65099-16: Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) АО "ГТ Энерго" ГТ-ТЭЦ "Орловская" и ГТ-ТЭЦ "Мичуринская" - Производители, поставщики и поверители

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) АО "ГТ Энерго" ГТ-ТЭЦ "Орловская" и ГТ-ТЭЦ "Мичуринская"

ALL-Pribors default picture
Номер в ГРСИ РФ: 65099-16
Производитель / заявитель: ООО "ЭнергоСервис", г.Москва
Скачать
65099-16: Описание типа СИ Скачать 105.9 КБ
65099-16: Методика поверки Скачать 962 КБ
Нет данных о поставщике
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) АО "ГТ Энерго" ГТ-ТЭЦ "Орловская" и ГТ-ТЭЦ "Мичуринская" поверка на: www.ktopoverit.ru
КтоПоверит
Онлайн-сервис метрологических услуг

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) АО «ГТ Энерго» ГТ-ТЭЦ «Орловская» и ГТ-ТЭЦ «Мичуринская» (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 65099-16
Наименование Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) АО "ГТ Энерго" ГТ-ТЭЦ "Орловская" и ГТ-ТЭЦ "Мичуринская"
Срок свидетельства (Или заводской номер) зав.№ 001
Производитель / Заявитель

ООО "ЭнергоСервис", г.Москва

Поверка

Межповерочный интервал / Периодичность поверки 4 года
Актуальность информации 03.11.2024

Поверители

Скачать

65099-16: Описание типа СИ Скачать 105.9 КБ
65099-16: Методика поверки Скачать 962 КБ

Описание типа

Назначение

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) АО «ГТ Энерго» ГТ-ТЭЦ «Орловская» и ГТ-ТЭЦ «Мичуринская» (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, трехуровневую 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 устройство сбора и передачи данных RTU-325L (далее - УСПД), устройство синхронизации системного времени УССВ и каналообразующую аппаратуру.

3-й уровень - информационно-вычислительный комплекс (ИВК) включает в себя сервер с программным обеспечением (далее - ПО) «АльфаЦЕНТР», устройство синхронизации системного времени УССВ, автоматизированное рабочее место, расположенные в центре сбора и обработки информации (далее - ЦСОИ) АО «ГТ Энерго», а также каналообразующую аппаратуру, технические средства для организации локальной вычислительной сети и разграничения прав доступа к информации.

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

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.

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.

Результаты измерений для каждого интервала измерения и 30-минутные данные коммерческого учёта соотнесены с текущим московским временем. Результаты измерений передаются в целых числах кВт^ч.

Для ИК №№ 1, 2 цифровой сигнал с выходов счетчиков по проводным линиям связи интерфейса RS-485 поступает на входы УСПД, где осуществляется обработка измерительной информации, в частности вычисление электроэнергии и мощности с учетом коэффициентов трансформации ТТ и ТН, накопление, хранение и передача полученных данных на сервер, расположенный в ЦСОИ АО «ГТ Энерго», по каналу связи сети Ethernet (основной канал связи). При отказе основного канала связи опрос УСПД выполняется по резервному каналу связи стандарта GSM.

Для остальных ИК цифровой сигнал с выходов счётчиков посредством Ethemet-коммутатора по каналу связи сети Ethernet (основной канал связи) поступает на сервер, расположенный в ЦСОИ АО «ГТ Энерго». При отказе основного канала связи опрос счётчиков выполняется по резервному каналу связи стандарта GSM. На сервере, расположенном в ЦСОИ АО «ГТ Энерго», осуществляется дальнейшая обработка измерительной информации, в частности вычисление электроэнергии и мощности с учетом коэффициентов трансформации ТТ и ТН, её формирование и хранение в базе данных АИИС КУЭ, оформление отчетных документов.

Передача информации от сервера, расположенного в ЦСОИ АО «ГТ Энерго», в ПАК АО «АТС» за подписью ЭЦП субъекта ОРЭ, ОАО «СО ЕЭС» 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 АО «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 устройствами синхронизации системного времени на базе УССВ-35HVS, синхронизирующими часы измерительных компонентов системы по сигналам проверки времени, получаемым от GPS-приемников.

Сравнение показаний часов УСПД с УССВ, расположенным в ПС 110/10 кВ Северная, осуществляется 1 раз в 30 минут, корректировка часов УСПД производится при расхождении с УССВ на величину более ±1 с.

