Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии АИИС КУЭ ОАО "АК "Транснефть" в части АО "Транснефть-Приволга" по ЛПДС "Андреяновская"

ALL-Pribors default picture
Номер в ГРСИ РФ: 64008-16
Производитель / заявитель: ООО "Инженерный центр "Энергия", г.Иваново
Нужна поверка? Найдите поверителя на сайте www.ktopoverit.ru

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии АИИС КУЭ ОАО «АК «Транснефть» в части АО «Транснефть-Приволга» по ЛПДС «Андреяновская» (далее - АИИС КУЭ), предназначена для измерения активной и реактивной электрической энергии и мощности, потребленной за установленные интервалы времени технологическим объектом, сбора, обработки, хранения, формирования отчетных документов и передачи полученной информации.

Скачать

64008-16: Описание типа СИ Скачать 112.1 КБ
64008-16: Методика поверки Скачать 549.3 КБ

Информация по Госреестру

Основные данные
Номер по Госреестру 64008-16
Наименование Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии АИИС КУЭ ОАО "АК "Транснефть" в части АО "Транснефть-Приволга" по ЛПДС "Андреяновская"
Межповерочный интервал / Периодичность поверки 4 года
Срок свидетельства (Или заводской номер) зав.№ 50
Производитель / Заявитель

ООО "ИЦ "Энергия", г.Иваново


Назначение

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии АИИС КУЭ ОАО «АК «Транснефть» в части АО «Транснефть-Приволга» по ЛПДС «Андреяновская» (далее - АИИС КУЭ), предназначена для измерения активной и реактивной электрической энергии и мощности, потребленной за установленные интервалы времени технологическим объектом, сбора, обработки, хранения, формирования отчетных документов и передачи полученной информации.

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, трансформаторы напряжения (далее - ТН) по ГОСТ 1983-2001 и счетчики активной и реактивной электроэнергии по ГОСТ Р 52323-2005 в режиме измерений активной электроэнергии и по 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 таблицах 2- 4.

2-ой    уровень - информационно-вычислительный комплекс электроустановки (ИВКЭ) АИИС КУЭ, включающий в себя устройства сбора и передачи данных СИКОН С70 (далее -УСПД), каналообразующую аппаратуру, устройства синхронизации времени (далее - УСВ).

3-й    уровень - информационно-вычислительный комплекс (ИВК), включающий в себя каналообразующую аппаратуру, сервер баз данных (БД) АИИС КУЭ, сервер опроса, сервер приложений, сервер резервного копирования, автоматизированные рабочие места персонала (АРМ), серверы синхронизации времени ССВ-1Г и программное обеспечение (далее - ПО) ПК «Энергосфера».

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

На первом уровне первичные фазные 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 преобразуют 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 мощности на интервале времени усреднения 30 мин.

Цифровой сигнал с выходов счетчиков поступает на входы УСПД, второй уровень АИИС КУЭ, где осуществляется хранение измерительной информации, ее накопление и передача накопленных данных на верхний уровень системы, а также отображение информации по подключенным к УСПД устройствам.

На верхнем - третьем уровне системы выполняется обработка измерительной информации, в частности, вычисление электроэнергии и мощности с учетом коэффициентов трансформации ТТ и ТН, формирование и хранение поступающей информации, оформление отчетных документов, отображение информации на мониторах АРМ и передача данных в организации - участники оптового рынка электрической энергии и мощности через каналы связи.

Данные по группам точек поставки в организации-участники ОРЭ и РРЭ, в том числе ОАО «АТС», ОАО «СО ЕЭС» и смежным субъектам, передаются в виде xml-файлов формата 80020 в соответствии с Приложением 11.1.1 к Положению о порядке получения статуса субъекта оптового рынка и ведения реестра субъектов оптового рынка. Передача результатов измерений, состояния средств и объектов измерений по группам точек поставки производится с сервера ИВК настоящей системы с учетом полученных данных по точкам измерений, входящим в АИИС КУЭ ОАО «АК «Транснефть» (Рег. номер № 54083-13).

АИИС КУЭ оснащена системой обеспечения единого времени (далее - СОЕВ), которая предусматривает поддержание единого календарного времени на всех уровнях системы (счетчиков, УСПД и ИВК). Задача синхронизации времени решается использованием службы единого координированного времени UTC. Для его трансляции используется спутниковая система глобального позиционирования ГЛОНАСС/GPS.

