Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) АО "Независимая энергосбытовая компания Краснодарского края" для ГТП "МУП г. Сочи "Сочитеплоэнерго" (ПС 110/6 кВ Родниковая) (АИИС КУЭ АО "НЭСК" для ГТП "

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) АО «Независимая энергосбытовая компания Краснодарского края» для ГТП «МУП г. Сочи «Сочитеплоэнерго» (ПС 110/6 кВ Родниковая) (АИИС КУЭ АО «НЭСК» для ГТП «МУП г. Сочи «Сочитеплоэнерго» (ПС 110/6 кВ Родниковая)) (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.

Скачать

63011-16: Описание типа СИ Скачать 108.5 КБ
63011-16: Методика поверки Скачать 1.2 MБ

Информация по Госреестру

Основные данные
Номер по Госреестру 63011-16
Наименование Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) АО "Независимая энергосбытовая компания Краснодарского края" для ГТП "МУП г. Сочи "Сочитеплоэнерго" (ПС 110/6 кВ Родниковая) (АИИС КУЭ АО "НЭСК" для ГТП "
Межповерочный интервал / Периодичность поверки 4 года
Срок свидетельства (Или заводской номер) зав.№ 07-01
Производитель / Заявитель

АО "Независимая энергосбытовая компания Краснодарского края" (НЭСК), г.Краснодар


Назначение

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) АО «Независимая энергосбытовая компания Краснодарского края» для ГТП «МУП г. Сочи «Сочитеплоэнерго» (ПС 110/6 кВ Родниковая) (АИИС КУЭ АО «НЭСК» для ГТП «МУП г. Сочи «Сочитеплоэнерго» (ПС 110/6 кВ Родниковая)) (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 электроэнергии по ГОСТ 30206-94 и ГОСТ Р 52323-2005 в режиме измерений активной электроэнергии и по ГОСТ 26035-83 и ГОСТ Р 52425-2005 в режиме измерений реактивной электроэнергии, 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 (ИВК) состоит из двух центров сбора и обработки информации - ИВК АИИС КУЭ АО «НЭСК» для ГТП «Сочи» и Центр сбора и обработки данных АО «НЭСК» (далее - ЦСОД АО «НЭСК»).

ИВК АИИС КУЭ АО «НЭСК» для ГТП «Сочи» включает в себя сервер опроса и сервер баз данных, устройство синхронизации системного времени на базе GPS-приемника типа УСВ-1 (Зав. № 1622), каналообразующую аппаратуру, технические средства для организации локальной вычислительной сети и разграничения прав доступа к информации, автоматизированные рабочие места персонала (АРМ) и программное обеспечение (ПО) «Пирамида 2000».

ЦСОД АО «НЭСК» включает в себя серверы для организации и обслуживания локальной вычислительной сети предприятия, в том числе сервер базы данных (БД) АИИС КУЭ, устройство синхронизации системного времени на базе GPS-приемника типа УСВ-1 (Зав. № 1624), каналообразующую аппаратуру, автоматизированные рабочие места персонала (АРМ) и программное обеспечение (ПО).

Измерительные каналы (далее - ИК) состоят из двух 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 счётчиков по проводным линиям связи через преобразователь интерфейсов поступает на входы соответствующего GSM-модема, далее по основному или резервному каналам связи стандарта GSM поступает в ИВК АИИС КУЭ АО «НЭСК» для ГТП «Сочи», где осуществляется вычисление электроэнергии и мощности с учетом коэффициентов трансформации ТТ и ТН, формирование и хранение поступающей информации, оформление отчетных документов. Из сервера базы данных ИВК АИИС КУЭ АО «НЭСК» для ГТП «Сочи» информация о результатах измерений активной и реактивной электроэнергии и «журналы событий» передаются в ЦСОД АО «НЭСК».

