40083-08: Система автоматизированная информационно-измерительная для коммерческого учета электроэнергии ОАО "Воронежатомэнергосбыт" для энергоснабжения ОАО фирма "Молоко" - Производители, поставщики и поверители

Система автоматизированная информационно-измерительная для коммерческого учета электроэнергии ОАО "Воронежатомэнергосбыт" для энергоснабжения ОАО фирма "Молоко"

ALL-Pribors default picture
Номер в ГРСИ РФ: 40083-08
Производитель / заявитель: ООО "Энергоучет", г.Воронеж
Скачать
40083-08: Описание типа СИ Скачать 484.3 КБ
Нет данных о поставщике
Система автоматизированная информационно-измерительная для коммерческого учета электроэнергии ОАО "Воронежатомэнергосбыт" для энергоснабжения ОАО фирма "Молоко" поверка на: www.ktopoverit.ru
КтоПоверит
Онлайн-сервис метрологических услуг

Для измерения активной и реактивной электроэнергии, выработанной и потребленной за установленные интервалы времени технологическими объектами ОАО фирма "Молоко" г. Россошь, Воронежской области, сбора, хранения и обработки полученной информации. Выходные данные системы могут быть использованы для коммерческих расчетов.

Информация по Госреестру

Основные данные
Номер по Госреестру 40083-08
Наименование Система автоматизированная информационно-измерительная для коммерческого учета электроэнергии ОАО "Воронежатомэнергосбыт" для энергоснабжения ОАО фирма "Молоко"
Технические условия на выпуск проект.документация ООО
Класс СИ 34.01.04
Год регистрации 2008
Страна-производитель  Россия 
Центр сертификации СИ
Наименование центра ГЦИ СИ Воронежского ЦСМ
Адрес центра 394018, г.Воронеж, ул.Станкевича, 2
Руководитель центра Гуров Павел Алексеевич
Телефон (8*073*2) 55-06-12
Факс 52-01-35
Информация о сертификате
Срок действия сертификата . .
Номер сертификата 34610
Тип сертификата (C - серия/E - партия) Е
Дата протокола 14д2 от 25.12.08 п.115
Производитель / Заявитель

ООО "Энергоучет", г.Воронеж

 Россия 

394007, ул.Ленинградская, 26а, 84, Тел. (4732) 20-46-01, 42-89-81, 394007, ул.Димитрова, д.2А, оф.5, тел. (473)242-89-81

Поверка

Методика поверки / информация о поверке МП Воронежского ЦСМ
Межповерочный интервал / Периодичность поверки 4 года
Актуальность информации 24.03.2024

Поверители

Скачать

40083-08: Описание типа СИ Скачать 484.3 КБ

Описание типа

Назначение

Система автоматизированная информационно-измерительная для коммерческого учета электроэнергии ОАО «Воронежатомэнергосбыт» для энергоснабжения ОАО фирма «Молоко» (далее - АИИС КУЭ) предназначена для измерения активной и реактивной электроэнергии, выработанной и потребленной за установленные интервалы времени технологическими объектами ОАО фирма «Молоко» г. Россошь, Воронежской области, сбора, хранения и обработки полученной информации. Выходные данные системы могут быть использованы для коммерческих расчетов.

Описание

Функции АИИС КУЭ. АИИС КУЭ представляет собой многофункциональную, многоуровневую систему с централизованным управлением и распределенной функцией измерения.

АИИС КУЭ решает следующие задачи:

• измерение 30-минутных приращений активной и реактивной электроэнергии;

• периодический (1 раз в сутки) и /или по запросу автоматический сбор привязанных к единому календарному времени результатов измерений приращений электроэнергии с заданной дискретностью учета (30 мин);

• автоматизированный учет потерь в соответствии с алгоритмом расчета потерь;

• хранение результатов измерений в специализированной базе данных (глубина хранения не менее 3,5 лет), отвечающей требованию повышенной защищенности от потери информации (резервирование баз данных) и от несанкционированного доступа;

• передача в организации-участники оптового рынка электроэнергии результатов измерений;

• предоставление по запросу контрольного доступа к результатам измерений и средств измерений со стороны сервера организаций - участников оптового рынка электроэнергии;

• обеспечение защиты оборудования, программного обеспечения и данных от несанкционированного доступа на физическом и программном уровне (установка паролей и т.п.);

• диагностика функционирования технических и программных средств АИИС КУЭ;

• конфигурирование и настройка параметров АИИС КУЭ;

• ведение системы единого времени в АИИС КУЭ (коррекция времени).

