| Номер версии (идентификационный номер) ПО | 2.4 |
| Цифровой идентификатор ПО | F74C961E0A1FBFB7F7121B1F552403AB |
| Идентификационное наименование ПО | M80050.exe |
| Номер версии (идентификационный номер) ПО | 2.4 |
| Цифровой идентификатор ПО | 30D68C8F4208949506C88F5AAD136188 |
| Алгоритм вычисления цифрового идентификатора (контрольной суммы) ПО - MD5 | |
Конструкция АИИС КУЭ исключает возможность несанкционированного влияния на программное обеспечение и измерительную информацию.
Состав измерительных каналов приведен в таблице 2.
Таблица 2 - Состав измерительных каналов АИИС КУЭ
| Номер ИК | Наименование измерительного канала | Состав измерительного канала | ||||
| Трансформатор тока | Трансформатор напряжения | Счетчик электрической энергии | ИВКЭ | ИВК | ||
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 |
| 1 | ПС 110 кВ Озинская, ОРУ-110 кВ, 1 СШ-110 кВ, ВЛ-110 кВ Озинки-Семиглавый Мар | ТФЗМ 110Б-1У1 600/5 КТ 0,5 Рег. № 2793-71 | НКФ-110-57 У1 110000:^3/100:^3 КТ 0,5 Рег. № 76656-19 | СЭТ-4ТМ.03.01 КТ 0,5S/1,0 Рег. № 27524-04 | «ЭКОМ-3000», рег. № 17049-09 | УСВ-3, рег. № 51644-12/ ИВК ПАО «Саратовэнерго» |
| 2 | ПС 110 кВ Озинская, ОРУ-110 кВ, СОВ-110 кВ Семиглавый Мар | ТФЗМ 110Б-1У1 600/5 КТ 0,5 Рег. № 2793-71 | НКФ-110-57 У1 110000:^3/100:^3 КТ 0,5 Рег. № 76656-19 | СЭТ-4ТМ.03.01 КТ 0,5S/1,0 Рег. № 27524-04 | ||
| 3 | ПС 35 кВ «Петропавловка», РУ-35 кВ, 2 СШ-35 кВ, ВЛ-35 кВ Петропавловка-Джаксыбай | ТФН-35М 100/5 КТ 0,5 Рег. № 3690-73 | ЗНОМ-35-65 35000:^3/100:^3 КТ 0,5 Рег. № 912-05 | СЭТ-4ТМ.03М.01 КТ 0,5S/1,0 Рег. № 36697-08 | «ЭКОМ-3000», рег. № 17049-09 | |
| 4 | ПС 110 кВ Алгайская, РУ-35 кВ, 1 СШ-35 кВ, ВЛ-35 кВ Алгай-Казталовка | ТФЗМ 35А-У1 75/5, КТ 0,5 Рег. № 26417-04 | НАМИ-35 УХЛ1 35000/100 КТ 0,5 Рег. № 19813-00 | СЭТ-4ТМ.03.01 КТ 0,5S/1,0 Рег. № 27524-04 | «ЭКОМ-3000», рег. № 17049-09 | |
| 5 | ПС 110 кВ Новоузенская, РУ-35 кВ, 2 СШ-35 кВ, ВЛ-35 кВ Новоузенская-Богатырево | ТФН-35М 150/5 КТ 0,5 Рег. № 3690-73 | ЗНОМ-35-65 35000:^3/100:^3 КТ 0,5 Рег. № 912-70 | СЭТ-4ТМ.03.01 КТ 0,5S/1,0 Рег. № 27524-04 | «ЭКОМ-3000», рег. № 17049-09 | |
Продолжение таблицы 2
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 |
| 6 | ПС 110 кВ Гмелинка, ОРУ-110 кВ, 1 СШ-110 кВ, ВЛ-110 кВ Лепехинка-Гмелинка №288 | ТФЗМ 110Б-1У1 300/5 КТ 0,5 Рег. № 2793-71 | НКФ-110-57 У1 110000:^3/100:^3 КТ 0,5 Рег. № 14205-94 | СЭТ-4ТМ.03М.01 КТ 0,5S/1,0 Рег. № 36697-12 | - | УСВ-3, рег. № 51644-12/ ИВК ПАО «Саратовэнерго» |
| 7 | ПС 35 кВ Кленовская ОРУ-35 кВ, ВЛ-35 кВ Свёрдлово-Кленовская | ТФЗМ 35Б-1У1 150/5 КТ 0,5 Рег. № 3689-73 | ЗНОМ-35-65 35000:^3/100:^3 КТ 0,5 Рег. № 912-70 | СЭТ-4ТМ.03М КТ 0,2S/0,5 Рег. № 36697-08 | - | |
| 8 | ПС 220 кВ Терешка ОРУ-220 кВ, ВЛ-220 кВ СарГЭС-Терешка с отп. на ПС Вольская | ТФЗМ 220Б-ГУ 1000/5 КТ 0,2 Рег. № 31548-06 | CPB 245 220000:^3/100:^3 КТ 0,2 Рег. № 15853-06 | A1802RALXQV-P4GB-DW-4 КТ 0,2S/0,5 Рег. № 31857-06 | - | |
| 9 | ПС 220 кВ Терешка ОРУ-220 кВ, ОВ-220 кВ | ТФЗМ 220Б-ГУ 1000/5 КТ 0,2 Рег. № 31548-06 | CPB 245 220000:^3/100:^3 КТ 0,2 Рег. № 15853-06 | A1802RALXQV-P4GB-DW-4 КТ 0,2S/0,5 Рег. № 31857-06 | - | |
| 10 | ПС 220 кВ Терешка ОРУ-220 кВ, ВЛ-220 кВ Саратовская-Терешка | ТФЗМ 220Б-ГУ 1000/5 КТ 0,2 Рег. № 31548-06 | CPB 245 220000:^3/100:^3 КТ 0,2 Рег. № 15853-06 | A1802RALXQV-P4GB-DW-4 КТ 0,2S/0,5 Рег. № 31857-06 | - | |
