62769-15: Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО "РГМЭК" (ООО "Завод ТехноНИКОЛЬ Хабаровск") - Производители, поставщики и поверители

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО "РГМЭК" (ООО "Завод ТехноНИКОЛЬ Хабаровск")

ALL-Pribors default picture
Номер в ГРСИ РФ: 62769-15
Производитель / заявитель: ООО "Рязанская городская муниципальная энергосбытовая компания" (РГМЭК), г.Рязань
Скачать
62769-15: Описание типа СИ Скачать 113.1 КБ
Нет данных о поставщике
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО "РГМЭК" (ООО "Завод ТехноНИКОЛЬ Хабаровск") поверка на: www.ktopoverit.ru
КтоПоверит
Онлайн-сервис метрологических услуг

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО «РГМЭК» (ООО «Завод ТехноНИКОЛЬ Хабаровск») (далее - АИИС КУЭ) предназначена для измерений активной и реактивной электроэнергии и мощности, сбора, обработки, хранения, формирования отчётных документов и передачи полученной информации заинтересованным организациям в рамках согласованного регламента.

Информация по Госреестру

Основные данные
Номер по Госреестру 62769-15
Наименование Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО "РГМЭК" (ООО "Завод ТехноНИКОЛЬ Хабаровск")
Срок свидетельства (Или заводской номер) зав.№ 413
Производитель / Заявитель

ООО "Рязанская городская муниципальная энергосбытовая компания" (РГМЭК), г.Рязань

Поверка

Межповерочный интервал / Периодичность поверки 4 года
Зарегистрировано поверок 1
Найдено поверителей 1
Успешных поверок (СИ пригодно) 1 (100%)
Неуспешных поверок (СИ непригодно) 0 (0%)
Актуальность информации 03.11.2024

Поверители

Скачать

62769-15: Описание типа СИ Скачать 113.1 КБ

Описание типа

Назначение

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО «РГМЭК» (ООО «Завод ТехноНИКОЛЬ Хабаровск») (далее - АИИС КУЭ) предназначена для измерений активной и реактивной электроэнергии и мощности, сбора, обработки, хранения, формирования отчётных документов и передачи полученной информации заинтересованным организациям в рамках согласованного регламента.

Описание

АИИС КУЭ представляет собой многофункциональную, многоуровневую автоматизированную систему с централизованным управлением и распределённой функцией измерений.

АИИС КУЭ включает в себя следующие уровни:

1-й уровень - измерительно-информационные комплексы (ИИК), включающие в себя измерительные трансформаторы тока (далее - ТТ) по ГОСТ 7746-2001, измерительные трансформаторы напряжения (далее - ТН) по ГОСТ 1983-2001 и счетчики активной и реактивной электрической энергии в режиме измерений активной электрической энергии по ГОСТ Р 52323-2005, и в режиме измерений реактивной электрической энергии по ГОСТ Р 52425-2005, вторичные измерительные цепи и технические средства приема-передачи данных. Метрологические и технические характеристики измерительных компонентов АИИС КУЭ приведены в таблице 2.

2-й уровень - информационно-вычислительный комплекс электроустановки (ИВКЭ), включающий в себя устройства сбора и передачи данных на базе контроллеров SM160 (далее -УСПД), устройства синхронизации системного времени УСВ-3 и каналообразующую аппаратуру.

3-й уровень - информационно-вычислительный комплекс (ИВК) включает в себя ИВК «ИКМ-Пирамида» с программным обеспечением (ПО) «Пирамида 2000», устройство синхронизации системного времени УСВ-2, каналообразующую аппаратуру, технические средства для организации локальной вычислительной сети и разграничения прав доступа к информации, автоматизированные рабочие места персонала (АРМ).

Измерительные каналы (далее - ИК) состоят из трех уровней АИИС КУЭ.

Первичные токи и напряжения трансформируются измерительными трансформаторами в аналоговые сигналы низкого уровня, 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.

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

Средняя активная (реактивная) электрическая мощность вычисляется как среднее значение вычисленных мгновенных значений мощности на интервале времени усреднения 30 мин.