Метод измерения электроэнергии (мощности). Первичные фазные токи и напряжения трансформируются измерительными трансформаторами в аналоговые сигналы низкого уровня, которые по проводным линиям связи поступают на соответствующие входы электронного счетчика электроэнергии. 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.

Электрическая энергия, как интеграл по времени от средней за период 0,02 с мощности вычисляется для интервалов времени 30 мин.

Цифровой сигнал с выходов счетчиков по ГТС связи поступает на вход сервера опроса и сервера баз данных (IBM PC совместимый компьютер), где осуществляется автоматизированный сбор, обработка (вычисление электроэнергии и мощности), накопление, формирование и хранение, оформление справочных и отчетных документов, отображение результатов измерений и передача накопленных данных по каналам связи (основной - Internet; резервный - ГТС коммутируемый) вышестоящим и внешним пользователям (НП «Совет рынка», СО-СДУ ЕЭС, РДУ, ФСК). Коммерческая информация, передаваемая внешним пользователям, отражает 30-минутные результаты измерения потребления электроэнергии по точке учета. Передача информации реализована с использованием электронных документов в виде макета 80020 в формате XML.

Умножение на коэффициенты трансформации - в сервере

Состав измерительных каналов. АИИС КУЭ включает в себя следующие уровни:

АИИС состоит из 2 уровней.

1-й уровень - уровень измерительно-информационной точки учета (ИИК ТУ) ОАО фирма «Молоко» (2 экз.) содержит в своем составе:

• измерительные трансформаторы тока (ТТ) типа ТПЛ-10 (4 экз.) по ГОСТ 7746-2001 класса точности (КТ) 0,5;

• измерительные трансформаторы напряжения (TH) типа НТМИ-6-66 (2 экз.) по ГОСТ 19832001 КТ 0,5;

• многофункциональные микропроцессорные счетчики электроэнергии (2 экз.) (счетчики) с цифровыми выходными интерфейсами RS485 и оптическими портами по ГОСТ Р 52323-2005 (активная энергия) и ГОСТ Р 52425-2005 (реактивная энергия) типа ПСЧ-4ТМ.05М; КТ 0,5S/l,0;

• вторичные цепи;

• преобразователь-коммутатор ПР-4-4 для интерфейсов RS232-RS485;

• систему обеспечения единого времени (СОЕВ): блок синхронизации времени счетчика БСЧРВ-011 в комплекте с GPS приемником BR-355;

• технические средства приёма-передачи данных на 2 уровень: коммутируемый канал связи ГТС (модем ZyXEL OMNI);

• автоматизированное рабочее место (АРМ).

2-й уровень - измерительно-вычислительный комплекс с функциями комплекса электроустановки (ИВК с функциями ИВКЭ) ОАО «Воронежатомэнергосбыт» содержит в своем составе:

• сервер, реализованный на основе промышленного компьютера с IBM PC - совместимой платформой в серверном исполнении на основе аппаратных средств - сервер HEWLETT PACKARD Proliant VL 570 2x3.OCPU/2GbRAM/8HDD/2Power Supplies;

• COEB: GPS приемник Garmin 35-HVS;

• источник бесперебойного питания Smart UPS RT 3000 VA;

• технические средства приёма-передачи данных (модемы ZyXEL U-336R, ZyXEL OMNI, GSM модем SIEMENS MC 35i) внешним пользователям (субъектам ОРЭ, НП «Совет рынка», СО-ЦДУ «ЕЭС»): основной канал - выделенный канал связи до сети провайдера Интернет и резервный - телефонная сеть общего пользования;

• АРМы диспетчера, пользователей (3 экз.);

• технические средства для организации локальной вычислительной сети и разграничения прав доступа.

Программные средства:

• ОС Microsoft Windows NT/2000/XP/2003 server;

• специализированное программное обеспечение (ПО) «Энфорс АСКУЭ», содержащее программные модули: администратор; администратор отчетов; ручная обработка данных; диспетчерский контроль информации; контроль коррекции времени; ручное редактирование данных; формирование отчетных документов и информационного обмена с субъектами ОРЭ, НП «Совет рынка», СО-ЦДУ «ЕЭС»;

• ПО «Альфа-Центр» (программа «Сервер опроса» для опроса счетчика);

• ПО счетчика «Конфигуратор СЭТ-4ТМ».