Сравнение показаний часов сервера, расположенного в ЦСОИ АО «ГТ Энерго», с соответствующим УССВ, осуществляется 1 раз в 30 минут, корректировка часов сервера производится при расхождении с УССВ на величину более ±1 с.

Сравнение показаний часов счетчиков с часами УСПД (для ИК №№ 1, 2) производится во время сеанса связи. Корректировка часов счётчиков осуществляется при расхождении показаний часов счётчика и часов УСПД на величину более ±1 с, но не чаще 1 раза в сутки.

Сравнение показаний часов счетчиков с часами сервера, расположенного в ЦСОИ АО «ГТ Энерго», (для ИК №№ 3, 4, 5, 6) производится во время сеанса связи. Корректировка часов счётчиков осуществляется при расхождении показаний часов счётчика и часов сервера на величину более ±1 с, но не чаще 1 раза в сутки.

Для ИК №№ 1, 2 передача информации от счётчиков электрической энергии до УСПД, от УСПД до сервера, и для ИК №№ 3, 4, 5, 6 - от счётчиков электрической энергии до сервера 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, УСПД и сервера отражают: время (дата, часы, минуты, секунды) до и после проведения процедуры коррекции часов устройств.

Программное обеспечение

В АИИС КУЭ используется ПО «АльфаЦЕНТР», в состав которого входят программы, указанные в таблице 1. ПО обеспечивает защиту измерительной информации паролями в соответствии с правами доступа. Средством защиты данных при передаче является кодирование данных, обеспечиваемое программными средствами ПО «АльфаЦЕНТР».

Таблица 1 - Идентификационные данные ПО «АльфаЦЕНТР»

Идентиф икационные признаки

Значение

Идентификационное наименование ПО

Amrser-ver.exe

Amrc.exe

Ame-ta.exe

Cdbora2. dll

Encrypt-dll.dll

Alpha-mess.dll

Номер версии (идентификационный номер) ПО

15.04.01

Цифровой идентификатор ПО

101c059a 8cd564ab db880ddb

18ffbbbc

b03481e5

4f4a2dd5

799a898c

94330c3a

b4fad823 d4c02011 3d79b9d5

4bf632ab

39c3cefb dbb1f5a4 7082b8a9 47bdea76

0939ce05 295fbcbb ba400eea e8d0572c

b8c331ab b5e34444 170eee93 17d635cd

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, 2-го и 3-го уровней ИК АИИС КУЭ и их метрологические характеристики

Номер ИК

Номер точки измерений

Наименование точки измерений

Измерительные компоненты

Сервер

Вид электро-энергии

Метрологические характеристики ИК*

ТТ

ТН

Счетчик электрической энергии

УСПД

Пределы допускаемой основной относительной погрешности, (±6) %

Пределы допускаемой относительной погрешности в рабочих условиях, (±6) %

1

2

3

4

5

6

7

8

9

10

11

АО «ГТ Энерго» ГТ-ТЭЦ «Орловская»

1

1.1

ПС 110/10 кВ «Северная», ГРУ-10 кВ, 1С-10 кВ, яч.3

CTS 12 1250/5 Кл.т. 0,5

Г осреестр № 38209-08

TJP 4.1 10000:^3/100:^3

Кл.т. 0,5

Г осреестр № 51401-12

ПСЧ-4ТМ.05МК.00 Кл.т. 0,5S/1,0

Г осреестр № 46634-11

RTU-325L

HP ProLiant ML370

активная

реактив

ная

1,3

2,5

3,4

5,9

2

1.2

ПС 110/10 кВ «Северная», ГРУ-10 кВ, 2С-10 кВ, яч.4

CTS 12 1250/5 Кл.т. 0,5

Г осреестр № 38209-08

TJP 4.1 10000:^3/100:^3 Кл.т. 0,5

Г осреестр № 51401-12

ПСЧ-4ТМ.05МК.00 Кл.т. 0,5S/1,0

Г осреестр № 46634-11

Г осреестр № 37288-08

активная

реактив

ная

1,3

2,5

3,4

5,9

Продолжение таблицы 2

1

2

3

4

5

6

7

8

9

10

11

АО «ГТ Энерго» ГТ-

ЭЦ «Мичуринская»