Передача информации в ПАК ОАО «АТС» за подписью ЭЦП субъекта ОРЭ, в филиал ОАО «СО ЕЭС» «Региональное диспетчерское управление энергосистемы Кубани» (Кубанское 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 уровень ИИК и ИВК. АИИС КУЭ оснащена устройствами синхронизации времени УСВ-1, синхронизирующими часы измерительных компонентов системы по сигналам проверки времени, получаемым от GPS-приемников. Пределы допускаемой абсолютной погрешности синхронизации фронта выходного импульса 1 Гц к шкале координированного времени UTC составляют не более ± 0,5 с. Сервер, установленный в ЦСОД АО «НЭСК», и сервер, установленный в ИВК АИИС КУЭ АО «НЭСК» для ГТП «Сочи», периодически сравнивают свое системное время с соответствующим УСВ-1. Сличение часов каждого сервера осуществляется не реже чем 1 раз в час, коррекция часов осуществляется независимо от наличия расхождений. Сравнение показаний часов счетчиков и сервера, установленного в ИВК АИИС КУЭ АО «НЭСК» для ГТП «Сочи», производится во время сеанса связи со счетчиками (1 раз в 30 минут). Корректировка осуществляется при расхождении показаний часов счетчиков и сервера ±2 с, но не чаще 1 раза в сутки. Передача информации от ИВК до счетчиков электрической энергии реализована с помощью каналов связи, задержки в каналах связи составляют не более 0,2 с.

Погрешность СОЕВ не превышает ±5 с.

Журналы событий счетчика электроэнергии и сервера 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 ПО «Пирамида 2000».

Таблица 1 - Идентификационные данные ПО

Идентиф икационные признаки

Значение

Идентификационное наименование ПО

CalcCli-

ents.dll

CalcLeak-

age.dll

Cal-

cLosses.dl

l

Metrol-

ogy.dll

Parse-

Bin.dll

Par-

seIEC.dll

Parse-

Modbus.dl

l

ParsePi-

ramida.dll

SynchroN

SI.dll

VerifyTim

e.dll

Номер версии (идентификационный номер) ПО

3

Цифровой идентификатор ПО

e55712d0b

1b219065

d63da9491

14dae4

b1959ff70

be1eb17c8

3f7b0f6d4

a132f

d79874d1

0fc2b156a

0fdc27e1c

a480ac

52e28d7b6

08799bb3c

cea41b548

d2c83

6f557f885

b7372613

28cd77805

bd1ba7

48e73a928

3d1e66494

521f63d00

b0d9f

c391d6427

1acf4055b

b2a4d3fe1

f8f48

ecf532935

ca1a3fd32

15049af1f

d979f

530d9b01

26f7cdc23

ecd814c4e

b7ca09

1ea5429b2

61fb0e288

4f5b356a1

d1e75

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 и их метрологические характеристики

Номер

ИК

Номер точки измерений на однолинейной схеме

Наименование точки измерений

Измерительные компоненты

Сервер

Вид

электро

энергии

Метрологические характеристики ИК*

ТТ

ТН

Счетчик

Пределы допускаемой основной относительной погрешности, %

Пределы допускаемой относительной погрешности в рабочих условиях, %

1

2

3

4

5

6

7

8

9

10

1

147

ЩР 0,4 кВ, 1 с.ш. 0,4 кВ ВНС №2 «Макаренко»

Т-0,66 Кл.т. 0,5S 200/5 Зав. № 53476 Зав. № 53469 Зав. № 53475

СЭТ-4ТМ.03.09 Кл.т. 0,5S/1,0 Зав. № 0101073312

HP ProLiant DL360e Gen8 Зав. № CZJ42805NQ

Актив

ная

Реактив

ная

± 1,0 ± 2,1

± 3,5 ± 7,6

2

148

ЩР 0,4 кВ, 2 с.ш. 0,4 кВ ВНС №2 «Макаренко»