Организация системного времени. СОЕВ корректирует все системные встроенные таймеры по единому образцовому средству. В данной системе эталоном является сигнал точного времени, принимаемый от глобальной спутниковой системы GPS с помощью блока синхронизации времени счетчика БСЧРВ-011 в комплекте с GPS приемником BR-355, расположенного в помещении диспетчерской ОАО фирма «Молоко». Синхронизация времени в счетчике осуществляется один раз в сутки. В сервере синхронизация производится от спутникового GPS приемника Garmin 35 HVS, расположенного в офисном здании ОАО «Воронежатомэнергосбыт», каждые 30 минут. От таймера сервера в автоматическом режиме производится периодическая подстройка таймеров АРМ АИИС. Периодичность и алгоритм коррекции выбраны таким образом, чтобы не вносить дополнительных неучтённых погрешностей в первичные измерения и обеспечить при этом погрешность измерения времени в электросчётчиках не более ±5 с.

Журналы событий счетчика электроэнергии и сервера отражают: время (дата, часы, минуты) коррекции часов указанных устройств и расхождение времени в секундах корректируемого и корректирующего устройств в момент непосредственно предшествующий корректировке

В АИИС КУЭ предусмотрена многоуровневая защита от несанкционированного доступа: механическая и программная защита - установка паролей на счетчики, сервер.

Все кабели, приходящие на счетчик от измерительных трансформаторов и сигнальные кабели от счетчика, кроссируются в пломбируемом отсеке счетчика. Все электронные компоненты сервера установлены в пломбируемом отсеке. При прерывании питания все данные и параметры хранятся в энергонезависимой памяти.

Технические характеристики

Технические характеристики АИИС КУЭ приведены в таблицах 1 и 2, которые содержат перечень измерительных каналов с указанием наименования присоединений, измерительных компонентов и их метрологических характеристик.

В таблице 3 приведены метрологические характеристики измерительных каналов АИИС КУЭ. В качестве относительной погрешности указаны границы интервала, соответствующие вероятности 0,95.

Таблица 1 - Перечень ИК коммерческого учета АИИС и их состав

Канал измерений

Средство измерений

Ктт •Ктн •Кеч

Наименование измеряемой величины

№ИК код ОАО АТС

Наименование объекта учета, диспетчерское наименование присоединения

Вид СИ, класс точности, коэффициент трансформации, № Госреестра СИ

Обозначение, тип

Заводской номер

1

2

3

4

5

6

7

ОАО фирма «Молоко»

№_________

Система автоматизированная информационноизмерительная коммерческого учета электроэнергии ОАО "Воронежатомэнергосбыт» для энергоснабжения ОАО фирма «Молоко»

№01

Энергия активная, WP Энергия реактивная, Wq Календарное время

1 362070018214101

ОАО фирма «Молоко» КЛ 6кВ ф.32

тт

КТ=0,5 Кп=400/5 № 1276-59

А

ТПЛ-10

2384

4800

Ток первичный, Ь

С

ТПЛ-10

69915

TH

КТ=0,5 Ктн=6000/100 №2611-70

О ш >

НТМИ-6-66

XTTP

Напряжение первичное, Ui

Счетчик

KT=0,5S/l Ксч=1 № 36355-07

Передаточное число 5000 имп/кВт(квар)ч

ПСЧ4ТМ.05М

0608080282

Ток вторичный, 12 Напряжение вторичное, U2 Энергия активная, WP Энергия реактивная, Wq Календарное время

2 362070018214101

ОАО фирма «Молоко» КЛ 6кВ ф.16

ТТ

КТ=0,5 Ктг=400/5 № 1276-59

А

ТПЛ-10

0496

4800

Ток первичный, I,

С

ТПЛ-10

52929

TH

КТ=0,5 Ктн=6000/100 №2611-70

О ш >

НТМИ-6-66

ТАК

Напряжение первичное, Ui

Счетчик

KT=0,5S/l Ксч=1 № 36355-07

Передаточное число 5000 имп/кВт(квар) ч

ПСЧ 4ТМ.05М

0608080317

Ток вторичный, 12

Напряжение вторичное, U2 Энергия активная, WP Энергия реактивная, Wq Календарное время

Примечание - Допускается замена измерительных трансформаторов и счетчиков на аналогичные утвержденных типов с метрологическими характеристиками не хуже, чем у перечисленных в Таблице 1. Замена оформляется актом в установленном на предприятии порядке. Акт хранится совместно с настоящим описанием типа АИИС КУЭ как его неотъемлемая часть.