3

1

Мичуринская ГТ-ТЭЦ, КРУ-6 кВ,

ARJP3/N2J 1250/5 Кл.т. 0,5

VRQ3n/S2 6300:^3/100:^3

Кл.т. 0,5

СЭТ-4ТМ.03М

Кл.т. 0,2S/0,5

_

активная

1,1

3,0

1сКРУ-6 кВ, яч.13

Г осреестр № 50463-12

Г осреестр № 21988-01

Госреестр № 36697-12

реактив

ная

2,3

4,9

4

2

Мичуринская ГТ-ТЭЦ, КРУ-6 кВ,

ARJP3/N2J 1250/5 Кл.т. 0,5

VRQ3n/S2 6300:^3/100:^3

Кл.т. 0,5

СЭТ-4ТМ.03М

Кл.т. 0,2S/0,5

_

активная

1,1

3,0

2сКРУ-6 кВ, яч.12

Г осреестр № 50463-12

Г осреестр № 21988-01

Госреестр № 36697-12

HP ProLiant ML370

реактив

ная

2,3

4,9

5

3

Мичуринская ГТ-ТЭЦ, КРУ-6 кВ,

ARJP3/N2J 1250/5 Кл.т. 0,5

VRQ3n/S2 6300:^3/100:^3

Кл.т. 0,5

СЭТ-4ТМ.03М

Кл.т. 0,2S/0,5

_

активная

1,1

3,0

3сКРУ-6 кВ, яч.13

Г осреестр № 50463-12

Г осреестр № 21988-01

Госреестр № 36697-12

реактивная

2,3

4,9

6

4

Мичуринская ГТ-ТЭЦ, КРУ-6 кВ,

ARJP3/N2J 1250/5 Кл.т. 0,5

VRQ3n/S2 6300:^3/100:^3

Кл.т. 0,5

СЭТ-4ТМ.03М

Кл.т. 0,2S/0,5

_

активная

1,1

3,0

4сКРУ-6 кВ, яч.12

Г осреестр № 50463-12

Г осреестр № 21988-01

Госреестр № 36697-12

реактив

ная

2,3

4,9

*Примечания:

1 В качестве характеристик погрешности ИК установлены пределы допускаемой относительной погрешности ИК при доверительной вероятности, равной 0,95.

2 Характеристики погрешности ИК указаны для измерений активной и реактивной

электроэнергии и средней мощности на интервале времени 30 минут.

3 Основная погрешность рассчитана для следующих условий:

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

(50±0,2) Гц;

-   температура окружающей среды: (20±5) °С.

4 Рабочие условия эксплуатации:

Для ТТ и ТН:

- параметры сети: диапазон первичного напряжения (0,9-1,1)Uh1; диапазон силы первичного тока (0,05-1,2)1н1; коэффициент мощности cosф ^тф) 0,5-1,0 (0,5-0,87); частота (50±0,2) Гц;

- температура окружающего воздуха от - 45 до + 40 °С;

- относительная влажность воздуха не более 98 % при + 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 - 40 до + 60 °С;

- относительная влажность воздуха не более 90 % при + 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 - 10 до + 55 °С;

- относительная влажность воздуха не более 95 % при + 30 °С;

- атмосферное давление от 60,0 до 106,7 кПа.

5 Погрешность в рабочих условиях указана для тока 5 % 1ном cosф=0,8инд и температуры окружающего воздуха в месте расположения счетчиков электроэнергии от - 10 до + 35 °С.

6 Допускается замена ТТ, ТН и счетчиков на аналогичные утвержденных типов с такими же метрологическими характеристиками, какие приведены в таблице 2. Допускается замена УСПД на однотипное утвержденного типа. Замена оформляется актом в установленном собственником АИИС КУЭ порядке. Акт хранится совместно с настоящим описанием типа АИИС КУЭ как его неотъемлемая часть.

7 Все измерительные компоненты АИИС КУЭ должны быть утверждены и внесены в

Государственный реестр средств измерений.

Параметры надежности применяемых в АИИС КУЭ измерительных компонентов:

- счётчик ПСЧ-4ТМ.05МК - среднее время наработки на отказ не менее Т=165000 ч,

среднее время восстановления работоспособности tв=2 ч;

- счётчик СЭТ-4ТМ.03М - среднее время наработки на отказ не менее Т=165000 ч,

среднее время восстановления работоспособности tв=2 ч;

- RTU-325L - среднее время наработки на отказ не менее Т=100000 ч, среднее

время восстановления работоспособности tв=24 ч;

- УССВ - среднее время наработки на отказ не менее Т=35000 ч, среднее время восстановления работоспособности tв=2 ч;

- сервер - среднее время наработки на отказ не менее Т=120000 ч, среднее время восстановления работоспособности te=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 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,

параметрировании:

- 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 ПСЧ-4ТМ.05МК - тридцатиминутный профиль на

грузки в двух направлениях не менее 113 суток; при отключении питания - не менее 5 лет;

- счетчик электрической энергии СЭТ-4ТМ.03М - тридцатиминутный профиль на

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

- RTU-325L - 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 АИИС КУЭ типографским способом.