Цифровой сигнал с выходов счетчиков по проводным линиям связи интерфейса RS-485 поступает на входы соответствующих УСПД. Далее информация передаётся по основному каналу связи стандарта GSM с помощью службы передачи данных GPRS на входы ИВК «ИКМ-Пирамида», где осуществляется вычисление электрической энергии и мощности с учетом коэффициентов трансформации ТТ и ТН, формирование и хранение поступающей информации, оформление отчетных документов. При отказе основного канала связи информация с УСПД на входы ИВК «ИКМ-Пирамида» передаётся по резервному каналу связи, организованному по технологии CSD стандарта GSM.

Передача информации в ПАК ОАО «АТС» за подписью ЭЦП субъекта ОРЭ, в филиал ОАО «СО ЕЭС» Хабаровское РДУ и в другие смежные субъекты ОРЭ осуществляется по каналу связи с протоколом TCP/IP сети Internet в виде xml-файлов формата 80020 в соответствии с приложением 11.1.1 «Формат и регламент предоставления результатов измерений, состояния средств и объектов измерений в ОАО «АТС», ОАО «СО ЕЭС» и смежным субъектам» к Положению о порядке получения статуса субъекта оптового рынка и ведения реестра субъектов оптового рынка электрической энергии и мощности.

АИИС КУЭ имеет систему обеспечения единого времени (СОЕВ), которая охватывает уровни ИИК, ИВКЭ и ИВК. АИИС КУЭ оснащена устройством синхронизации времени УСВ-2 и устройствами синхронизации времени УСВ-3, синхронизирующими собственное время по сигналам проверки времени, получаемым от ГЛОНАСС/GPS-приемников, входящих в состав УСВ-2 и УСВ-3. Для УСВ-2 пределы допускаемой абсолютной погрешности синхронизации фронта выходного импульса 1 Гц по сигналам встроенного приемника ГЛОНАСС/GPS к шкале координированного времени UTC составляет не более ± 10 мкс. Для УСВ-3 пределы допускаемой абсолютной погрешности временного положения фронта синхросигнала 1 Гц относительно шкалы времени UTC и UTC (SU) составляет не более ± 100 мкс.

Сервер ИВК «ИКМ-Пирамида» периодически сравнивает свое системное время с УСВ-2. Сличение часов сервера осуществляется не реже чем 1 раз в час, коррекция часов осуществляется независимо от наличия расхождений. Абсолютная погрешность текущего времени, измеряемого ИВК «ИКМ-Пирамида» (системное время) не более ±3 с/сут.

Часы каждого УСПД синхронизированы с соответствующим УСВ-3, сличение часов УСПД осуществляется не реже чем 1 раз в час, коррекция часов осуществляется независимо от наличия расхождений. Пределы допускаемой абсолютной погрешности текущего времени, измеряемого контроллером SM160 (системное время) не более ± 1 с/сут.

Сравнение показаний часов счетчиков и соответствующего УСПД производится во время сеанса связи со счетчиками (1 раз в 30 минут). Корректировка осуществляется при расхождении показаний часов счетчиков и соответствующего УСПД на величину более ±2 с, но не чаще 1 раза в сутки. Передача информации от счетчиков электрической энергии до УСПД, от УСПД до ИВК «ИКМ-Пирамида» реализована с помощью каналов связи, задержки в каналах связи составляют не более 0,2 с.

Погрешность СОЕВ не превышает ±5 с.

Журналы событий счетчиков электроэнергии, УСПД и ИВК «ИКМ-Пирамида» отражают: время (дата, часы, минуты, секунды) до и после проведения процедуры коррекции часов указанных устройств.

Программное обеспечение

В АИИС КУЭ используется программное обеспечение на базе ПО «Пирамида 2000», в состав которого входят программы, указанные в таблице 1. ПО обеспечивает защиту программного обеспечения и измерительной информации паролями в соответствии с правами доступа. Средством защиты данных при передаче является кодирование данных, обеспечиваемое программными средствами ПО «Пирамида 2000».