Синхронизация часов УСПД с единым координированным временем обеспечивается подключенным к нему устройством синхронизации времени УСВ-2. Сличение часов УСПД с УСВ-2 производится 1 раз в 30 минут, коррекция часов УСПД с временем УСВ-2 проводится независимо от величины расхождения времени.

Сличение часов счетчиков с часами УСПД осуществляется каждый сеанс связи (1 раз в 30 минут), коррекция часов счетчиков проводится при расхождении часов счетчика и УСПД более чем на ±1 с, но не чаще одного раза в сутки.

Погрешность часов компонентов АИИС КУЭ не превышает ±5,0 с.

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

Программное обеспечение

В АИИС КУЭ используется ПО "Энергосфера" версии не ниже 7.0. Идентификационные данные ПО приведены в таблице 1. ПО "Энергосфера" 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 "Энергосфера".

Таблица 1 - Идентификационные данные ПО

Наименование программного обеспечения

ПК «Энергосфера» 7.0

Идентификационное наименование программного обеспечения

Библиотека pso_metr.dll

Номер версии (идентификационный номер) программного обеспечения

1.1.1.1

Цифровой идентификатор программного обеспечения (контрольная сумма исполняемого кода)

CBEB6F6CA69318BED976E08A2BB7814B

Алгоритм вычисления цифрового идентификатора программного обеспечения

MD5

Метрологические характеристики ИК АИИС КУЭ, указанные в таблице 2 нормированы с учетом ПО. Уровень защиты - «средний» в соответствии с Р 50.2.077-2014.

Таблица 2 - Состав измерительных каналов АИИС КУЭ

о,

е

S

о

Я

Наименование объекта учета, диспетчерское наименование присоединения

Состав АИИС КУЭ

Вид энергии

Вид СИ, класс точности, коэффициент трансформации, № Рег. номер СИ

Обозначение, тип

Д

с

о

У

В

W

О

С

1

2

3

4

5

6

7

класс точности 0,2 S

А

ТОЛ-СЭЩ

н

н

Ктт = 1500/5

В

ТОЛ -СЭЩ

Рег. номер № 51623-12

С

ТОЛ -СЭЩ

Я

н

класс точности 0,5

А

НОЛ-СЭЩ

Активная

1

ЛПДС «Андреяновская» ЗРУ-10 кВ, ячейка №3

Ктн = 10000V3/100V3

В

НОЛ-СЭЩ

Рег. номер № 54370-13

С

НОЛ-СЭЩ

Реактивная

Счетчик

Ввод №1

класс точности 0,2S/0,5 Рег. номер № 36697-12

СЭТ-4ТМ.03М

СИКОН

С70,

класс точности 0,2 S

А

ТОЛ-СЭЩ

Рег. номер

УСВ-2,

н

н

Ктт = 1500/5

В

ТОЛ -СЭЩ

№ 28822-05

Рег. номер №

Рег. номер № 51623-12

С

ТОЛ -СЭЩ

41681-10

Я

н

класс точности 0,5

А

НОЛ-СЭЩ

ССВ-1Г

Активная

2

Ктн = 10000V3/100V3

В

НОЛ-СЭЩ

Рег. номер

ЛИДС «Андреяновская»

Рег. номер № 54370-13

С

НОЛ-СЭЩ

№ 39485-08

Реактивная

ЗРУ-10 кВ, ячейка №19

Счетчик

Ввод №2

класс точности 0,2S/0,5 Рег. номер № 36697-12

СЭТ-4ТМ.03М

1

2

3

4

5

6

7

3

ЛПДС «Андреяновская» ЗРУ-10 кВ, ячейка №38 Ввод №3

н

н

класс точности 0,2S Ктт = 1500/5 Рег. номер № 51623-12

А

ТОЛ-СЭЩ

СИКОН С70, Рег. номер № 28822-05

УСВ-2,

Рег. номер № 41681-10 ССВ-1Г Рег. номер № 39485-08

Активная

Реактивная

В

ТОЛ -СЭЩ

С

ТОЛ -СЭЩ

Я

н

класс точности 0,5 Ктн = 10000V3/100V3 Рег. номер № 54370-13

А

НОЛ-СЭЩ

В

НОЛ-СЭЩ

С

НОЛ-СЭЩ

Счетчик

класс точности 0,2S/0,5 Рег. номер № 36697-12

СЭТ-4ТМ.03М

4

ЛПДС «Андреяновская» ЗРУ-10 кВ, ячейка №25 Ввод №4

н

н

класс точности 0,2S Ктт = 1500/5 Рег. номер № 51623-12

А

ТОЛ-СЭЩ

Активная

Реактивная

В

ТОЛ -СЭЩ

С

ТОЛ -СЭЩ

Я

н

класс точности 0,5 Ктн = 10000V3/100V3 Рег. номер № 54370-13

А

НОЛ-СЭЩ

В

НОЛ-СЭЩ

С

НОЛ-СЭЩ

Счетчик

класс точности 0,2S/0,5 Рег. номер № 36697-12

СЭТ-4ТМ.03М

Номер

ИК

Диапазон силы тока

Границы интервала относительной основной погрешности измерений, соответствующие вероятности Р=0,95, ±%