Комплектность

В комплект поставки входит техническая документация на АИИС КУЭ и на

комплектующие средства измерений.

Комплектность АИИС КУЭ представлена в таблице 3.

Таблица 3 — Комплектность АИИС КУЭ

Наименование компонента

Тип компонента

Количество, шт.

Трансформаторы тока

CTS

6

Трансформаторы тока

ARJP3/N2J

12

Трансформаторы напряжения

TJP

6

Трансформаторы напряжения

VR

12

Счетчики электрической энергии многофункциональные

ПСЧ-4ТМ.05МК

2

Счетчики электрической энергии многофункциональные

СЭТ-4ТМ.03М

4

Устройства сбора и передачи данных

RTU-325L

1

Устройства синхронизации системного времени

УССВ

2

Сервер

HP ProLiant ML370

1

Методика поверки

_

1

Паспорт-формуляр

ЭНСР.411711.042.ПФ

1

Поверка

осуществляется по документу МП 65099-16 «Система автоматизированная информационноизмерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) АО «ГТ Энерго» ГТ-ТЭЦ «Орловская» и ГТ-ТЭЦ «Мичуринская». Измерительные каналы. Методика поверки», утвержденному ФБУ «Курский ЦСМ» в августе 2016 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 ПСЧ-4ТМ.05МК - в соответствии с документом ИЛГШ.411152.167РЭ1 «Счетчик электрической энергии многофункциональный ПСЧ-4ТМ.05МК. Руководство по эксплуатации. Часть 2. Методика поверки», утвержденным ГЦИ СИ ФГУ «Нижегородский ЦСМ» 21 марта 2011 г.;

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

- RTU-325L - в соответствии с документом ДЯИМ.466.453.005МП «Устройства сбора и передачи данных RTU-325 и RTU-325L. Методика поверки», утвержденным ГЦИ СИ ФГУП «ВНИИМС» в 2008 г.

Основные средства 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 ПО для работы с радиочасами МИР РЧ-01;

- термогигрометр CENTER (мод.314): диапазон измерений температуры от - 20 до + 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 ЭНСР.411711.042.И3   «Система

автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии АО «ГТ Энерго» ГТ-ТЭЦ «Орловская» и ГТ-ТЭЦ «Мичуринская». Руководство пользователя».

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 измерений количества и показателей качества нефти № 922 ООО «Транснефть -Порт Козьмино» (далее - система) предназначена для автоматизированных измерений массы брутто и показателей качества нефти при проведении учетных операций при сдаче нефти...
65097-16
FSVA4, FSVA7, FSVA13, FSVA30, FSVA40 Анализаторы спектра
Фирма "Rohde & Schwarz GmbH & Co. KG", Германия
Анализаторы спектра FSVA4, FSVA7, FSVA13, FSVA30, FSVA40 предназначены для измерений амплитудно-частотных характеристик спектра радиотехнических сигналов.
65096-16
2250, 2250-L, 2270 Шумомеры, анализаторы спектра, виброметры
Фирма "Bruel & Kjaer Sound & Vibration Measurement A/S", Дания
Шумомеры, анализаторы спектра, виброметры 2250, 2250-L, 2270 (далее - приборы) предназначены для измерений уровня звукового давления и виброускорения, а также анализа сигналов звукового давления в 1/1 и 1/3 октавных полосах частот.
Капсюли микрофонные конденсаторные (далее - капсюли) 4138, 4144, 4145, 4160, 4176, 4178, 4180, 4188, 4189, 4190, 4191, 4192, 4193, 4197, 4938, 4939, 4941, 4942, 4943, 4944, 4947, 4950, 4953, 4954, 4956 предназначены для измерений звукового давления в...
65094-16
Compact Титраторы автоматические
Фирма "Mettler-Toledo GmbH", Швейцария
Титраторы автоматические серии Compact модели V10S, V20S, V30S, C10S, C20S, C30S (далее титраторы КФ) предназначены для измерения содержания воды по методу Карла Фишера в газах, жидкостях, не взаимодействующих с реактивом Фишера, и в твердых вещества...