Таблица 1 - Идентификационные данные ПО «Пирамида 2000»

Идентификационные признаки

Значение

Идентификационное наименование ПО

CalcCli-ents.dll

CalcLeak-age.dll

Cal-cLosses.dl l

Metrol-ogy.dll

Parse-

Bin.dll

Par-seIEC.dll

ParseMod bus.dll

ParsePira mida.dll

Synchro NSI.dll

VerifyTi me.dll

Номер версии (идентификационный номер) ПО

3

Цифровой идентификатор ПО

e55712d0b 1b219065 d63da9491 14dae4

b1959ff70 be1eb17c8 3f7b0f6d4

a132f

d79874d1 0fc2b156a 0fdc27e1c a480ac

52e28d7b 608799bb 3ccea41b 548d2c83

6f557f885 b7372613 28cd7780 5bd1ba7

48e73a92 83d1e664 94521f63 d00b0d9f

c391d642

71acf405

5bb2a4d3 fe1f8f48

ecf53293 5ca1a3fd 3215049a

f1fd979f

530d9b01 26f7cdc2 3ecd814c 4eb7ca09

1ea5429b 261fb0e2 884f5b35

6a1d1e75

Алгоритм вычисления цифрового идентификатора ПО

MD5

Уровень защиты ПО от непреднамеренных и преднамеренных изменений - «высокий» в соответствии с Р 50.2.077-2014.

Технические характеристики

Таблица 2 — Состав 1-го и 2-го уровней ИК АИИС КУЭ ООО «РГМЭК» (ООО «Завод ТехноНИКОЛЬ Хабаровск») и их метрологические характеристики