Границы интервала относительной погрешности измерений в рабочих условиях эксплуатации, соответствующие вероятности Р=0,95, ±%

cos9=1

cos9=0,8

^s9=0,5

cos9=1

cos9=

0,8

^s

ф=0,5

1 - 2

(ТТ 0,2S; ТН 0,5; Сч 0,2S/0,5)

0,01(0,02)^1 < I1 < 0,05Ш

1,1

1,3

2,1

1,3

1,4

2,2

0,05Ш < I1 < 0,2Ш

0,8

1,0

1,7

1,0

1,2

1,8

0,2Ш < I1 < Ы

0,7

0,9

1,4

0,9

1,1

1,6

!н! < I1 < 1,2!н1

0,7

0,9

1,4

0,9

1,1

1,6

Таблица 4 - Метрологические характеристики ИК (реактивная энергия)

Номер

ИК

Диапазон силы тока

Границы интервала относительной основной погрешности измерений, соответствующие вероятности Р=0,95, ±%

Границы интервала относительной погрешности измерений в рабочих условиях эксплуатации, соответствующие вероятности Р=0,95, ±%

cos9=0,8

сosф=0,5

cos9=0,8

^s ф=0,5

1 - 2

(ТТ 0,2S; ТН 0,5; Сч 0,2S/0,5)

0,01(0,02)Iн1 < I1 < 0,05^1

2,0

1,6

2,4

2,0

0,05Iн1 < I1 < 0,2^1

1,6

1,1

2,1

1,6

0,2Iн1 < I1 < Ш

1,3

1,0

1,8

1,5

Iн1 < I1 < 1,2!н1

1,3

1,0

1,8

1,5

Примечания:

1.    В Таблице 3 и 4 приведены границы погрешности результата измерений посредством ИК при доверительной вероятности Р=0,95, cos9=0,5 (sin9=0,87); токе ТТ, равном 5 % от 1ном и температуре окружающего воздуха в месте расположения счетчиков электроэнергии от минус 40 до плюс 60.

2.    Нормальные условия:

-    параметры питающей сети: напряжение (220±4,4) В; частота (50±0,5) Гц;

-    параметры сети: диапазон напряжения (0,98 - 1,02)Цн; диапазон силы тока (1,0 - 1,2)!н; диапазон коэффициента мощности cos9 (sin9) - 0,87(0,5); частота (50 ±0,5) Гц;

-    температура окружающего воздуха: ТТ и ТН - от минус 60 до плюс 60; счетчиков: в части активной энергии (23±2) , в части реактивной энергии (20±2) ;

-    относительная влажность воздуха (70±5) %;

-    атмосферное давление (100±4) кПа.

3.    Рабочие условия эксплуатации:

для ТТ и ТН:

-    параметры сети: диапазон первичного напряжения (0,9 - 1,1)Цн1; диапазон силы первичного тока (0,01 (0,02) - 1,2)М; коэффициент мощности cos9 (sin9) 0,5 - 1,0 (0,6 - 0,87); частота (50±0,5) Гц;

-    температура окружающего воздуха от минус 60 до плюс 60;

-    относительная влажность воздуха (70±5) %;

-    атмосферное давление (100±4) кПа;

для электросчетчиков:

-    параметры сети: диапазон вторичного напряжения (0,9 - 1,1)Ин2; диапазон силы вторичного тока (0,01 - 1,2)1н2; диапазон коэффициента мощности cos9 (sin9) 0,5-1,0 (0,6 - 0,87); частота (50±0,5) Гц;

-    магнитная индукция внешнего происхождения 0,5 мТл;

-    температура окружающего воздуха от минус 40 до плюс 65;

-    относительная влажность воздуха (40-60) %;

-    атмосферное давление (100±4) 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 30;

-    относительная влажность воздуха (70±5) %;

-    атмосферное давление (100±4) кПа.