| 11 | ПС 220 кВ Буровка-тяговая ОРУ-220 кВ, Ввод Т2 220 кВ | TG-245 300/5 КТ 0,2 Рег. № 30489-05 | НАМИ-220 УХЛ1 220000:^3/100:^3 КТ 0,5 Рег. № 20344-05 | A1802RALQ-P4GB-DW-4 КТ 0,2S/0,5 Рег. № 31857-06 | - | |
| 12 | ПС 220 кВ Буровка-тяговая ОРУ-220 кВ, СВ 220 кВ | TG-245 1200/5 КТ 0,2 Рег. № 30489-05 | НАМИ-220 УХЛ1 220000:^3/100:^3 КТ 0,5 Рег. № 20344-05 | A1802RALQ-P4GB-DW-4 КТ 0,2S/0,5 Рег. № 31857-06 | - |
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 УСВ, УСПД на аналогичные утвержденных типов.
3. Допускается замена сервера АИИС КУЭ без изменения используемого ПО (при условии сохранения цифрового идентификатора ПО).
4. Допускается изменение наименований ИК, без изменения объекта измерений.
5. 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.
Таблица 3 - Основные метрологические характеристики ИК
| Номер ИК | Вид электрической энергии | Границы основной погрешности ±6, % | Границы погрешности в рабочих условиях ±6, % |
| 1-6 | Активная Реактивная | 1,1 2,7 | 3,3 5,3 |
| 7 | Активная Реактивная | 1,0 2,6 | 2,9 4,6 |
| 8-10 | Активная Реактивная | 0,4 1,1 | 1,4 2,2 |
| 11,12 | Активная Реактивная | 0,7 1,7 | 1,5 2,4 |
| Пределы абсолютной погрешности смещения шкалы времени омпонентов СОЕВ АИИС КУЭ относительно национальной шкалы оординированного времени Российской Федерации UTC (SU), (±) с | ±5 | ||
| 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 cosф=0,9, токе ТТ, равном 100 % от 1ном для нормальных условий и при cosф=0,8, токе ТТ, равном 5 % от 1ном для рабочих условий, при температуре окружающего воздуха в месте расположения счетчиков от 0 до +30 °С. | |||
Таблица 4 - Основные технические характеристики АИИС КУЭ
| Наименование характеристики | Значение |
| 1 | 2 |
| Количество измерительных каналов | 12 |
| Нормальные условия: параметры сети: - напряжение, % от Uhom - ток, % От Ihom - коэффициент мощности - частота, Гц - температура окружающей среды для счетчиков, °С | от 98 до 102 от 100 до 120 0,9 50 от +21 до +25 |
| Условия эксплуатации параметры сети: - напряжение, % от Uhom - ток, % от Ihom - коэффициент мощности cos9 (sin^) - частота, Гц температура окружающей среды для ТТ и ТН, °С температура окружающей среды для счетчиков, °С температура окружающей среды для сервера ИВК, °С температура окружающей среды для УСПД, °С атмосферное давление, кПа относительная влажность, %, не более | от 90 до 110 от 5 до 120 от 0,5 инд. до 1 емк от 49,6 до 50,4 от -40 до +40 от +0 до + 30 от +10 до + 30 от +15 до + 25 от 80,0 до 106,7 98 |
| Надежность применяемых в АИИС КУЭ компонентов: Счетчики: СЭТ-4ТМ.03 (рег. № 27524-04): - среднее время наработки на отказ, ч, не менее: - среднее время восстановления работоспособности, ч СЭТ-4ТМ.03М (рег. № 36697-08): - среднее время наработки на отказ, ч, не менее: - среднее время восстановления работоспособности, ч СЭТ-4ТМ.03М (рег. № 36697-12): - среднее время наработки на отказ, ч, не менее: - среднее время восстановления работоспособности, ч Альфа А1800 (рег. № 31857-06): - среднее время наработки на отказ, ч, не менее: - среднее время восстановления работоспособности, ч УСПД (рег. № 17049-09): - среднее время наработки на отказ, ч, не менее - среднее время восстановления работоспособности, ч УСВ (рег. № 51644-12): - среднее время наработки на отказ, ч, не менее - среднее время восстановления работоспособности, ч Сервер: - среднее время наработки на отказ, ч, не менее - среднее время восстановления работоспособности, ч | 90000 2 140000 2 165000 2 120000 2 75000 24 45000 2 208051 1 |