Номер ИК

Наименование точки измерений

Измерительные компоненты

Вид электро-энергии

Метрол< характс И

огические эристики К*

ТТ

ТН

Счетчик электрической энергии

УСПД

Основная погрешность, %

Погрешность в рабочих условиях, %

1

ПС «Южная» 110/35/6 кВ, ЗРУ-6 кВ, 1 с.ш., яч.6

ТПОЛ-10

Кл.т. 0,5 600/5 Зав. № 5880 Зав. № 4859

СЭТ-4ТМ.03М Кл.т.0,28/0,5 Зав. № 0807150080

активная

реактивная

± 1,1

± 2,3

± 3,0

± 4,8

2

ПС «Южная» 110/35/6 кВ, ЗРУ-6 кВ, 1 с.ш., яч.10

ТПЛ-10

Кл.т. 0,5 200/5 Зав. № 20328 Зав. № 11351

НТМИ-6-66У3 Кл.т. 0,5 6000/100 Зав. № СТПЕ

СЭТ-4ТМ.03М Кл.т.0,28/0,5 Зав. № 0807150129

активная

реактивная

± 1,1

± 2,3

± 3,0

± 4,8

3

ПС «Южная» 110/35/6 кВ, ЗРУ-6 кВ, 1 с.ш., яч.20

ТЛП-10

Кл.т. 0,5S 400/5

Зав. № 1415337

Зав. № 1415332

СЭТ-4ТМ.03М Кл.т.0,28/0,5 Зав. № 0807150101

SM160 Зав. № 001576

активная

реактивная

± 1,1

± 2,3

± 3,0

± 4,8

4

ПС «Южная» 110/35/6 кВ, ЗРУ-6 кВ, 2 с.ш., яч.44

ТПЛМ-10

Кл.т. 0,5 300/5 Зав. № 21629 Зав. № 13650

НТМИ-6-66У3 Кл.т. 0,5 6000/100 Зав. № 9303

СЭТ-4ТМ.03М Кл.т.0,28/0,5 Зав. № 0807150177

активная

реактивная

± 1,1

± 2,3

± 3,0

± 4,8

5

ПС «Южная» 110/35/6 кВ, ЗРУ-6 кВ, 2 с.ш., яч.45

ТПОЛ-10

Кл.т. 0,5 600/5 Зав. № 20089 Зав. № 26093

НТМИ-6-66У3 Кл.т. 0,5 6000/100 Зав. № 9939

СЭТ-4ТМ.03М Кл.т.0,28/0,5 Зав. № 0807150108

активная

реактивная

± 1,1

± 2,3

± 3,0

± 4,8

6

ПС «СМ» 35/6 кВ, ЗРУ-6 кВ, 1 с.ш., яч.2

ТПОЛ-10

Кл.т. 0,5 150/5 Зав. № 9928 Зав. № 9883

НТМИ-6

Кл.т. 0,5 6000/100

Зав. № 3755

СЭТ-4ТМ.03М Кл.т.0,28/0,5 Зав. № 0807150157

SM160 Зав. № 001589

активная

реактивная

± 1,1

± 2,3

± 3,0

± 4,8

7

ПС «СМ» 35/6 кВ, КРУН-6 кВ, 3 с.ш., яч.47

ТОЛ-10

Кл.т. 0,5 300/5 Зав. № 29423 Зав. № 15282

НТМИ-6-66У3 Кл.т. 0,5 6000/100 Зав. № 0191

СЭТ-4ТМ.03М Кл.т.0,28/0,5 Зав. № 0807150170

активная

реактивная

± 1,1

± 2,3

± 3,0

± 4,8

*Примечания:

1 В качестве характеристик погрешности указаны границы интервала (соответствующие вероятности 0,95) относительной погрешности измерения активной и реактивной электроэнергии и средней мощности на интервале усреднения 0,5 ч.

2 Основная погрешность рассчитана для следующих условий:

- параметры сети: напряжение (0,95 - 1,05) Uh; ток (1,0 — 1,2) Ih; cos9 = 0,9инд.;

частота (50 ± 0,2) Гц;

- температура окружающей среды: (23 ± 2) °С.

3 Рабочие условия эксплуатации:

для ТТ и ТН:

- параметры сети: диапазон первичного напряжения (0,9 - 1,1)Uh1; диапазон силы первичного тока (0,01 (0,05) — 1,2)Ih1; коэффициент мощности cosф ^пф) 0,5 - 1,0 (0,5 - 0,87); частота (50 ± 0,2) Гц;

- температура окружающего воздуха от минус 45 до плюс 40 °С;

- относительная влажность воздуха не более 98 % при плюс 25 °С;

- атмосферное давление от 84,0 до 106,7 кПа.

Для счетчиков электрической энергии:

- параметры сети: диапазон вторичного напряжения (0,9 - 1,1)Uh2; диапазон силы вторичного тока (0,01 - 1,2)Ih2; диапазон коэффициента мощности cosф ^тф) 0,5 - 1,0 (0,5 - 0,87); частота (50 ± 0,2) Гц;

- магнитная индукция внешнего происхождения не более 0,5 мТл;

- температура окружающего воздуха от минус 40 до плюс 60 °С;

- относительная влажность воздуха не более 90 % при плюс 30 °С;

- атмосферное давление от 70,0 до 106,7 кПа.

Для аппаратуры передачи и обработки данных:

- параметры питающей сети: напряжение (220 ± 10) В; частота (50 ± 1) Гц;

- температура окружающего воздуха от минус 10 до плюс 50 °С;

- относительная влажность воздуха не более 98 % при плюс 25 °С;

- атмосферное давление от 70,0 до 106,7 кПа.

4 Погрешность в рабочих условиях указана для тока 2 (5) % 1ном cos9 = 0,8 инд и температуры окружающего воздуха в месте расположения счетчиков электроэнергии от 0 до плюс 35 °С.

5 Допускается замена измерительных трансформаторов и счетчиков на аналогичные утвержденных типов с метрологическими характеристиками не хуже, чем у перечисленных в таблице 2. Допускается замена сервера, УСПД, УСВ-2 и УСВ-3 на однотипные утвержденного типа. Замена оформляется актом в установленном собственником АИИС КУЭ порядке. Акт хранится совместно с настоящим описанием типа АИИС КУЭ как его неотъемлемая часть.

6 Все измерительные компоненты системы утверждены и внесены в Государственный реестр средств измерений.

Параметры надежности применяемых в АИИС КУЭ измерительных компонентов:

- электросчётчик СЭТ-4ТМ.03М - среднее время наработки на отказ не менее

Т = 165 000 ч, среднее время восстановления работоспособности tв = 2 ч;

- УСВ-2 - среднее время наработки на отказ не менее Т = 35 000 ч, среднее время

восстановления работоспособности tв = 2 ч;

- УСВ-3 - среднее время наработки на отказ не менее Т = 45 000 ч, среднее время

восстановления работоспособности tв = 2 ч;

- контроллер SM160 - среднее время наработки на отказ не менее Т = 100 000 ч,

среднее время восстановления работоспособности tв = 2 ч;

- ИВК «ИКМ-Пирамида» - среднее время наработки на отказ не менее

Т = 100 000 ч, среднее время восстановления работоспособности te = 1 ч.