4.    Измерительные трансформаторы тока по ГОСТ 7746-2001, измерительные трансформаторы напряжения по ГОСТ 1983-2001 и счетчики активной и реактивной электроэнергии по ГОСТ Р 52323-2005 (в части активной электроэнергии), ГОСТ Р 52425-2005 (в части реактивной электроэнергии).

5.    Допускается замена измерительных трансформаторов и счетчиков на Допускается замена измерительных трансформаторов и счетчиков на аналогичные утвержденных типов с такими же метрологическими характеристиками. Замена оформляется актом в установленном на АО «Транснефть-Приволга» порядке. Акт хранится совместно с настоящим описанием типа АИИС КУЭ как его неотъемлемая часть.

Надежность применяемых в системе компонентов:

-    счетчик - среднее время наработки на отказ: для счетчиков типа СЭТ-4ТМ.03М -не менее 165 000 часов; среднее время восстановления работоспособности 2 часа;

-    устройство синхронизации времени УСВ-2 - среднее время наработки на отказ не менее 35 000 часов; среднее время восстановления работоспособности 2 часа;

-    УСПД - среднее время наработки на отказ для УСПД типа СИКОН С70 -не менее 70 000 часов, среднее время восстановления работоспособности 2 часа;

-    устройство синхронизации данных ССВ-1 Г - среднее время наработки на отказ не менее 15000 часов; среднее время восстановления работоспособности 48 часов;

-    сервер - среднее время наработки на отказ не менее Т = 256554 ч., среднее время восстановления работоспособности tв = 0,5 ч.

В АИИС КУЭ ОАО «АК «Транснефть» в части АО «Транснефть-Приволга» по ЛПДС «Андреяновская» используются следующие виды резервирования:

-    резервирование питания сервера с помощью источника бесперебойного питания;

-    предусмотрена возможность автономного считывания информации со счетчиков электроэнергии и визуальный контроль информации на счетчике;

-    контроль достоверности и восстановления данных;

-    наличие резервных баз данных;

-    наличие перезапуска и средств контроля зависания;

-    наличие ЗИП.

В журналах событий счетчиков АИИС КУЭ ОАО «АК «Транснефть» в части АО «Транснефть - Приволга» по ЛПДС «Андреяновская» фиксируются факты:

-    попытки несанкционированного доступа;

-    связи со счетчиком, приведших к изменениям данных;

-    изменение текущего значения времени и даты при синхронизации времени;

-    отсутствие напряжения при наличии тока в измерительных цепях;

-    перерывы питания.

Защищённость применяемых компонентов:

-    механическая защита от несанкционированного доступа и пломбирование:

-    счётчика электроэнергии;

-    промежуточных клеммников вторичных цепей напряжения;

-    испытательной коробки;

-    УСПД;

-    ИВК;

-    защита информации на программном уровне при хранении, передаче и параметрировании:

-    двухуровневый пароль на счетчике;

-    пароли на сервере и УСПД, предусматривающие разграничение прав доступа к данным для различных групп пользователей.

Возможность коррекции времени в различных компонентах:

-    счетчиках электроэнергии (функция автоматизирована);

-    УСПД (функция автоматизирована);

-    ИВК (функция автоматизирована).

Глубина хранения информации:

-    счетчик электроэнергии - глубина хранения профиля нагрузки получасовых интервалов 113,7 суток;

-    УСПД - хранение суточных данных о тридцатиминутных приращениях электроэнергии по каждому каналу и электроэнергии, потребленной за месяц, по каждому каналу - 45 суток;

-    ИВК - хранение результатов измерений не менее 3,5 лет.

Знак утверждения типа

наносится на титульные листы эксплуатационной документации на систему автоматизированную информационно-измерительную коммерческого учета электроэнергии АИИС КУЭ ОАО «АК «Транснефть» в части АО «Транснефть-Приволга» по ЛПДС «Андреяновская» типографским способом.

Комплектность

Комплектность АИИС КУЭ представлена в таблице 5.

Таблица 5 - Комплектность системы автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии АИИС КУЭ ОАО «АК «Транснефть» в части АО «Транснефть - Приволга» по ЛПДС «Андреяновская»_

Наименование

Тип

№ Рег. номер

Количество

1

2

3

4

Трансформатор тока

ТЛО-СЭЩ

51623-12

12 шт.

Трансформатор напряжения

НОЛ-СЭЩ

54370-13

12 шт.

Счетчик электрической энергии многофункциональный

СЭТ-4ТМ.03М

36697-12

4 шт.

Устройство сбора и передачи данных

СИКОН С70

28822-05

1 шт.