Т-0,66 Кл.т. 0,5S 200/5 Зав. № 32548 Зав. № 53459 Зав. № 53483

СЭТ-4ТМ.03М.09 Кл.т. 0,5S/1,0 Зав. № 0805130388

Актив

ная

Реактив

ная

± 1,0 ± 2,1

± 3,5 ± 5,9

3

152

яч. РУ-6 кВ, РП-51 1 с.ш. 6 кВ

ТПЛ-10 Кл.т. 0,5 300/5 Зав. № 6418 Зав. № 6827

НТМК-6 У4 Кл.т. 0,5 6000/100 Зав. № 484

СЭТ-4ТМ.03М.01 Кл.т. 0,5S/1,0 Зав. № 0804130888

Актив

ная

Реактив

ная

± 1,3 ± 2,5

± 3,5 ± 6,0

1

2

3

4

5

6

7

8

9

10

4

153

яч. РУ-6 кВ, РП-51 2 с.ш. 6 кВ

ТПЛ-10 Кл.т. 0,5 300/5 Зав. № 61003 Зав. № 61845

НТМК-6 У4 Кл.т. 0,5 6000/100 Зав. № 337

СЭТ-4ТМ.03М.01 Кл.т. 0,5 S/1,0 Зав. № 0803135569

HP ProLiant DL360e Gen8 Зав. № CZJ42805NQ

Актив

ная

Реактив

ная

± 1,3 ± 2,5

± 3,5 ± 6,0

5

156

РП-89 10/0,4 кВ, 1 с.ш. 10 кВ, ввод 10 кВ Т-1

ТЛК-10-6 У3 Кл.т. 0,5S 600/5 Зав. № 4021120000022 Зав. № 4021120000025 Зав. № 4021120000018

ЗНОЛП-10 У2 Кл.т. 0,5 10000:^3/100:^3 Зав. № 3003541 Зав. № 3003542 Зав. № 3002540

СЭТ-4ТМ.03М.01 Кл.т. 0,5 S/1,0 Зав. № 0803131457

Актив

ная

Реактив

ная

± 1,3 ± 2,5

± 3,6 ± 6,0

6

157

РП-89 10/0,4 кВ, 2 с.ш. 10 кВ, ввод 10 кВ Т-2

ТЛК-10-6 У3 Кл.т. 0,5S 600/5 Зав. № 4021120000038 Зав. № 4021120000016 Зав. № 4021120000023

ЗН0ЛП-10 У2 Кл.т. 0,5 10000:^3/100:^3 Зав. № 3001902 Зав. № 3001903 Зав. № 3001904

СЭТ-4ТМ.03.01 Кл.т. 0,5S/1,0 Зав. № 0107080090

Актив

ная

Реактив

ная

± 1,3 ± 2,5

± 3,6 ± 7,7

*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) Цн; ток (1,0 - 1,2) 1н; cosj = 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)Цн1; диапазон силы первичного тока (0,01 (0,05) - 1,2)1н1; коэффициент мощности cos9 (sin9) 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 80 % 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)Цн2; диапазон силы вторичного тока (0,01 - 1,2)1н2; диапазон коэффициента мощности cos9 (sin9) 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 плюс 15 до плюс 25 °С;

—    относительная влажность воздуха не более 80 % при плюс 25 °С;

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

4    Погрешность в рабочих условиях указана для тока 2 (5) % 1ном cosj = 0,8 инд и температуры окружающего воздуха в месте расположения счетчиков электроэнергии от минус 10°С 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 УСВ-1 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.03 - среднее время наработки на отказ не менее Т = 90 000 ч, среднее время восстановления работоспособности 1в = 2 ч;

-    электросчётчик СЭТ-4ТМ.03М - среднее время наработки на отказ не менее Т = 165 000 ч, среднее время восстановления работоспособности 1в = 2 ч;

-    устройство синхронизации времени УСВ-1 - среднее время наработки на отказ не менее Т = 35 000 ч, среднее время восстановления работоспособности 1в = 2 часа;

-    сервер - среднее время наработки на отказ не менее Т = 113 060 ч, среднее время восстановления работоспособности 1в = 1 ч.

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 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 сервера:

-    параметрирования;

-    пропадания напряжения;

-    коррекции времени в счетчике и сервере;

-    пропадание и восстановление связи со счетчиком.

Защищённость применяемых компонентов:

-    механическая защита от несанкционированного доступа и пломбирование:

-    счётчика электрической энергии;

-    промежуточных клеммников вторичных цепей напряжения;

-    испытательной коробки;

-    сервера.

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

-    счётчика электрической энергии;

-    сервера.