Таблица 2- Основные технические характеристики АИИС КУЭ

Наименование характеристики

Значение характеристики

Примечания

1

2

3

Количество ИК коммерческого учета.

2

-

Номинальное напряжение на вводах системы, В

6000/100

ИК№ 1,2

Номинальные значения первичных токов ТТ измерительных каналов, А

400/5

ИК№ 1,2

Мощность вторичной нагрузки ТТ (при cos<p2=0,8 инл), ВА

10

ИК№ 1,2

Мощность нагрузки TH (при cos<p2=0,8 инд)> В А

75

ИК №1,2

Таблица 3 - Пределы допускаемых относительных погрешностей измерения активной (реактивной) электроэнергии (мощности) для реальных условий эксплуатации АИИС КУЭ при доверительной вероятности 0,95_________________________________________________________________________________

5 wp , %

№ ИК

КТтт

КТтн

КТСЧ

Значение COS ф

для диапазонов 5 %<1/1п<20%

WP5%<Wp<Wp2o%

для диапазонов 20%<I/In<100%

Wp20 % <Wp<WPI(X) %

для диапазонов 100%< I/In<l 20% WpiOO%<Wp< Wp|20%

1,2

0,5

0,5

0,5s

1,0

±23

±13

±13

0,8

±3,2

±2,0

±1,7

0,5

±5,7

±33

±2,7

5 WQ » %

№ ИК

КТтт

КТтн

КТсч

Значение cos q> (sin ср)

для диапазонов 5%<1/1п<20%

Wq S % <Wq< Wq 20 %

для диапазонов 20%<I/In<100%

Wq 20 % <Wq<Wq ню %

для диапазонов 100%< I/In<120% Wq |00%^Wq< Wq|2o%

1,2

0,5

0,5

1,0

0,8(0,6)

±4,8

±3,2

±2,8

0,5(0,87)

±3,1

±2,6

±2,4

Предел допускаемой абсолютной погрешности хода часов в сутки, с/сут         ± 5

Обозначения: 1/1п - значение первичного тока в сети в % от номинального

Wpj %(WQ5 %), Wp2o%(Wq20"/.), Wpioo%(Wqioo%)> Wpi2o %(Wqi2o %) - значения электроэнергии при I/In =5 %, 20%, 100%, 120%

Таблица 4-Условия эксплуатации

Наименование параметров контролируемых присоединений и влияющих величин

Допускаемые границы параметров контролируемых присоединений и рабочих условий применения СИ для состава измерительного канала

Счетчики

ТТ

TH

Сила переменного тока, А

А мин “ А макс

J -19/ *1мин Ь* -Чном

Напряжение переменного тока, В

0,9(/2вом - 1,1 (/гном

0,9t/| вом - 1,1 (У, „ом

Коэффициент мощности (cos ср)

0,5    1,0 -0,8^

0,8       1,0

0,8 „вд- 1,0

Частота, Гц

47,5-52,5

47,5 -52,5

47,5 - 52,5

Температура окружающего воздуха, °C -По ЭД - Реальные

От минус 40 до плюс 60

От минус 5 до плюс 35

От минус 50 до плюс 45

От минус 5 до плюс 35

От минус 50 до плюс 45

От минус 5 до плюс 35

Индукция внешнего магнитного поля для счетчиков, мТл

Не более 0,5

Мощность вторичной нагрузки ТТ (при coscp2 =0,8 ивд)

-

0,25S2hom “ 1.0S2HOM

Мощность нагрузки TH (при coscp2 =0,8 ввд)

-

0,255НОМ — l,0SHOM

Надежность применяемых в системе компонентов.

Для трансформаторов тока:

• среднее время наработки на отказ не менее 300000 ч,

• срок службы, не менее 25 лет

Для трансформаторов напряжения:

• среднее время наработки на отказ не менее 300000 ч,

• срок службы, не менее 25 лет

Для счётчиков электроэнергии:

• среднее время наработки на отказ не менее 35000 ч,

• среднее время восстановления работоспособности не более 24 ч;

• срок службы, не менее 30 лет

Для сервера:

. коэффициент готовности не менее 0,99,

• среднее время наработки на отказ не менее 35000 ч,

• среднее время восстановления работоспособности не более 1 ч.