Продолжение таблицы 4
| 1 | 2 |
| Глубина хранения информации Счетчики: СЭТ-4ТМ.03, СЭТ-4ТМ.03М (рег. № 27524-04, рег. № 36697-08): - каждого массива профиля при времени интегрирования 30 минут, сут - при отключении питания, лет, не менее СЭТ-4ТМ.03М (рег. № 36697-12): - каждого массива профиля при времени интегрирования 30 минут, сут - при отключении питания, лет, не менее Альфа А1800 (рег. № 31857-06): - каждого массива профиля при времени интегрирования 30 минут, сут - при отключении питания, лет, не менее УСПД (рег. № 17049-09): - суточные данные о тридцатиминутных приращениях электроэнергии по каждому каналу, а также электроэнергии, потребленной за месяц по каждому каналу, сутки, не менее - при отключении питания, лет, не менее Сервер: - хранение результатов измерений и информации состояний средств измерений, лет, не менее | 113 10 114 40 180 30 45 10 3,5 |
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.
В журналах событий фиксируются факты:
- в журнале событий счетчика и УСПД:
- параметрирования;
- пропадания напряжения;
- коррекции времени.
Защищенность применяемых компонентов:
- механическая защита от несанкционированного доступа и пломбирование:
- электросчетчика и УСПД;
- промежуточных клеммников вторичных цепей напряжения;
- испытательной коробки;
- сервера;
- защита информации на программном уровне:
- результатов измерений (при передаче, возможность использования цифровой подписи);
- установка пароля на счетчик;
- установка пароля на УСПД;
- установка пароля на сервер.
наносится на титульные листы формуляра на АИИС КУЭ типографским способом.
Комплектность АИИС КУЭ приведена в таблице 5.
Таблица 5 - Комплектность АИИС КУЭ
| Наименование | Обозначение | Количество, шт. |
| 1 | 2 | 3 |
| Трансформаторы тока | ТФЗМ 110Б-1У1 | 8 |
| ТФН-35М | 4 | |
| ТФЗМ 35А-У1 | 2 | |
| ТФЗМ 35Б-1У1 | 2 | |
| ТФЗМ 220B-IV | 9 | |
| TG-245 | 6 | |
| Трансформаторы напряжения | НКФ-110-57 У1 | 9 |
| ЗНОМ-35-65 | 9 | |
| НАМИ-35 УХЛ1 | 1 | |
| CPB 245 | 6 | |
| НАМИ-220 УХЛ1 | 3 | |
| Счетчики электрической энергии многофункциональные | СЭТ-4ТМ.03 | 4 |
| СЭТ-4ТМ.03М | 3 | |
| Счетчики электрической энергии трехфазные многофункциональные | Альфа А1800 | 5 |
| Устройства сбора и передачи данных | «ЭКОМ -3000» | 4 |
| Устройство синхронизации времени | УСВ-3 | 1 |
| Сервер БД на базе виртуальной машины | - | 1 |
| Сервер СД на базе виртуальной машины | - | 1 |
| Автоматизированное рабочее место (АРМ) | - | 1 |
| Документация | ||
| Формуляр | СЭ.411711.032.ФО | 1 |
приведены в аттестованном документе СЭ.411711.032.МВИ «Методика (метод) измерений электрической энергии с использованием системы автоматизированной информационноизмерительной коммерческого учета электроэнергии ПАО «Саратовэнерго».
ГОСТ 22261-94 «Средства измерений электрических и магнитных величин. Общие технические условия»;
ГОСТ Р 8.596-2002 «ГСИ. Метрологическое обеспечение измерительных систем. Основные положения».
| Зарегистрировано поверок | 2 |
| Поверителей | 1 |
| Актуальность данных | 22.11.2024 |