1

2

3

4

У стройство синхронизации времени

УСВ-2

41681-10

1 шт.

Сервер синхронизации времени

ССВ-1Г

39485-08

2 шт.

Сервер с программным обеспечением

ПК «Энергосфера»

-

1 шт.

Методика поверки

-

-

1 шт.

Формуляр

ИЦЭ 1248РД-15.00.ФО

-

1 шт.

Руководство по эксплуатации

201400549-36/1-

209-АСКУЭ

-

1 шт.

Поверка

осуществляется в соответствии с документом МП 64008-16 «Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии АИИС КУЭ ОАО «АК «Транснефть» в части АО «Транснефть - Приволга» по ЛПДС «Андреяновская». Методика поверки», утвержденным ФГУП «ВНИИМС» в марте 2016 г.

Перечень основных средств поверки:

-    трансформаторов тока - в соответствии с ГОСТ 8.217-2003 «ГСИ. Трансформаторы тока. Методика поверки»;

-    трансформаторов напряжения - в соответствии с ГОСТ 8.216-2011 «ГСИ. Трансформаторы напряжения. Методика поверки» и/или МИ 2845-2003 «Измерительные трансформаторы напряжения 6/V3... 35 кВ. Методика поверки на месте эксплуатации», МИ 2925-2005 «ГСИ. Измерительные трансформаторы напряжения 35...330/V3 кВ. Методика поверки на месте эксплуатации с помощью эталонного делителя»;

-    по МИ 3195-2009 «ГСИ. Мощность нагрузки трансформаторов напряжения. Методика выполнения измерений без отключения цепей»;

-    по МИ 3196-2009. «ГСИ. Вторичная нагрузка трансформаторов тока. Методика выполнения измерений без отключения цепей»;

-    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, утвержденному руководителем ГЦИ СИ ФБУ «Нижегородский ЦСМ» 04 мая 2012г.;

-    УСПД Сикон С70 - в соответствии с документом «Контроллеры сетевые индустриальные СИКОН С70. Методика поверки ВЛСТ 220.00.000 И1», утвержденному ВНИИМС в 2005 г.;

-    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 , дискретность 0,1 ; диапазон измерений относительной влажности от 10 до 100 %, дискретность 0,1 %.

Знак поверки наносится на свидетельство о поверки, оформленное в соответствии с приказом Минпромторга России № 1815 от 02.07.2015 года «Об утверждении Порядка проведения поверки средств измерений, требований к знаку поверки и содержанию свидетельства о поверке».

Сведения о методах измерений

Метод измерений изложен в документе «Методика измерений электрической энергии и мощности с использованием автоматизированной информационно-измерительной системы коммерческого учета электроэнергии АИИС КУЭ ОАО «АК «Транснефть» в части АО «Транснефть - Приволга» по ЛИДС «Андреяновская», аттестованной ФБУ «Ивановский ЦСМ» (аттестат об аккредитации № 01.00259-2013 от 24.12.2013 г.).

Нормативные документы, устанавливающие требования к системе автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии АИИС КУЭ ОАО «АК «Транснефть» в части АО «Транснефть - Приволга» по ЛПДС «Андреяновская»

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

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

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

Смотрите также

Default ALL-Pribors Device Photo
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии АИИС КУЭ ОАО «АК «Транснефть» в части АО «Транснефть - Приволга» по БКНС «Бугуруслан» (далее - АИИС КУЭ), предназначена для измерения активной и реактивной элек...
Default ALL-Pribors Device Photo
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учетаэлектроэнергии АИИС КУЭ ОАО «АК «Транснефть» в части АО «Транснефть - Гачи-2» по НПС «Г рачи-2» (далее - АИИС КУЭ), предназначена для измерения активной и реактивной электричес...
64010-16
TC51160 Преобразователи термоэлектрические
Фирма "Thermo Electric Company", США
Преобразователи термоэлектрические TC51160 (далее по тексту - термопреобразователи или ТП) предназначены для измерений температуры компрессоров в составе установки разделения воздуха PL4HN в г. Тольятти.
Default ALL-Pribors Device Photo
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электрической энергии и мощности складского комплекса «Адамант» (далее - АИИС КУЭ) предназначена для измерения активной и реактивной электрической энергии и мощности, контроля...
Тепловизоры инфракрасные Fluke моделей TiX500, TiX520, TiX560 (далее по тексту -тепловизоры) предназначены для бесконтактного измерения пространственного распределения радиационной температуры объектов по их собственному тепловому излучению в предела...