Для СОЕВ:

• коэффициент готовности не менее 0,95,

• среднее время восстановления работоспособности не более 48 ч;

• блок синхронизации срок службы, не менее 25 лет

Для каналообразующей аппаратуры (модемы и т.п.):

• коэффициент готовности не менее 0,95,

• среднее время восстановления работоспособности не более 1 ч.;

• среднее время наработки па отказ не менее 35000 ч.

Для каналов передачи данных:

• коэффициент готовности не менее 0,95,

• скорость передачи данных 9600 бит/с.

Для блока синхронизации часов реального времени (БСЧРВ-011):

• среднее время наработки па отказ не менее 100000 ч,

• среднее время восстановления работоспособности не более 1 ч;

• срок службы, не менее 25 лет

Надежность системных решений:

• резервирование питания счетчика;

• наличие резервного сервера с резервной базой данных;

• резервирование питания сервера с помощью источника бесперебойного питания;

• резервирование каналов связи: информация о результатах измерений может передаваться в организации-участники оптового рынка электроэнергии по электронной почте.

Регистрация событии: в журнале событий счётчика:

• параметрирования;

• пропадания напряжения;

• коррекции времени в счетчике

Регистрация событии: в журнале событий сервера:

• параметрирования;

• пропадания напряжения;

• коррекции времени в сервере.

Контроль полноты и достоверности результатов и состояния средств измерений. Механическая защита от несанкционированного доступа и пломбирование:

• выходных клемм трансформаторов тока и напряжения;

• электросчётчика;

• промежуточных клеммников вторичных цепей;

• сервера

Защита информации на программном уровне:

• результатов измерений (при передаче, возможность использования цифровой подписи)

• установка пароля на счетчик;

• установка пароля на сервере;

Глубина хранения информации:

• электросчетчик - тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях не менее 100 суток; при отключении питания - не менее 10 лет;

• сервер - суточные данные о 30-ти приращениях электропотребления по каждому каналу и электропотребление за месяц по каждому каналу - 3,5 года (функция автоматизирована); сохранение информации при отключении питания - 3,5 года;

• ИВК - хранение результатов измерений и информации состояний средств измерений - за весь срок эксплуатации системы.

Знак утверждения типа

Знак утверждения типа наносится на титульные листы эксплуатационной документации на систему автоматизированную информационно-измерительную для коммерческого учета электроэнергии ОАО «Воронежатомэнергосбыт» для энергоснабжения ОАО фирма «Молоко».

Комплектность

Комплектность АИИС КУЭ определяется проектной документацией на систему. Рабочий проект «Автоматизированная система информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии ОАО «Воронежатомсбыт» для энергоснабжения ОАО фирма «Молоко» шифр НСЛГ.466645.017. В комплект поставки входит техническая документация на систему и на комплектующие средства измерений, методика поверки.

Поверка

Поверка проводится в соответствии с документом: «Система автоматизированная информационно-измерительная для коммерческого учета электроэнергии ОАО «Воронежатомэнергосбыт» для энергоснабжения ОАО фирма «Молоко». Методика поверки», утвержденным ГЦИ СИ ФГУ «Воронежский ЦСМ» в 2008 г.

Таблица 5 - Перечень эталонов и вспомогательных средств, применяемых при проверке АИИС

Наименование эталонов, вспомогательных СИ

Тип

Основные требования к метрологическим характеристикам (MX)

Цель использования

1

2

3

4

1.Термометр

ТП 22

ЦД 1 °C в диапазоне от минус 30 до плюс 50 °C

Контроль температуры окружающей среды

2. Барометр-анероид

БАММ 1

Атм. давление 80-106 кПа

Отн. погрешность ± 5%

Контроль атмосферного давления

3. Психрометр

М-4М

КТ 2,0

Контроль относительной влажности

4 Миллитесламетр

МПМ-2

ПГ 7,5 %

Измерение напряженности магнитного поля

5. Измеритель показателей качества электрической энергии

Ресурсам

КТ 0,2 (напряжение гармоник)

Измерение показателей качества электроэнергии в соответствии с ГОСТ 13109-97

б.Вольтамперфазометр

ПАРМА ВАФ-Т

КТ 0,5

Напряжение 0-460 В

Ток 0-6 А

Частота 45-65 Гц

Фазовый угол от минус 180 до 180 град.