Надежность системных решений:

- защита от кратковременных сбоев питания сервера с помощью источника беспе

ребойного питания;

- резервирование каналов связи: информация о результатах измерений может передаваться в организации-участники оптового рынка электроэнергии с помощью электронной почты и сотовой связи.

В журналах событий фиксируются факты:

- журнал счётчика:

- параметрирования;

- пропадания напряжения;

- коррекции времени в счетчике.

-   журнал УСПД:

- параметрирования;

- пропадания напряжения;

- коррекции времени в счетчике и УСПД;

- пропадание и восстановление связи со счетчиком.

Защищённость применяемых компонентов:

- механическая защита от несанкционированного доступа и пломбирование:

- счетчика электрической энергии;

- промежуточных клеммников вторичных цепей напряжения;

- испытательной коробки;

- УСПД;

- сервера.

-   защита на программном уровне информации при хранении, передаче, параметри-

ровании:

- счетчика электрической энергии;

- УСПД;

- сервера.

Возможность коррекции времени в:

- счетчиках электрической энергии (функция автоматизирована);

- УСПД (функция автоматизирована);

- ИВК (функция автоматизирована).

Возможность сбора информации:

- о состоянии средств измерений;

- о результатах измерений (функция автоматизирована).

Цикличность:

- измерений 30 мин (функция автоматизирована);

- сбора 30 мин (функция автоматизирована).

Глубина хранения информации:

- счетчик электрической энергии - тридцатиминутный профиль нагрузки в двух

направлениях не менее 114 суток; при отключении питания - не менее 5 лет;

- контроллер SM160 - тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях

не менее 45 суток; при отключении питания - не менее 3,5 лет;

- сервер - хранение результатов измерений, состояний средств измерений - не менее 3,5 лет (функция автоматизирована).

Знак утверждения типа

наносится на титульные листы эксплуатационной документации на систему автоматизированную информационно-измерительную коммерческого учёта электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО «РГМЭК» (ООО «Завод ТехноНИКОЛЬ Хабаровск») типографским способом.

Комплектность

В комплект поставки входит техническая документация на систему и на комплектующие средства измерений.

Комплектность АИИС КУЭ представлена в таблице 3.

Таблица 3 — Комплектность АИИС КУЭ

Наименование компонента

Тип компонента

№ Г осреестра

Количество, шт.

Трансформаторы тока

ТПОЛ-10

1261-59

4

Трансформаторы тока проходные с литой изоляцией

ТПЛ-10

1276-59

2

Трансформаторы тока

ТЛП-10

30709-11

2

Трансформаторы тока

ТПЛМ-10

2363-68

2

Трансформаторы тока

ТПОЛ-10

1261-08

2

Трансформаторы тока

ТОЛ-10

7069-07

2

Трансформаторы напряжения

НТМИ-6-66 У3

2611-70

4

Трансформаторы напряжения

НТМИ-6

380-49

1

Счетчики электрической энергии многофункциональные

СЭТ-4ТМ.03М

36697-12

7

Контроллеры многофункциональные

SM160

52126-12

2

Устройства синхронизации времени

УСВ-2

41681-10

1

Устройства синхронизации времени

УСВ-3

51644-12

2

Комплексы информационно-вычислительные

ИКМ-Пирамида

45270-10

1

Методика поверки

_

_

1

Паспорт-формуляр

_

_

1

Руководство по эксплуатации

_

_

1

Поверка

осуществляется по документу МП 62769-15 «Система автоматизированная информационноизмерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО «РГМЭК» (ООО «Завод ТехноНИКОЛЬ Хабаровск»). Измерительные каналы. Методика поверки», утвержденному ГЦИ СИ ФБУ «Курский ЦСМ» в октябре 2015 г.

Знак поверки наносится на свидетельство о поверке АИИС КУЭ.