Возможность коррекции времени в:

-    счётчика электрической энергии (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:

-    электросчетчик - тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях не менее 114 суток; при отключении питания - не менее 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) АО «Независимая энергосбытовая компания Краснодарского края» для ГТП «МУП г. Сочи «Сочитеплоэнерго» (ПС 110/6 кВ Родниковая) (АИИС КУЭ АО «НЭСК» для ГТП «МУП г. Сочи «Сочитеплоэнерго» (ПС 110/6 кВ Родниковая)) 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

Трансформаторы тока

Т-0,66

29482-07

6

Трансформаторы тока проходные с литой изоляцией

ТПЛ-10

1276-59

6

Трансформаторы тока

ТЛК-10-6

9143-01

6

Трансформаторы напряжения

НТМК-6 У4

323-49

2

Трансформаторы напряжения

ЗНОЛП

23544-02

6

Счетчики электрической энергии многофункциональные

СЭТ 4ТМ.03

27524-04

2

Счетчики электрической энергии многофункциональные

СЭТ-4ТМ.03М

36697-12

4

Устройство синхронизации времени

УСВ-1

28716-05

2

Сервер

HP ProLiant DL360e Gen8

1

Методика поверки

1

Паспорт-формуляр

ЕКМН.466453. 022-25.1 ФО

1

Поверка

осуществляется по документу МП 63011-16 «Система автоматизированная информационноизмерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) АО «Независимая энергосбытовая компания Краснодарского края» для ГТП «МУП г. Сочи «Сочитеплоэнерго» (ПС 110/6 кВ Родниковая) (АИИС КУЭ АО «НЭСК» для ГТП «МУП г. Сочи «Сочитеплоэнерго» (ПС 110/6 кВ Родниковая)). Измерительные каналы. Методика поверки», утвержденному ФБУ «Рязанский ЦСМ» в ноябре 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»;

-    счетчиков СЭТ-4ТМ.03 - в соответствии с методикой поверки ИЛГШ.411152.124 РЭ1, являющейся приложением к руководству по эксплуатации ИЛГШ.411152.124 РЭ, согласованной с руководителем ГЦИ СИ ФГУ «Нижегородский ЦСМ» 10 сентября 2004 г.;

-    счетчиков 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.411152.145РЭ1, утвержденным руководителем ГЦИ СИ ФБУ «Нижегородский ЦСМ» 04 мая 2012 г.;

-    УСВ-1 - в соответствии с документом «Устройство синхронизации времени УСВ-1. Методика поверки ВЛСТ 221.00.000МП», утвержденному ФГУП «ВНИИФТРИ» 15.12.2004 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 со счетчиками 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 АО «Независимая энергосбытовая компания Краснодарского края» для ГТП «МУЛ г. Сочи «Сочитеплоэнерго» (ПС 110/6 кВ Родниковая) (АИИС КУЭ АО «НЭСК» для ГТП «МУП г. Сочи «Сочитеплоэнерго» (ПС 110/6 кВ Родниковая)). Руководство пользователя» ЕКМН.466453.022-25И3.

Нормативные документы, устанавливающие требования к системе автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) АО «Независимая энергосбытовая компания Краснодарского края» для ГТП «МУП г. Сочи «Сочитеплоэнерго» (ПС 110/6 кВ Родниковая) (АИИС КУЭ АО «НЭСК» для ГТП «МУП г. Сочи «Сочитеплоэнерго» (ПС 110/6 кВ Родниковая))

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

63012-16
Eppendorf Varispenser Дозаторы
Фирма "Eppendorf AG", Германия
Дозаторы Eppendorf Varispenser предназначены для измерений объема водных растворов неорганических и органических веществ при дозировании.
Default ALL-Pribors Device Photo
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО «РГМЭК» (ООО «Завод «СтройМинерал» г. Белорецк) (далее - АИИС КУЭ) предназначена для измерений активной и реактивной электроэнергии и мощности, с...
Счетчики электрической энергии статические однофазные АМПЕР 1 (далее - счетчики) предназначены для измерений активной и реактивной электрической энергии, оценки активной и реактивной мощности в однофазных двухпроводных электрических цепях сетей перем...
63009-16
RADIAC Системы радиационного контроля
Фирма "MIRION Technologies (MGPI) S.A.", Франция
Системы радиационного контроля RADIAC (далее - системы) предназначены для измерений поглощенной дозы в воздухе и мощности поглощенной дозы в воздухе фотонного излучения, а также для оперативного радиационного контроля обстановки внутри и за пределами...
63020-16
mTP Датчики температуры цифровые
ООО "СПбЭК-Майнинг", г.С.-Петербург
Датчики температуры цифровые mTP предназначены для измерений температуры жидких, газообразных и сыпучих сред при проведении режимных наблюдений с последующей регистрацией полученной информации как в обособленном применении (при непосредственной связи...