Измерение напряжения, тока, частоты, угла сдвига фаз между напряжением и током

7. Прибор сравнения

КНТ-03

1,999 В-А;

19,99 В-А;

199,9 В А

ПГ ±0,003 В-А

ПГ ±0,03 В-А

ПГ ±0,3 В-А

Измерение     полной     мощности

вторичной нагрузки ТТ

8.Радиоприемник

Любой тип

Использование сигнала точного времени

9. Секундомер

СОСпр-1

0-30 мин., ЦД 0,1 с

При определении погрешности хода системных часов

10. Переносной компьютер (ноутбук)

Для непосредственного считывания информации со счетчиков

11. Устройство сопряжения оптическое

УСО-2

Преобразователь сигналов для считывания информации со счетчиков через оптический порт

12 . ПО: «Энфорс АСКУЭ»,       ПО

«КонфигураторСЭТ -4ТМ»

Тестовые файлы, пусконаладочные, настроечные, диагностические работы по проверке функционирования счетчиков, АИИС в целом.

Примечание - Допускается применение других СИ, обладающих требуемыми MX.

Средства поверки - по НД на измерительные компоненты:

. ТТ-по ГОСТ 8.217-2003;

. TH - по МИ 2845-2003, МИ 2925-2005 и/или по ГОСТ 8.216-88;

• Счетчики ПСЧ 4ТМ.05М- по методике поверке ИЛГШ.411152.146 РЭ1, согласованной с

ГЦИ СИ ФГУ «Нижегородский ЦСМ»

Межповерочный интервал АИИС КУЭ - 4 года.

Нормативные документы

ГОСТ 22261-94 «Средства измерений электрических и магнитных величин. Общие технические условия»,

ГОСТ Р 8.596-002 «ГСИ. Метрологическое обеспечение измерительных систем. Основные положения».

Технорабочий проект Автоматизированная система коммерческого учета электрической энергии ОАО «Воронежатомэнергосбыт» для энергоснабжения ОАО фирма «Молоко» НСЛГ.466645.017 РП

Заключение

Тип системы автоматизированной информационно-измерительной для коммерческого учета электроэнергии ОАО «Воронежатомэнергосбыт» для энергоснабжения ОАО фирма «Молоко», заводской номер 01, утвержден с техническими и метрологическими характеристиками, приведёнными в настоящем описании типа, метрологически обеспечен при выпуске из производства и в эксплуатации согласно государственным поверочным схемам.

Смотрите также

Default ALL-Pribors Device Photo
Для измерения и регистрации параметров электрической энергии, в том числе действующих значений напряжения и силы переменного тока, активной, реактивной и полной мощности, а так же активной, реактивной и полной энергии, в однофазных и трехфазных элект...
Default ALL-Pribors Device Photo
40085-08
ЗНОЛ-СЭЩ-35 Трансформаторы напряжения
ЗАО "ГК "Электрощит-ТМ-Самара", г.Самара
Обеспечивают питание приборов учета электроэнергии, контрольно-измерительной аппаратуры, релейных защит, автоматики и используются, когда требуется измерение фазных напряжений, а также контроль изоляции сетей 35 кВ. Для установки в комплектные распре...
Default ALL-Pribors Device Photo
40086-08
ТОЛ-СЭЩ-35 Трансформаторы тока
ЗАО "ГК "Электрощит-ТМ-Самара", г.Самара
Для передачи сигнала измерительной информации приборам измерения, защиты, автоматики, сигнализации и управления, для использования в цепях коммерческого учета электроэнергии в электрических цепях переменного тока частотой 50 или 60 Гц на класс напряж...
Default ALL-Pribors Device Photo
40087-08
AGU-123, AGU-245, AGU-362, AGU-525, AGU-765 Трансформаторы тока
Фирма "KONCAR - Instrument transformers Inc.", Хорватия
Для передачи сигналов измерительной информации измерительным приборам и/или устройствам защиты и управления в установках переменного тока промышленной частоты в электросетях с классом напряжения до 110, 220, 330, 500 и 750 кВ.
Default ALL-Pribors Device Photo
40088-08
VАU-123, VАU-245, VАU-362 Трансформаторы комбинированные
Фирма "KONCAR - Instrument transformers Inc.", Хорватия
Для передачи сигнала измерительной информации измерительным приборам и/или устройствам защиты и управления в установках переменного тока промышленной частоты в электросетях 110, 220, 330 кВ.