Документы на поверку измерительных компонентов:

- ТТ по ГОСТ 8.217-2003 «ГСИ. Трансформаторы тока. Методика поверки»;

- ТН по ГОСТ 8.216-2011 «ГСИ. Трансформаторы напряжения. Методика поверки»;

- счетчик СЭТ-4ТМ.03М - в соответствии с документом «Счетчики электрической энергии многофункциональные СЭТ-4ТМ.03М, СЭТ-4ТМ.02М. Руководство по эксплуатации. Часть 2. Методика поверки» ИЛГШ.411152.145 РЭ1, утвержденным руководителем ГЦИ СИ ФБУ «Нижегородский ЦСМ» 04 мая 2012 г.;

- контроллер SM160 - в соответствии с документом МП 52126-12 «Контроллеры многофункциональные «Интеллектуальный контроллер SM160». Методика поверки. ВЛСТ 340.00.000 И1», утвержденным ГЦИ СИ ФГУП «ВНИИМС» в ноябре 2012 г.;

- устройство синхронизации времени УСВ-2 - в соответствии с документом «Устройства синхронизации времени УСВ-2. Методика поверки ВЛСТ 237.00.001И1», утвержденным ФГУП «ВНИИФТРИ» 12.05.2010 г.;

- устройство синхронизации времени УСВ-3 - в соответствии с документом «Инструкция. Устройства синхронизации времени УСВ-3. Методика поверки ВЛСТ 240.00.000 МП», утвержденным ГЦИ СИ ФГУП «ВНИИФТРИ» в 2012 г.;

- ИВК «ИКМ-Пирамида» - в соответствии с документом «Комплексы информационно-вычислительные «ИКМ-Пирамида». Методика поверки. ВЛСТ 230.00.000 И1», утвержденным ФГУП «ВНИИМС» в 2010 г.

Перечень основных средств поверки:

- радиочасы МИР РЧ-01, принимающие сигналы спутниковой навигационной системы

Global Positioning System (GPS), номер в Государственном реестре средств измерений № 27008-04;

- переносной компьютер с ПО и оптический преобразователь для работы с счетчи

ками системы и с ПО для работы с радиочасами МИР РЧ-01;

- термогигрометр CENTER (мод.314): диапазон измерений температуры от минус 20 до плюс 60 °С, дискретность 0,1 °С; диапазон измерений относительной влажности от 10 до 100%, дискретность 0,1%.

Сведения о методах измерений

Метод измерений изложен в документе «Система автоматизированная информационноизмерительная коммерческого учета электроэнергии ООО «РГМЭК» (ООО «Завод ТехноНИКОЛЬ Хабаровск»). Руководство пользователя» ТЛДК.411711.413.И3.

Нормативные документы

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

ГОСТ 34.601-90 Информационная технология. Комплекс стандартов на автоматизированные системы. Автоматизированные системы. Стадии создания.

ГОСТ Р 8.596-2002 ГСИ. Метрологическое обеспечение измерительных систем. Основные положения.

Смотрите также

Default ALL-Pribors Device Photo
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ПАО «Мосэнерго» (далее - АИИС КУЭ) предназначена для измерения активной и реактивной электроэнергии, сбора, обработки, хранения и передачи полученной...
62767-15
СВИРЕЛЬ-Р Расходомеры жидких сред
ОАО "Теплоприбор", г.Рязань
Расходомеры жидких сред СВИРЕЛЬ-Р (далее - расходомеры) предназначены для измерения объемного расхода дистиллированной воды по ГОСТ 6709-72 (далее - измеряемая среда) в трубопроводах и передачи результатов измерения в виде выходного сигнала.
Системы измерений передачи данных Juniper Networks-М/МХ/Т, далее СИПД, предназначены для измерений количества (объема) информации при передаче данных, с целью получения исходных данных для расчета их стоимости.
62765-15
Блоки обработки информации
ЗАО "АтлантикТрансгазСистема", г.Москва
Блоки обработки информации (далее - БОИ) осуществляют измерение и измерительное преобразование стандартизованных аналоговых выходных сигналов в виде напряжения и силы постоянного тока от первичных измерительных преобразователей (датчиков) и приборов,...
62764-15
PTS-02.VWX.ZZZ Серверы точного времени
ЗАО "РТСофт", г.Черноголовка
Серверы точного времени PTS-02.VWХ.ZZZ (далее серверы PTS-02) предназначены для приема сигнала от глобальной навигационной спутниковой системы ГЛОНАСС/GPS и формирования частотно-временных сигналов синхронизации и сетевых протоколов времени.